5.2 Prospettive tecnologiche e R&ST. 5.3 I costi

lampad

 

5.2 Prospettive tecnologiche e R & ST

Il nuovo modello di reti dovrà garantire l’integrazione della GD e per questo motivo il distributore dovrà essere in grado di affrontare una sfida tecnologica importante, gestendo le connessioni delle nuove e sempre maggiori unità produttive distribuite con trasparenza e colmando l’attuale gap tecnologico.

Il potenziamento delle infrastrutture elettriche e la migrazione verso il modello di reti “attive” sono al centro dell’attenzione del quadro regolatorio nazionale, caratterizzato da tre principali livelli33:

33 Smart grid le reti elettriche di domani, 2010 – Energy Lab.

1. Regolazione di accesso e connessione alle reti (delibera ARG/elt 125/10 – Modifiche e integrazioni alla deliberazione ARG/elt 99/08): definisce le condizioni tecniche ed economiche, rivolte all’impresa distributrice (es. ENEL Distribuzione, ACEA, ecc) e al cliente produttore, per la connessione alle reti di distribuzione degli impianti di produzione.

2. Modalità di cessione dell’energia prodotta (delibera 3 giugno 2008 – ARG/elt 74/08: Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto (TISP)): struttura la nuova disciplina dello scambio sul posto e la sua integrazione nel mercato elettrico, prevedendo che lo scambio sul posto sia erogato da un unico soggetto su base nazionale (il Gestore dei Servizi Energetici – GSE).

3. Incentivazione applicabile a determinate forme di produzione e di distribuzione dell’energia elettrica: riveste particolare importanza la delibera dell’AEEG ARG/elt 39/10, con la quale si definiscono le procedure e i criteri di selezione per alcuni progetti pilota (su reti MT), attraverso i quali modernizzare e rendere più flessibili e intelligenti le reti di distribuzione dell’energia elettrica (verso le smart grids). In tale ambito, il D. Lgs. 5 maggio 2011 (Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici) e il D. Lgs 8 febbraio 2007 n. 20 (Promozione della cogenerazione ad alto rendimento) individuano misure volte a promuovere, a livello nazionale, l’uso estensivo di tali tecnologie. Le unità di carico non programmabili dovranno essere gestite con la supervisione dell’utilizzo dei sistemi di gestione di energia e le caratteristiche tecniche del generatore dovranno essere note al distributore per fornire servizi di rete. I fornitori dei servizi saranno gli operatori delle reti di distribuzione e i fruitori dei benefici saranno produttori, utilizzatori, operatori del bilanciamento. La rinnovata configurazione migliorerà la continuità del servizio elettrico, attraverso la sua funzione self healing, svolgendo quindi funzioni di auto-riconfigurazione ottimale della rete e protezioni che si adattano alla tipologia di rete. Sarà attuato il controllo dei flussi di potenza e delle tensioni ai nodi, e la disponibilità di informazioni aggiornate in tempo reale dei flussi di potenza attiva e reattiva permetterà di gestire tempestivamente le criticità di esercizio, e di programmare in tempi brevi l’adeguamento della rete a nuove connessioni di GD. I fornitori dei servizi saranno gli operatori delle reti di distribuzione e i fornitori di servizi di misura, mentre i beneficiari delle migliorie sul sistema saranno gli utilizzatori, i produttori, i venditori di energia e gli operatori delle reti di distribuzione. L’impiego di metodologie e di strumenti per un esercizio attivo della rete permetterà una gestione ottimizzata a partire dall’infrastruttura disponibile, ritardando l’esigenza di interventi in termini di nuove linee e/o trasformatori. I fornitori dei servizi saranno gli operatori delle reti di distribuzione e i fornitori di servizi di misura, mentre i beneficiari delle migliorie sul sistema saranno gli utilizzatori, i produttori e gli operatori del bilanciamento. L’installazione dei contatori elettronici è stato il primo passo compiuto verso la flessibilizzazione della domanda. Si dovrà sfruttare tale dispositivo per abilitare gli utenti a conoscere tempestivamente consumi e immissioni e adeguarsi al mercato. Ci sarà posto in questo contesto per nuovi soggetti del mercato, gli aggregatori della domanda, che offriranno ai gestori di rete nuovi servizi come l’interrompibilità diffusa, profili di immissione e prelievo prevedibili, aggregando le disponibilità fornite da gruppi di utenti che da soli non possono accedere al mercato. I fornitori dei servizi saranno gli operatori delle reti di distribuzione e i fornitori di servizi di misura, i venditori di energia, i fornitori di applicazioni e servizi, i fornitori di piattaforme per la borsa elettronica, mentre i beneficiari delle migliorie sul sistema saranno gli utilizzatori e i fornitori di tecnologie per la SG. Il coinvolgimento del consumatore finale, che diventa parte attiva (prosumer) attraverso la sua maggiore consapevolezza, e quindi l‘informazione del cliente circa il suo comportamento energetico e la possibilità di modulare la propria domanda e offerta, sono le maggiori sfide delle reti del futuro. L’interfaccia cliente finale/rete elettrica sarà mantenuta attraverso il contatore e gestita da remoto. I fornitori dei servizi saranno gli operatori delle reti di distribuzione, i fornitori di servizi di misura, i venditori di energia e le ESCo, mentre i beneficiari delle migliorie sul sistema saranno gli utilizzatori e i produttori.

5.3 Costi

L’analisi dell’impatto economico della GD sul sistema elettrico è legata principalmente alla sommatoria di diverse voci di costo, quali: costi di incentivazione, di investimento di O&M (operation and maintenance) e di produzione del parco tradizionale. L’incremento dei costi dell’energia, prodotta in un sistema in cui il grado di penetrazione della GD è elevato, è riconducibile alla non programmabilità di gran parte degli impianti di piccola e media taglia, sia che si tratti di impianti che funzionano con fonti energetiche rinnovabili (FER) di tipo intermittente (ad esempio eolico, fotovoltaico, impianti idroelettrici ad acqua fluente), sia di impianti cogenerativi, la cui produzione elettrica è condizionata dalla produzione di calore che essi devono garantire. I costi di produzione crescono in funzione del livello di sicurezza e di flessibilità che il sistema elettrico deve garantire attraverso la produzione da fonte convenzionale, e comprendono:

– i costi d’incentivazione;

– i costi per il mantenimento di un’adeguata capacità programmabile;

– i costi per l’incremento del margine di riserva rotante;

– i costi per lo sbilanciamento.

 

Tale incremento di costi è anche accompagnato da una fase transitoria di mercato, in cui le problematiche più incidenti sono la limitata correlazione tra remunerazione e grado di scarsità dell’offerta registrata nel mercato, l’assenza di penalizzazioni per gli operatori che non rendono effettivamente disponibile la capacità produttiva promessa, la presenza di un incentivo a rendere disponibile la capacità produttiva nei momenti di maggiore criticità, che consiste esclusivamente nel segnale di prezzo fornito dai mercati dell’energia. La somma di queste incertezze e mancanze produce due effetti: l’incremento dei costi di produzione dell’energia, che comporta, per i produttori, l’impossibilità di prevedere con ragionevole certezza la remunerazione su un orizzonte di lungo periodo, e l’aumento del prezzo dell’energia per gli utenti.

Fonte:ENEA

 

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