i Due Punti

C’era una volta, in Europa…
Nel grande sistema elettrico europeo, la sempre crescente percentuale di energia da fonti rinnovabili destinata a coprire la domanda del sistema può generare importanti problemi.
Ma nessuno lo dice,( a parte i tecnici nei loro ristretti conclavi..)
Ovviamente le RES (acronimo per Renewable Energy Sources) sono fonti che hanno la massima precedenza ed è necessario il loro utilizzo, in quanto una loro eventuale esclusione porterebbe a disperdere una produzione amica dell’ambiente.

Questo, invece, lo dicono tutti. 
Facendo qualche rapido calcolo, se in un anno ci sono 8760 ore, il fotovoltaico a braccetto con l’eolico, riportato alla piena potenza, impegna una quota pari al 15% delle ore disponibili. 
Niente male davvero.
Ma, al di là di chi ancora crede nel paese verde con “biancaneve ed i sette nani”, la domanda è: è possibile, per le RES, una programmazione a lungo termine in modo da definire l’assetto totale più conveniente per coprire le richieste di una nazione?

Utilizzando (l’ormai “pensionato”) buonsenso, si può ritenere che la potenza RES collegata in rete, sia pure per definizione non programmabile, possa essere ritenuta garantita solo dietro una grande mole di investimenti da realizzare (uno per tutti le smart grid sui sistemi a media e bassa tensione), e quindi una crescente affidabilità del sistema elettrico e quindi una attenzione al livello dei prezzi.
Quando?
In Italia, in un orizzonte temporale di non meno di 10-20 anni. Con buona pace dei “super eroi” della “green economy”. 

Non tutti sanno, infatti che sulla rete elettrica, gli impianti a fonti rinnovabili hanno la precedenza nell’immissione di energia, e gli impianti a fonti fossili vengono accesi e chiamati in esercizio per completare il soddisfacimento della domanda elettrica del paese o eventualmente per sopperire alla mancata non programmata produzione da fonti rinnovabili, a causa di avverse condizioni meteo ( concetto di riserva pronta).
Ovviamente, in tutto questo giochino, i servizi di rete (da remunerare!!), diventano sempre più pesanti, soprattutto durante le prese di carico mattutine (le persone vanno a lavorare, i macchinari si avviano, si alza il sole e si avvia il fotovoltaico), serali (si accende l’illuminazione pubblica, tramonta il sole e si ferma il fotovoltaico) e durante i cambiamenti delle condizioni atmosferiche, non sempre esattamente prevedibili. 

Gli impianti tradizionali a combustibili fossili, devono quindi mantenere sempre margini per fronteggiare improvvise richieste in aumento o diminuzione delle produzioni e mantenere costante a 50 Hz la frequenza della rete elettrica, per evitare black-out. E in Italia di black-out sappiamo qualcosina…

L’impatto sugli impianti a combustibile fossile.
Come fin qui esplorato l’introduzione delle RES ha condotto ad un inevitabile esercizio “flessibile” gli impianti a combustibili fossili, che svolgono sempre più il ruolo del “jolly” in una partita di black jack. Il tutto, condito con una importante e non trascurabile, riduzione del loro fattore di utilizzo, che ne compromette in parte  l’efficienza.
L’idea è che non tutti tengono memoria della storia energetica del nostro paese e non tutti ricordano che questi impianti li abbiamo costruiti coi loro pregi e difetti, sono presenti sul territorio e non possiamo pensare di dimenticarli o eliminarli.

Cosa accade?
Ve lo spieghiamo subito:
1)Incremento dei costi di manutenzione per il maggior numero di avviamenti e arresti;
2)Incremento dei costi del personale di esercizio per l’incremento del numero di cicli avviamento/arresto;
3)Diminuzione dell’efficienza, per l’incremento delle ore di funzionamento a carico parziale;
4)difficoltà a coprire gli oneri di ammortamento e finanziari, per la minore produzione.
(E io pago).

Questi problemi, in buona parte, sono già oggi affrontati dagli impianti esistenti e quindi l’affidabilità dell’esercizio della rete elettrica è garantita; la cosa interessante è però che questa nuova impostazione dell’assetto energetico porta ad alcune importanti conseguenze: i nuovi impianti a combustibile fossile, che dovranno essere costruiti per fronteggiare incrementi di domanda o più probabilmente per sostituire impianti vecchi ed inquinanti dovranno essere caratterizzati da una alta flessibilità, con un ridotto fattore di utilizzo ed i parametri fondamentali da considerare in fase di progettazione saranno un compromesso tra efficienza, inquinamento e costi di investimento.

L’impatto delle RES sulle reti elettriche .
Non tutti sanno che le fonti rinnovabili non programmabili sono in genere connesse alle reti di media ed alta tensione (<= 150 kV) più vicine alle utenze finali, ma con un diagramma di produzione “tutto loro”,  del tutto indipendente dalle richieste: quindi questa energia va trasportata dove qualcuno possa consumarla e non è detto che sia nei pressi.
Su questa base, il punto chiave per il futuro è il rinforzo di tutte le parti della rete elettrica, con la costruzione di nuove infrastrutture ed il potenziamento delle interconnessioni tra le strutture esistenti. 

Non va poi dimenticato il coordinamento tra i vari sistemi, programmando e controllando i trasferimenti da una regione all’altra: l’evento in Germania del 4 novembre 2006, quando si rischiò un black out generale a livello europeo (il continente si divise in tre aree squilibrate) è un esempio.
E questo costa, accidenti se costa.
Anche il mercato dovrà supportare lo sviluppo della rete elettrica attraverso chiari segnali economici. 
Ad esempio, ad oggi i costi derivanti dai “problemi di rete” (o congestioni) vengono scaricati su tutti gli utenti finali. Se invece, fossero addebitati  solo sugli utenti interessati alla congestione, questi si sentirebbero sensibilizzati (toccati nel portafoglio) e quindi cooperebbero per eliminare il problema cercando di superare la sindrome NIMBY ormai dilagante.

Dulcis in fundo… i tempi di  costruzione degli impianti RES sono normalmente più brevi di quelli necessari per nuove infrastrutture di rete: da qui, la necessità di una programmazione e pianificazione energetica sul territorio.

Parliamo dell’Abruzzo….e parliamone.
Giusto per dare un fotografia…
La regione non è caratterizzata da elevati consumi elettrici o almeno non dovrebbe esserlo, data  la sua struttura industriale (quasi inesistente).
Accanto ad una produzione rinnovabile abbastanza spinta soprattutto sul fotovoltaico, i principali impianti di produzione a combustibile fossile sono la centrale a ciclo combinato di Gissi (potenza installata 800 MW) e quella di Bussi (potenza installata 140 MW circa), quest’ultima località meglio nota per vicende meno nobili.

I principali impianti idroelettrici sono, invece, ubicati nel teramano: in particolare Montorio, San Giacomo e Provvidenza, e nonostante la “mala gestio” legata all’acqua in Abruzzo, sembrano rispondere bene.
La regione è attraversata da sud a nord da una sola linea 380 kV, che segue all’incirca tutta la costa adriatica: in particolare dal nodo elettrico di Pescara si diparte un’altra linea 380 kV che raggiunge il ternano e poi la costa tirrenica a nord di Roma.

Questo sistema elettrico, parecchio debole, è uno dei principali ostacoli al corretto e completo trasferimento verso le utenze della potenza RES generata nelle regioni meridionali: spesso è necessario ridurre il livello produttivo degli impianti a carbone (in Italia quelli a più basso costo) e talvolta si richiede la fermata persino di qualche impianto RES. 
Per risanare questi problemi, il piano di sviluppo della rete elettrica dovrà prevedere grandi interventi che a grandi linee sono riconducibili al raddoppio della attuale dorsale adriatica. 

Ci crediamosia possibile?
L’altro grande intervento sul sistema elettrico riguardante l’Abruzzo dovrebbe essere il collegamento transfrontaliero col Montenegro, a mezzo di un cavo sottomarino in corrente continua, intervento questo, figlio di un programma europeo che ha l’obiettivo principale di incrementare lo scambio di energia e potenza con l’area balcanica, cosi da ottenere una più efficiente gestione del sistema elettrico europeo integrato.
I due interventi esposti sono del tutto indipendenti tra loro: l’eventuale necessità del primo deriva dall’attuale limite nel trasferimento di potenza tra il sud ed il nord Italia; la proposta del secondo fa parte del ventaglio dei programmi europei. 

Certo è che il secondo intervento dispiegherebbe appieno i suoi benefici effetti, solo a valle del raddoppio della dorsale adriatica…. C’est è!
Insomma un bel caos per i nostri amministratori… belle “ruggini” per i nostri tecnici, belle sfide per i nostri ricercatori.
…ma l’ordine è il sottordine del disordine, come disse qualcuno… 
Beato chi ci capisce!

Enrico Malusardi
Susanna Ciminà

Fonti: 

[Piano di sviluppo TERNA; Statistiche produzioni e consumi elettrici TERNA; UCTE  final report; “System disturbance on 4 November 2006”; Jacob Klimstra “Power supply challenges”; Jacob Klimstra and Markus Hotakainen, ‘Smart Power Generation’]

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