Piano Energetico Regionale

Il piano Energetico Regionale Ambientale della Regione Sardegna
(Agosto 2006)

è visibile e scaricabile al seguente indirizzo:

http://www.regione.sardegna.it/documenti/1_73_20060829124936.pdf

Sintesi del Piano energetico ambientale regionale

Gli obiettivi principali del Piano energetico ambientale regionale possono essere sintetizzati in cinque punti: stabilità e sicurezza della rete (realizzazione del cavo elettrico sottomarino di grande potenza Sardegna-Italia (Sapei) e del metanodotto sottomarino dall’Algeria); sistema energetico funzionale all’apparato produttivo; tutela ambientale; strutture delle reti dell’energia (collegamento tra l’isola e la penisola mediante due nuovi cavi in corrente continua da 500 MW ciascuno ed un cavo in corrente alternata da 50 MW che collega la Sardegna con la Corsica, secondo il nuovo programma del gestore della rete di trasmissione nazionale Terna spa); diversificazione delle fonti produttive.


Gli obiettivi principali del Piano energetico ambientale regionale possono essere sintetizzati in cinque punti:

– Stabilità e sicurezza della rete.Il rafforzamento delle infrastrutture energetiche della Sardegna si basa su una interconnessione strutturale più solida, derivante dalla realizzazione del cavo elettrico sottomarino di grande potenza Sardegna-Italia (Sapei) e del metanodotto sottomarino dall’Algeria;

– Sistema energetico funzionale all’apparato produttivo. La struttura produttiva di base esistente in Sardegna deve essere preservata e migliorata sia per le implicazioni ambientali sia per le prospettive dei posti di lavoro. Pertanto, il sistema energetico regionale deve essere proporzionato in modo da fornire al sistema industriale esistente l’energia a costi adeguati a conseguire la competitività internazionale, tenendo conto che i fabbisogni energetici variano in funzione del mercato e delle tendenze di crescita dei diversi settori;

– Tutela ambientale. La Regione, in armonia con il contesto dell’Europa e dell’Italia, ritiene di particolare importanza la tutela ambientale, territoriale e paesaggistica della Sardegna. Pertanto gli interventi e le azioni del sistema energetico regionale devono essere concepite in modo da minimizzare l’alterazione ambientale. In coerenza con questa impostazione, tutti gli impianti di conversione di energia, inclusi gli impianti di captazione di energia eolica, fotovoltaica e solare aventi estensione considerevole per la produzione di potenza elettrica a scala industriale, dovranno essere localizzati in siti già compromessi, preferibilmente in aree industriali esistenti e comunque in coerenza con il Piano paesaggistico regionale (Ppr).
La Sardegna si propone di contribuire all’attuazione dei programmi di riduzione delle emissioni nocive, compatibilmente con le esigenze generali di equilibrio socio-economico e di stabilità del sistema industriale esistente. In particolare, si propone di contribuire alla riduzione delle emissioni nel comparto di generazione elettrica facendo ricorso alle fonti di energia rinnovabili (Fer) ed alle migliori tecnologie per le fonti fossili e tenendo conto dell’opportunità strategica per l’impatto economico-sociale del ricorso al carbone Sulcis;

– Strutture delle reti dell’energia. Il sistema energetico regionale della Sardegna è quasi isolato dal punto di vista strutturale. Allo stato attuale, infatti, esiste il cavo sottomarino Sardegna-Corsica-Italia (Sacoi), una infrastruttura obsoleta di limitata potenza (300 MW). Per il prossimo futuro è previsto il collegamento tra l’isola e la penisola mediante un nuovo cavo in corrente continua da 500 MW per il 2008 ed un ulteriore cavo da 500 MW per il 2009 (Sapei). Inoltre, è entrato in funzione nel 2006 un cavo in corrente alternata da 50 MW che collega la Sardegna con la Corsica (Sarco), secondo il nuovo programma del gestore della rete di trasmissione nazionale Terna spa.
Il sistema energetico regionale è anche costituito dalla rete di distribuzione del gas combustibile, in fase avanzata di costruzione nella maggior parte dei capoluoghi di provincia e in diversi centri isolani. Inoltre, è previsto il metanodotto dall’Algeria alla Sardegna ed alla Penisola italiana, il cui completamento è atteso per la fine del 2010. Nella progettazione e realizzazione della dorsale del metanodotto che attraverserà la Sardegna, si terrà conto delle diramazioni sia per i bacini delle aree urbane, sia per le aree industriali al servizio delle future centrali termoelettriche a metano;

– Diversificazione delle fonti energetiche. La necessità di assicurare un approvvigionamento energetico efficiente richiede di diversificare le fonti energetiche. Pertanto, il Pear individua un equilibrato mix di fonti che tenga conto delle esigenze del consumo, delle compatibilità ambientali e dello sviluppo di nuove fonti e nuove tecnologie. In tal senso, risulta strategico investire nelle fonti rinnovabili per un approvvigionamento sicuro, un ambiente migliore e una maggiore efficienza e competitività in settori ad alta innovazione.


Stato attuale del sistema energetico della Sardegna

Lo “Studio per la definizione del Piano energetico ambientale della Sardegna” parte da un’analisi del sistema energetico regionale, basata sui dati ufficiali dell’Enea, dell’Istat, del Grtn, dell’Enel e dell’Osservatorio economico, al dicembre 2004 e sulle attività già programmate e in corso di realizzazione.
L’aspetto più rilevante riguarda il sistema della generazione elettrica. Per quanto riguarda la produzione, dai dati analizzati nel Piano si rileva:

a) nella trasformazione dell’energia primaria in energia elettrica, sul totale di 2.882 ktep il carbone ha fornito il 50,9%, i prodotti petroliferi il 44,2%, le fonti rinnovabili il 4,9%;

b) la produzione lorda di energia elettrica è stata di 14.577 GWh. Se confrontata con gli usi elettrici finali, denota una efficienza interna del sistema elettrico regionale di 80,8%;

c) nel comparto termoelettrico è aumentato il contributo del carbone, che risulta alimentare le seguenti centrali termoelettriche: 1) Sulcis 3 (Enel) da 240 MW; 2) Sulcis 2 (Enel) a letto fluido da 340 MW; 3) Endesa di Porto Torres 2x320 MW; 4) piccola centrale CWF di Oristano a carbone fluido;

d) sono alimentati da prodotti petroliferi i seguenti impianti: 1) la centrale a gassificazione del “Tar” Sarlux (Saras) da 560 MW; 2) la centrale Enel di Assemini 2x80 MW; 3) la centrale Enel di Portoscuso 2x160 MW; 4) i due gruppi Endesa di Fiumesanto 2x160 MW; 5) gli impianti degli autoproduttori (tra cui l’impianto di Ottana 2x70 MW). Gli impianti dei punti 2) e 3) sono destinati al servizio di riserva;

e) è aumentato il contributo delle fonti di energia rinnovabili per la realizzazione di nuovi impianti idroelettrici: Tirso 1 da 20 MW e Tirso 2 da 4 MW. Gli impianti eolici hanno raggiunto nel dicembre 2004 una potenza installata di 240 MW nominali, mentre il contributo delle FER è stato di 597 GWh/a, pari al 4,1% del consumo elettrico interno lordo.

f) la produzione idroelettrica media nel periodo 2000-04 è stata 233 GWh, e nell’anno 2004 è stata di 311,5 GWh. Quella eolica è stata di 218,2 GWh e quella da biomasse di 67,2 GWh.

Per quanto riguarda la domanda di energia elettrica, nel 2003 gli usi finali ammontavano a 11.509 GWh, mentre nell’anno 2004 a 11.783 GWh, con un tasso annuo di crescita del 2,4 per cento.
Gli usi finali nel settore industriale sono attestati intorno a 7400 GWh/a, con la prevalenza dell’industria di base chimica e metallurgica (ad alta intensità di energia), che presenta una domanda di circa 5.000 GWh/a.
Nel settore civile, sempre nel 2004, gli usi finali hanno raggiunto 4.205 GWh. Non si sono rilevati effetti delle azioni di risparmio: infatti, il settore presenta una variazione di crescita del 3,9% rispetto all’anno 2003.


Analisi comparata dei sistemi energetici della Sardegna e dell’Italia

Dall’analisi degli usi finali di energia elettrica, emerge la peculiare situazione della Sardegna a causa dell’alta incidenza percentuale del settore industriale. Confrontando tra loro i dati Sardegna-Italia relativi al consumo totale di energia elettrica, si evince che l’incidenza percentuale della Sardegna è pari a 3,87%; se però si confrontano tra loro i dati specifici di alcune attività industriali, come per esempio il settore dei metalli non ferrosi, si evidenzia una forte incidenza percentuale dei consumi di energia elettrica in Sardegna, cioè il 53,18% di quelli dell’Italia (2,945 Twh su 5,538 Twh).
Anche il settore della chimica ha una forte incidenza percentuale rispetto al totale italiano, ossia il 10,32 % (2,004 Twh su 19,430 Twh). Questi due settori industriali richiedono molta energia elettrica specifica di produzione e rappresentano una parte consistente dei consumi.
Se si considera il totale dei consumi di energia elettrica del settore manifatturiera di base ricaviamo che la Sardegna, rispetto all’Italia, ha un’incidenza del 7,54 % (5,393 Twh su 71,525 Twh). Sul totale dei consumi di energia elettrica del settore manifatturiera di base della Sardegna, i subsettori chimica e metalli non ferrosi insieme rappresentano il 91,8 per cento. Per tutta questa serie di motivi, l’industria della Sardegna è di tipo “energivora”; l’elevata concentrazione di industrie nelle quali si svolgono queste attività in maniera preponderante è localizzata nei poli industriali di Ottana, Sarroch e Macchiareddu, Portotorres, Portoscuso-Portovesme (soprattutto metalli non ferrosi). La forte presenza in Sardegna dell’industria energivora sbilancia i consumi a favore della manifatturiera di base, che rappresenta il 45,8% del totale dei consumi (Italia 23,5 %).


Il sistema elettrico

Il Piano energetico ambientale regionale prende le mosse dall’analisi del sistema elettrico della Sardegna, il cui parco di generazione – nominalmente – può sviluppare una potenza lorda di 3.782,2 Mw. Concorrono a costituire tale potenza 3.068 Mw provenienti da impianti di generazione termoelettrici; 456,54 da impianti idroelettrici; 16,975 da impianti a biomassa e Rsu, 240 provenienti da impianti eolici e 0,7 Mw da impianti fotovoltaici.
Oltre alla potenza messa a disposizione dalle centrali situate nell’estensione del territorio della Sardegna, è resa disponibile un’ulteriore potenza dal già citato elettrodotto Sacoi di interconnessione, via Corsica, con la rete elettrica della Penisola.
Il Pear ipotizza uno scenario di variazione della domanda interna costituito da una crescita teorica di tipo esponenziale con tasso medio annuo desunto dall’andamento storico pari al 2,35 per cento. In tal modo si ottiene una stima della domanda netta interna al 2012 di 15.500 Gwh (15,5 miliardi di Kwh). Viene invece definita domanda razionale il risultato sperato degli interventi di risparmio e uso razionale che si è programmato di conseguire applicando le normative europee e nazionali, oltre ad alcune azioni più incisive di risparmio prescrivibili a livello regionale.
Il risultato di queste azioni di risparmio è riassunto dal valore del tasso di crescita medio annuo, molto ridotto rispetto a quello tendenziale, pari allo 0,81 %, che porta ad una domanda netta interna al 2014 di 13.000 Gwh (13 miliardi di Kwh). Poiché non si può conoscere la capacità di convincimento e di imposizione che si realizzerà, non si può dare per certo questo risultato della crescita razionalizzata.


Uso razionale dell’energia

Lo stato di isolamento della rete della Sardegna comporta la necessità di disporre di una potenza di riserva pari all’80% del picco massimo, il che porta ad un parco di generazione ridondante, ad alterazioni ambientali e ad un aumento del costo del Kwh prodotto.
Perciò, si sottolinea nel Piano, è necessario predisporre programmi e azioni per regolare la curva di carico, senza subirla come inevitabile. Azioni possibili sono:

– tariffe multiorarie;

– limitazioni alle piccole macchine frigorifere;

– certificazione energetica degli edifici con norme anche su bilancio estivo e impianto di refrigerazione;

– eliminazione degli scaldacqua elettrici;

– diffusione dei pannelli solari termici e fotovoltaici;

– centralizzazione degli impianti di condizionamento ed accumulo freddo;

– riduzione dell’illuminamento notturno, mediante l’introduzione di apposite norme nei regolamenti comunali;

– sistemi di controllo e risparmio dei consumi nelle strutture pubbliche (ospedali, uffici etc.).

Il Piano indica come necessario (anche se obiettivamente complicato) intervenire nel settore dei trasporti, il cui fabbisogno è di 1.326 ktep l’anno (tonnellata equivalente di petrolio, un tep uguale a 4500 kw), pari al 33 % dei consumi finali.
Per l’agricoltura, infine, la risposta del Piano è quella di «stimolare la realizzazione di impianti solari termici per il riscaldamento delle serre e l’essiccazione, di impianti solari fotovoltaici per il pompaggio, l’irrigazione e l’illuminazione».


Sviluppo dell’offerta di energia

1. Gli impianti a carbone - Nel contesto internazionale dell’approvvigionamento delle materie prime energetiche si constatano in questi ultimi anni condizioni che tendono a diventare ricorrenti:

– lo spostamento dell’interesse internazionale verso i nuovi giacimenti di petrolio e gas naturale delle regioni dell’est europeo (Mar Caspio);

– il grande tasso di sviluppo della Cina e dell’India, che assorbono grandi quantità di petrolio e di carbone, contribuendo a modificare la domanda e a determinare un aumento dei prezzi;

– la continua oscillazione del prezzo del petrolio, un minore aumento del prezzo del gas naturale, una relativa stabilità del prezzo del carbone.

Pertanto, il carbone continua a svolgere un ruolo importante nella possibile riduzione dei costi di produzione dell’energia elettrica, almeno nel contesto delle previsioni a breve e medio termine.
Non si può tuttavia trascurare il fatto che il carbone presenta il valore più alto dell’indice di emissione di CO2 e di altre emissioni nocive; né a breve termine si può contare sulle tecnologie a emissione zero (clean coal technology) che presentano molti aspetti critici, come la diminuzione dell’efficienza energetica ed il trasferimento dell’inquinamento dall’atmosfera ad altri corpi della geosfera (sottosuolo).
Le nuove tecnologie, come gli impianti di gassificazione a ciclo combinato e gli impianti a ciclo supercritico ed ipercritico, consentendo di aumentare i rendimenti elettrici rispetto agli impianti a carbone convenzionali, producono una riduzione delle emissioni specifiche di CO2. In Italia queste tecnologie delle centrali a “ciclo super ed iper-critico” a carbone sono già applicate in centrali di potenza dell’ordine di 620 MW e possono avere rendimenti dell’ordine del 45 per cento.
In questo contesto si pone il ruolo di base che può svolgere il carbone in Sardegna, in particolare il carbone Sulcis, unico giacimento nazionale. Esso può contribuire all’autonomia energetica della Sardegna e dell’Italia nel contesto della Ue, come può consentire la riduzione dei costi dell’energia elettrica ed essere funzionale alle esigenze energetiche delle imprese dell’isola.
La potenza e la tecnologia della nuova centrale prevista nel Pear dovranno essere tali da assicurare una produzione della miniera non inferiore a un milione di tonnellate all’anno di carbone Sulcis “lavato”.

2. Gli impianti alimentati da prodotti petroliferi - Tenuto conto del costo sempre maggiore che il petrolio presenta rispetto alle altre fonti fossili, tenuto anche conto della instabilità economico-politica che lo caratterizza, il petrolio è destinato a svolgere nel settore termoelettrico un ruolo inferiore. Nel caso della Sardegna, il petrolio svolge un ruolo importante attraverso i residui della raffinazione del petrolio (Tar) utilizzati per alimentare l’impianto Sarlux (Sarroch) da 550 Mw; inoltre, alcuni impianti come quelli della Endesa di Fiumesanto, quelli dell’Enel di Assemini, quelli della Aes di Ottana funzionano alimentati da olio combustibile.
Pertanto il Piano non prevede un ruolo ulteriore del petrolio negli scenari proposti al di là del ruolo che l’impianto Sarlux continuerà a svolgere almeno fino al 2020, data fino alla quale ha per contratto priorità nel dispacciamento.
Finché non arriverà il metano tramite gasdotto, il petrolio continuerà ad avere un ruolo importante per gli autoproduttori di energia elettrica.
La società Endesa ha in fase di costruzione una centrale a turbine a gas 2 x 40 Mw come potenza di riserva, alimentata a gasolio finché non arriverà il gasdotto.

3. Il gas naturale - In base allo sviluppo dei programmi regionali, si prevede che il gasdotto dall’Algeria verrà realizzato entro il 2011: da allora, ci sarà l’opportunità di utilizzare il gas naturale in Sardegna per il settore civile e per le piccole-medie industrie e anche per la produzione di energia elettrica in modo efficiente. Per dare maggiore sicurezza all’approvvigionamento, i gruppi imprenditoriali potranno anche realizzare un impianto ad accumulo di metano liquido con rigassificazione, in collegamento con il gasdotto.
Nel Piano energetico si propone la riconversione di alcune centrali esistenti dall’olio combustibile al gas naturale con la tecnologia del “ciclo combinato gas-vapore” (Ngcc), che consente oggi di ottenere rendimenti elettrici dell’ordine del 60 % e di ridurre le emissioni specifiche locali di CO2 a circa un terzo rispetto alle emissioni delle centrali a carbone.
La conversione di queste centrali può richiedere un tempo di due o tre anni, ma è necessario che ci sia certezza sull’arrivo del gas naturale, nonché sulla realizzazione della Dorsale sarda sud-nord e sulle diramazioni alle principali aree industriali, perché un produttore possa programmare per tempo la realizzazione di una centrale Ngcc.
Gli esperti che hanno elaborato il Piano ritengono necessario evitare di utilizzare il metano nelle centrali tradizionali a basso rendimento: sarebbe sprecato e non produrrebbe la desiderata riduzione delle emissioni di CO2; inoltre, ne risulterebbe un costo del Kwh elevato. Pertanto si è ipotizzato che, dopo l’arrivo del metano, si possano avere per riconversione due centrali, una da 400 Mw e una da 200 Mw. Successivamente, altre centrali esistenti alimentate oggi a carbone o a olio potranno essere riconvertite a gas in rapporto anche alla evoluzione dei prezzi.

4. Gli impianti elettrici da fonti di energia rinnovabili - Il Piano sottolinea che ciascuna delle fonti da energia rinnovabile può dare in Sardegna, in via di ipotesi, un significativo contributo al conseguimento dell’obiettivo indicato dalla direttiva dell’Unione europea, vale a dire il 22 % della domanda elettrica interna. Ipotizza anche gli impianti che con ciascuna Fer si possono alimentare.

4.1. Biomassa - La produzione reale degli impianti a biomassa dipende notevolmente dalle condizioni meteorologiche, dall’organizzazione logistica, dai contratti, dai trasporti. Utilizzando la disponibilità di biomassa stimata e di quella da coltura dedicata, si può alimentare una potenza nominale totale di 135 Mw, con un tempo di funzionamento di 7.000 h/anno.

4.2. Energia solare- Il Piano si occupa, in un’apposita sezione, degli impianti a energia solare per la produzione di energia elettrica di taglia industriale; degli impianti solari termici per il riscaldamento di acqua a bassa temperatura e degli impianti fotovoltaici per il settore civile (residenziale e terziario), tecnologie previste per promuovere e attuare l’uso razionale dell’energia.

4.3. Energia idraulica : la possibilità di prevedere un preciso valore del contributo dell’energia idraulica alla domanda interna è molto aleatoria: infatti, la Sardegna, caratterizzata da un clima semi-arido, va soggetta a cicli di siccità, per cui l’acqua viene preservata per gli usi idrici obbligati. Tenendo conto degli impianti già esistenti e di quelli da rea­lizzare, nel Piano si è stimata una producibilità media annua per il 2010-14 di 370 Gwh/a.

4.4. Energia eolica : lo studio del Piano energetico ha accertato con apposita indagine il numero di impianti eolici in funzione o previsti entro l’anno 2005: 340 Mw (trascurando alcune piccole centrali eoliche ormai fuori uso), per i quali si stima, anche sulla base dei dati sperimentali acquisiti dagli impianti esistenti, una producibilità dell’ordine di 700 Gwh/a.
Considerando i limiti per garantire la sicurezza e la stabilità della rete e tenendo in considerazione l’obiettivo di raggiungere il 22 % di Fer rispetto al fabbisogno interno, la potenza totale eolica necessaria sarà di 550 Mw, inclusi gli impianti esistenti e quelli già autorizzati. Tali impianti potranno essere installati in zone compromesse, preferibilmente in aree industriali a supporto della riduzione del costo dell’energia elettrica delle industrie manifatturiere energivore e delle aziende del comparto agroalimentare, anche mediante l’installazione di mini-impianti eolici limitrofi alle aziende stesse.

4.5. Energia dai rifiuti solidi urbani - La massa di rifiuti prodotti in Sardegna, dopo la raccolta differenziata e la formazione dei combustibili da rifiuti (Cdr o Rsu), può alimentare una potenza elettrica totale di circa 30 MWe, che possono essere dislocati in diverse aree industriali esistenti. Gli impianti saranno dotati delle migliori tecnologie disponibili (Bat) per la depurazione dei fumi ed il trattamento delle ceneri.

Questa la proposta di dislocazione ritenuta coerente dal Piano:

– impianto da 20 MWe nell’area industriale di Ottana;

– impianto di circa 10 MWe nell’area di Cagliari-Assemini (Casic), ove esiste già un impianto da 9,4 MWe.

Questi impianti di termovalorizzazione, ipotizzati in armonia con il Piano regionale dei rifiuti, si ipotizza che possano contribuire alla produzione di energia elettrica nella misura di 280 GWh/anno.


Riepilogo analitico dello sviluppo della generazione elettrica

Lo sviluppo della generazione elettrica proposto nel Piano è caratterizzato da una prevalenza del carbone tra le fonti di energia primaria che alimentano il comparto elettrico, ma si avvale anche del contributo delle fonti rinnovabili e del metano dopo il 2010.
Riepilogando:

– la domanda interna cresce secondo il tasso calcolato dal Grtn da 12.000 GWh/a del 2003 a 15.500 GWh/a del 2014;

– se si mettono in atto i programmi di uso razionale dell’energia e di risparmio, la crescita stimata è più debole e raggiungerebbe il valore di 13.000 GWh nel 2014;

– gli impianti degli autoproduttori sono alimentati ad olio combustibile e Gpl fino all’arrivo del metano;

– l’impianto Sarlux è alimentato da un residuo petrolifero (il “Tar”) ed ha priorità nel dispacciamento, secondo le norme del Cip 6/92, e continuerà ad avere la priorità fino al 2020;

– i rifiuti solidi urbani daranno un contributo a partire dal 2008 con due nuovi impianti per complessivi 30 MWe;

– la centrale di Endesa da 2x320 MW sarà alimentata da carbone estero;

– la centrale Enel Sulcis 3 da 240 MW sarà alimentata da carbone;

– la centrale Enel Sulcis 2 da 340 MW a letto fluido sarà alimentata prevalentemente da carbone;

– la “centrale integrata con la miniera” sarà alimentata da carbone Sulcis (1 Mt/a) misto a carbone estero ed avrà la priorità nel dispacciamento secondo il dispositivo di pagamento dell’energia elettrica tipo CIP6/92;

– le fonti energetiche rinnovabili complessivamente daranno un contributo crescente che raggiungerà nel 2010 il 22% del consumo elettrico interno razionale; si utilizzeranno l’energia solare, la biomassa legnosa ed erbacea, il biogas, l’energia idraulica, l’energia eolica per un valore massimo di potenza di 550 MW nominali.

Questo programma di sviluppo mette in evidenza che il sistema elettrico della Sardegna valorizza il carbone Sulcis. Inoltre, sia la Sarlux che la Centrale integrata con la miniera a carbone Sulcis avranno la priorità nel dispacciamento. Per poter evitare che il ruolo delle centrali Enel ed Endesa venga reso marginale riguardo alla domanda interna, è necessario quindi che il cavo Sapei venga realizzato al più presto.


Sostegno alla ricerca

Per quanto riguarda infine il ruolo della ricerca, il Piano energetico sottolinea come la Regione sia impegnata ad individuare adeguati strumenti normativi per sostenere le attività di ricerca già esistenti in Sardegna nel campo delle tecnologie per l’energia e a promuovere ulteriore sviluppo e innovazione. Tra i centri di ricerca già operativi nel campo dell’energia, oltre alle Università di Cagliari e di Sassari, vi sono la Sotacarbo, il Crs4, il Cras, nonché la Saras Ricerche.
La Sotacarbo, in particolare, è impegnata nello sviluppo delle “Clean coal technologies” (Ccts) e nella produzione di idrogeno dal carbone; il CrsS4 nel campo dell’energia solare ad alta temperatura; il Cras per le nuove colture di specie vegetali per uso energetico.

Reti intelligenti o smart grids: la soluzione per la rete elettrica
IL RESTO È NOIA, COSE GIÀ FATTE E DETTE E TANTE BUFALE MEDIATICHE
sabato 18 febbraio 2012 di Erasmo Venosi

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I segnali provenienti dal nuovo ministro dell’ambiente sulla modifica del mix di composizione energetica sono importanti ma, di certo non segnano un’inversione di tendenza nell’impostazione delle politiche ambientali degli ultimi 30 anni. Il Ministro ha sbloccato 600 milioni di euro istituiti dal vituperato Pecoraro nel 2007 e bloccato, dagli Attila ambientali Prestigiacomo -Tremonti.

Continua a mancare, nell’impostazione politica, l’integrazione tra, investimenti in infrastrutture elettriche innovative, in ricerca ed espansione dei provvedimenti a tutti i settori “ carbonizzati”. Si continua scientemente ad ignorare il problema delle reti di trasmissione e di distribuzione elettrica con l’aggravante che, in prospettiva, elevati flussi di energia perverranno, sia dagli impianti eolici off-shore che si stanno moltiplicando nel Mar del Nord (40 milioni di Kw), sia dall’energia del progetto Desertic in Africa settentrionale: 100 milioni di Kw, ovvero l’equivalente della potenza attualmente installata in Italia.

Il flusso di energia proveniente da fonte energetiche rinnovabili, in particolare eolico e solare, è poco programmabile e comunque di non poca facile gestione. Attualmente , l’architettura di rete è così articolata : generazione di energia elettrica – trasmissione della energia attraverso gli elettrodotti e infine distribuzione ai consumatori. Nel sistema elettrico l’energia prelevata dai consumatori è immessa in rete da un insieme d’impianti di produzione elettrica.



Il funzionamento del sistema elettrico richiede il bilanciamento istantaneo e continuo tra , l’energia elettrica prelevata e quella prodotta e immessa in rete. La variabilità del valore di due parametri (frequenza e tensione) entro limiti molto ristretti , assicurano la stabilità del sistema elettrico impedendo il black out generalizzato. Il rispetto di questi due parametri dipende da: variabilità della richiesta di energia durante il giorno e la stagione, impossibilità di stoccaggio dell’energia elettrica (l’energia è immagazzinabile a costi elevati in batterie e limitatamente in impianti idroelettrici a bacino) e vincoli della rete di trasporto.

Le fonti energetiche rinnovabili per la produzione di energia elettrica si distinguono in “programmabili” (biomassa, geotermico e idrico a bacino) e “non programmabili” (eolico, solare fotovoltaico, solare a concentrazione, idroelettrico fluente ed energia legate alle maree). Il problema delle reti e della sicurezza del suo esercizio dipende dalla prevedibilità dell’energia che, proviene dalle fonti non programmabili. L’energia proveniente da queste fonti può venire meno in modo imprevedibile. Un caso significativo è rappresentato dai parchi eolici presenti al Sud e nelle isole : la mancanza di una rete densa, capillare e di impianti di riserva in grado di intervenire costringe il Gestore della rete elettrica a interrompere per motivi di sicurezza, i parchi eolici dalla rete proprio nei momenti di maggiore produzione per evitare la congestione di rete.ll miglioramento delle infrastrutture di rete è prioritario a qualsivoglia scelta politica, di espansione delle fonti rinnovabili.

Infine lo sviluppo della generazione distribuita ovvero della produzione di energia elettrica , con impianti di piccola taglia gestiti da famiglie e imprese ha bisogno delle cosiddette reti intelligenti o smart grids: sono reti che, sfruttano la tecnologia digitale per monitorare e gestire il trasporto della elettricità proveniente da tutte le fonti. La smart grid ottimizza l’uso delle fonti, minimizza i costi e garantisce la sicurezza e stabilità del sistema elettrico. Infine la smart grid, gestisce i flussi di energia bidirezionale cioè non solo l’energia proveniente dalla rete di distribuzione ma , anche quella del consumatore quando diventa produttore di energia elettrica.



Semplificando al massimo possiamo dire che, il passaggio dalla rete tradizionale alla nuova rete “ smart “ ha bisogno di una microrete e delle “ virtual power plant”. La microrete serve a gestire al meglio pezzi di rete di distribuzione mentre la VPP sono insiemi “virtuali” di generatori collocati su vaste aree geografiche. L’eco mediatico prodotto da smobilizzo di fondi, annunci di espansione della micro generazione, taglio di gas serra e consimili rappresentano bufale mediatiche buone per convegni organizzati da ambientalisti opportunisti funzionali al saccheggio di risorse pubbliche da parte delle lobby di alcune Fer, ma che non consentiranno al nostro paese di liberarsi, dal giogo costoso e devastante delle fonti fossili.

"Ci stiamo avvicinando al tramonto dell'era del petrolio e l'Italia è l'Arabia saudita dell'energia verde", sostiene Jeremy Rifkin, padre della economia a Idrogeno, di passaggio a Milano in occasione della presentazione del suo ultimo saggio "La terza rivoluzione industriale" presso la Mondadori Duomo. "Sostenibilità, energia auto-prodotta e condivisa secondo il modello della rete di Internet, e Idrogeno" sono le parole d'ordine di una nuova economia che in futuro ridisegnerà una nuova politica orizzontale e partecipata". A tale riguardo, secondo l'economista, Expo potrebbe essere un'occasione di rilancio "per un Paese, il nostro, sempre capace di ingegno". E' probabile che Rifkin divenga collaboratore e consulente del Comune di Milano per il prossimo Nuovo Piano dell'Energia. Parola dell'Assessore Stefano Boeri. di Giovannij Lucci