Relazione Tecnica 043/2013 rev. 1

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1 Relazione Tecnica 043/2013 rev. 1 Valutazione di fattibilità tecnico-economica di una smart microgrid atta a favorire la generazione di energia elettrica da fonte rinnovabile nel Comune di Corleto Perticara (PZ) Autori: Pasquale Motta, Ferruccio Giornelli, Fabio Leopaldi Cliente: Regione Lombardia - Unità Ambiente ed Energia Ordine Prot. T del 11/10/2013 Pagine: 37 (incluso frontespizio) Data di emissione 20/12/2013 Design and Management of Electrical Power Assets srl Sede: Segrate (Mi), 20090, via Madrid,16 Tel Partita IVA,Codice Fiscale e iscrizione Registro Imprese MI ; n. REA MI Capitale sociale Euro interamente versato

2 RT 043/2013 rev.1 2/37 INDICE 1. Scopo e contenuto della relazione Quadro di riferimento dello studio di fattibilità Il contesto socio-economico del Comune di Corleto Perticara Il contesto energetico-ambientale I consumi di energia elettrica La generazione da fonte rinnovabile nel territorio comunale Le reti elettriche locali di trasmissione e distribuzione Il quadro di riferimento europeo e nazionale sulle smart grid Le motivazioni allo sviluppo delle smart grid Le microreti Valutazione preliminare dei benefici economici conseguibili da una microrete sulla base delle tariffe elettriche vigenti Proposta di realizzazione di una microrete a Corleto Perticara Formulazione della proposta con individuazione delle possibili alternative Modalità realizzative della microrete Valutazione costi benefici Possibili opzioni per l avvio di un progetto pilota relativo al comune di Corleto Perticara Le criticità di tipo legale, regolatorio e organizzative connesse alla realizzazione di una microrete Esempi di realizzazioni di microreti in Europa Replicabilità della microrete proposta per Corleto Pericara nel contesto territoriale lucano e vantaggi conseguibili..36

3 RT 043/2013 rev.1 3/37 1. SCOPO E CONTENUTO DELLA RELAZIONE La presente relazione riguarda la valutazione di fattibilità tecnico-economica di una smart grid nel Comune di Corleto Perticara in attuazione di una delle attività previste nell ambito del Progetto UE LIFE+FACTOR 20 riguardanti la Regione Basilicata. Dopo una descrizione del contesto socio-economico del Comune di Corleto Perticara, la relazione definisce in dettaglio i consumi elettrici delle utenze domestiche, industriali, del terziario e agricole e il contesto locale delle reti elettriche di trasmissione e distribuzione. Le differenti generazioni da fonte rinnovabili presenti nel territorio comunale sono specificate in termini di potenza di picco, producibilità media annua e corrispondenti incentivi in conformità della regolamentazione nazionale vigente. Nel quadro di sviluppo delle smart grid in ambito europeo e nazionale vengono introdotte le microreti (smart microgrids) ritenute la soluzione più efficace per favorire lo sviluppo della generazione da fonte rinnovabile in un contesto quale quello di Corleto Perticara caratterizzato da una notevole disponibilità di generazione locale utilizzabile per alimentare carichi elettrici contigui a beneficio di un ridotto vettoriamento di energia elettrica sulle locali reti di trasmissione e distribuzione che si trovano a operare vicino al livello virtuale di saturazione proprio a causa dall elevato numero di richieste di connessione di generatori distribuiti sul territorio. Stante il ruolo che le politiche di incentivazione rivestono nella promozione delle fonti rinnovabili la relazione ne valuta il forte impatto in termini di costo per tutti gli utenti del sistema elettrico nazionale per sottolineare come le microreti possono effettivamente favorire l ulteriore sviluppo della generazione elettrica da fonte rinnovabile anche in assenza di generose incentivazioni come avvenuto finora. La proposta di una microrete realizzabile preso il Comune di Corleto Perticara, in due differenti possibili configurazioni caratterizzate da un autosufficienza del 77% e del 99% rispettivamente, viene presentata nel IV capitolo della relazione. Una dettagliata analisi dei costi e degli oneri di competenza della microrete consente di valutare nel 22% la riduzione ottenibile dei costi di fornitura per gli utenti della microrete. L analisi delle problematiche legali, regolatorie e organizzative connesse alla realizzazione di una microrete sono oggetto del Cap. 5 della relazione unitamente ad alcuni esempi di microreti realizzate in ambito europeo e similari in termini di estensione e parametri energetici a quella proposta per Corleto Perticara. La valutazione degli aspetti concernenti la piena replicabilità del progetto contesto territoriale lucano e i benefici correlati completano la relazione. nel

4 RT 043/2013 rev.1 4/37 2. QUADRO DI RIFERIMENTO DELLO STUDIO DI FATTIBILITÀ 2.1 Il contesto socio-economico del Comune di Corleto Perticara Collocato nella Val d Agri (provincia di Potenza, regione Basilicata), il Comune di Corleto Perticara si estende su un territorio di 90 kmq situato ad una altitudine variabile tra i 510 e 1300 metri s.l.m che ne determina la classificazione nella zona climatica E (2242 gradi giorno ). L orografia del territorio comunale favorisce una buona producibilità per impianti di generazione eolici e, tenendo conto della latitudine, per impianti di generazione fotovoltaici (1500 ore/anno equivalenti).

5 RT 043/2013 rev.1 5/37 Il Comune, come molti altri comuni della Basilicata, ha fatto registrare nel tempo un continuo declino demografico (circa 1000 abitanti in meno nel periodo ). Al 1/1/2013 la popolazione ammontava a 2599 abitanti, dei quali 260 con età inferiore a 14 anni, 1684 con età compresa tra 15 e 65 anni ed i rimanenti 655 con età superiore a 65 anni, a determinare un età media della popolazione di 46,6 anni. Questa dimensione demografica è rappresentativa di quella media dei comuni della Basilicata che, se si eccettuano i due capoluoghi di provincia, Potenza e Matera, presentano una popolazione media di 3486 abitanti. Il numero di nuclei familiari di Corleto Perticara, pari a (in media 2,06 persone per nucleo) è largamente inferiore a quello delle abitazioni (pari a 1623) per effetto del verificatosi decremento demografico. Le attività produttive sono prevalentemente di tipo agricolo e zootecnico mentre è basso il tasso di industrializzazione con attività prevalenti nel settore dell edilizia (produzione di calce e calcestruzzo, lavorazioni di legno e carpenteria metallica) oltre che dell artigianato locale. Le attività a carattere commerciale e in generale del terziario sono prevalenti in termini di numero di addetti, come mostrato dal grafico sotto riportato. 1 Dati ISTAT 2012

6 RT 043/2013 rev.1 6/37 La scoperta nel 1989 di un vasto giacimento petrolifero (riserve stimate in 420 milioni di barili) con le conseguenti attività produttive per l estrazione a regime di barili di greggio al giorno, m 3 di gas naturale oltre a GPL e zolfo, dovrebbe determinare una inversione di tendenza in termini demografici oltre che in termini di fabbisogni energetici correlate alle nuove attività industriali. 2.2 Il contesto energetico- ambientale I consumi di energia elettrica Il quadro di riferimento socio-economico sopra delineato non presenta particolari criticità. Con specifico riferimento al vettore energia elettrica, di prioritario interesse per lo studio di fattibilità, i fabbisogni prevalenti sono correlati al settore domestico e alle attività del terziario, tutte alimentate in Bassa Tensione. Il riscontrato decremento demografico ha anzi determinato una contrazione dei consumi come mostrato in Figura 1 2. Fig. 1 Consumi di energia elettrica nel periodo Le utenze alimentate in alta e media tensione sono state nel 2010 rispettivamente 1 e 3, tutte di tipo industriale. In Fig. 2 sono evidenziati i consumi, riferiti all anno 2010, delle differenti tipologie di utenze elettriche, complessivamente pari a 3,64 GWh, risultando i settori domestico e terziario (includente gli uffici pubblici e l illuminazione pubblica) largamente prevalenti. 2 Fonte Società Elettrica Lucana

7 RT 043/2013 rev.1 7/37 Fig. 2 Consumi di energia elettrica per tipologia di utenza (anno 2010) Il quadro delle utenze alimentate in Bassa Tensione, e i relativi consumi per l anno 2010, sono riportati in Tab.1 per tutti i settori: agricolo, industriale, terziario e domestico. Tab.1- Consumi 2010 delle utenze elettriche alimentate in Bassa Tensione Tipologia di Utenza Consumi (MWh) n. Utenze Agricoltura 70,86 53 Industria 110,37 37 Terziario 1.217, Domestico Totale 3.472,

8 RT 043/2013 rev.1 8/37 Relativamente al settore domestico è da rilevare come il numero di 1963 utenze riguarda in parte abitazioni abitate per brevi periodi nel corso dell anno e quindi con relativamente bassi consumi. Ciò trova conferma nell elevato numero di abitazioni censite nel 2011 (pari a 1623) rispetto al numero effettivo di nuclei familiari censito in Per una maggior significatività delle successive elaborazioni viene pertanto assunto come numero delle utenze elettriche domestiche quello dei nuclei familiari, cioè 1261, da cui risulta: Consumo medio annuo per utenza domestica: 1645 kwh Numero medio di persone per nucleo familiare: 2,06 Consumo medio per abitante dovuto ad usi domestici: 798 kwh/pro capite. Quest ultimo dato è coerente con l analogo dato medio della regione Basilicata, pari a 943 kwh 3, sul quale incidono significativamente i più elevati consumi medi dei due capoluoghi di provincia dove risiede il 21% del totale della popolazione regionale. Nell ambito delle utenze alimentate in Bassa Tensione per la tipologia Terziario si collocano i consumi relativi agli edifici pubblici (Tab. 2) e quelli per l illuminazione dell abitato cittadino (Tab. 3) 4. Tab.2- Consumi 2012 delle utenze pubbliche (kwh) Tab.3- Consumi 2012 per la pubblica illuminazione (kwh) 3 Terna, Dati statistici Fonte Società Elettrica Lucana

9 RT 043/2013 rev.1 9/ La generazione da fonte rinnovabile nel territorio comunale La produzione locale di energia elettrica da fonte rinnovabile (eolico, fotovoltaico) è decisamente significativa soprattutto se paragonata con i consumi riportati al paragrafo precedente. La Tab. 4 elenca gli impianti attualmente in funzione 5 unitamente alla indicazione del regime di incentivazione di cui usufruiscono per un periodo di 20 anni a partire dalla loro messa in servizio. Tab.4- Impianti fotovoltaici in esercizio nel territorio comunale Identificativo Potenza Inizio Regime incentivante Impianto GSE (kw p) esercizio ,28 10/02/2011 II Conto Energia ,28 10/02/2011 II Conto Energia ,92 28/12(2011 IV Conto Energia ,70 20/10(2011 IV Conto Energia (*) 9,12 14/03/2012 IV Conto Energia ,18 18/12/2012 IV Conto Energia ,52 05/11/2012 V Conto Energia ,00 15/02/2012 V Conto Energia ,125 05/02/2013 V Conto Energia ,00 20/03/2013 V Conto Energia ,76 05/07/2013 V Conto Energia ,88 04/07/2013 V Conto Energia ,66 02/07/2013 V Conto Energia ,94 02/07/2013 V Conto Energia ,00 02/07/2013 V Conto Energia ,32 04/07/2013 V Conto Energia Totale 1.131,68 (*) installato su Palazzo Comunale Ad eccezione di un impianto realizzato a cura della Società Elettrica Lucana e installato sul Palazzo Comunale, tutti gli impianti sono stati realizzati da privati (su abitazioni civili e fabbricati industriali) e sono allacciati alla rete di Bassa Tensione ad eccezione di quello con potenza di picco di 997,92 kw che afferisce alla rete di Media Tensione. Relativamente agli impianti eolici risultano in esercizio 6 : un Parco Eolico costituito da 11 aerogeneratori da 850 kw per una potenza complessiva di 9350 kw e una producibilità annua di 12 GWh; il parco, di proprietà della società Energia Sud (Gruppo REPOWER) è situato su un crinale ad una altezza di circa 1000 metri s.l.m, è allacciato alla rete di trasmissione 5 Fonte GSE 6 GSE- Bollettino 2 Semestre 2012

10 RT 043/2013 rev.1 10/37 nazionale a 150 kv per mezzo di una linea in Media Tensione interrata e lunga circa 5 km; due generatori da 900 kw pure interconnessi alla rete in media tensione. Tali impianti usufruiscono degli incentivi di cui al DM 06/07/2012 riguardante le fonti rinnovabili differenti dal fotovoltaico. Pertanto nel territorio del Comune di Corleto Perticara risulta una capacità di generazione elettrica da fonte rinnovabile pari a: 1132 kw da fonte fotovoltaica con una producibilità media annua di 1,7 GWh circa (avendo considerato 1500 ore/anno equivalenti), dei quali 1,5 GWh generati da un solo impianto connesso alla rete a media tensione; 1800 kw da due impianti eolici, pure connessi alla rete di media tensione, con una producibilità annua stimata in 2,3 GWh; 9350 kw da un parco eolico allacciato alla alla rete di trasmissione nazionale a 150 kv con una producibilità media annua di 12 GWh. Anche non considerando l apporto del parco eolico, l energia generata localmente di 16 GWh/anno ben superiore al consumo totale delle utenze elettriche pari 3,64 GWh/anno quale risulta dal Le reti elettriche locali di trasmissione e distribuzione Le infrastrutture di trasmissione elettrica e le corrispondenti cabine primarie AT/MT presenti in Basilicata a fine 2012 risultano le seguenti: Tensione di esercizio [kv] Numero Stazioni elettriche RTN Cabine primarie AT/MT 150 o Tali impianti assicurano una potenza nominale di trasformazione pari a 1323 MVA. Le linee elettriche della rete di trasmissione esercite a 220 e 380 kv si estendono per 141 km e 267 km rispettivamente. La regione Basilicata importa il 52% circa del proprio fabbisogno di energia elettrica attraverso: la stazione primaria di trasformazione 380/150 kv di Matera, in vicinanza del confine con la Puglia; una estesa rete a 150 kv (essenzialmente di distribuzione) che interconnette la Basilicata con Campania, Calabria e Puglia. Tale assetto presenta alcune criticità, peraltro comuni a tutta la macroarea Campania-Basilicata-Calabria, sostanzialmente riconducibili a livelli insufficienti di

11 RT 043/2013 rev.1 11/37 magliatura della rete e da linee elettriche obsolete caratterizzate da insufficiente affidabilità e/o capacità di trasporto. 7 Rete di trasmissione a 320 kv Rete di trasmissione a 220 kv Ciò si riflette sulla qualità del servizio elettrico in termini di tassi di indisponibilità superiori alla media nazionale e valori elevati di energia non fornita. In particolare nell area di Potenza, includente il Comune di Corleto Perticara, la presenza di lunghe linee di distribuzione (con conseguenti alte perdite in rete) e di utenze con profili di prelievo discontinui e particolarmente disturbanti (acciaierie) determinano fenomeni di fluttuazione della tensione a medio e lungo termine (flicker). Tali criticità potrebbero aumentare in relazione al fatto che i consumi di energia in Basilicata sono inferiori a quelli delle regioni limitrofe ma il tasso medio di crescita del fabbisogno è superiore rispetto a quello nazionale. Per quanto riguarda le reti di distribuzione in alcune aree della rete in Media Tensione si raggiunge il livello virtuale di saturazione a causa principalmente dall elevato numero di richieste di connessione di generatori da fonti rinnovabili 8, da cui la necessità da parte ENEL nel suo Piano pluriennale di Sviluppo di prevedere la realizzazione di cabine primarie che si configurano come Collettori di potenza MT, ovvero cabine di raccolta di impianti di generazione distribuita da connettere in media tensione. Sempre a sostegno della rete di media tensione e nella direzione di incentivare le fonti rinnovabili sono state individuate due cabine primarie per l installazione di sistemi di accumulo a batterie. Si segnale infine tra i principali progetti sulla rete AT previsti da ENEL Distribuzione la sostituzione dell'esistente cabina primaria localizzata a Corleto Perticara. 7, 9 Terna- Studio di impatto ambientale relativo al riassetto della Rete di trasmissione Nazionale a 380/220/150 kv nell area del Parco del Pollino. 8 Enel Distribuzione-Piano 2013 di Sviluppo Pluriennale delle infrastrutture

12 RT 043/2013 rev.1 12/37 3. IL QUADRO DI RIFERIMENTO EUROPEO E NAZIONALE SULLE SMART GRID 3.1 Le motivazioni allo sviluppo delle smart grid L ineludibile esigenza di ridurre l impatto ambientale correlato alla domanda di energia determina la necessità di aumentare l efficienza dei sistemi di generazione, trasmissione e distribuzione dell energia elettrica stante il tasso di sviluppo di tale vettore energetico (circa doppio di quello dei consumi energetici in generale) e costituendo oltre il 40% delle emissioni di CO 2 riconducibili alla produzione di energia. Per le reti elettriche in particolare trattasi di ridurre le perdite di trasmissione e distribuzione attraverso l adozione di materiali innovativi di costruzione (per trasformatori, cavi, interruttori), metodi di trasmissione e distribuzione più flessibili per bilanciare le fluttuazioni dei carichi, sistemi in grado di aumentare in misura significativa la capacità di trasporto (quali i FACTS-Flexible Alternate Current Transmission System). L incremento, fortemente voluto dall Unione Europea, di una crescita della produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile per ridurre la dipendenza dai combustibili fossili e le emissioni inquinanti in coerenza con il Pacchetto hanno ulteriormente reso critico un sistema elettrico sostanzialmente caratterizzato da un flusso di energia monodirezionale da ben localizzate centrali di generazione a tanti punti di consumo. In alcuni paesi europei, tra cui Germania e l Italia, generose campagne di incentivazione hanno determinato un forte aumento della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare eolica e solare fotovoltaica, tale da comportare problemi di non immediata soluzione per il sistema elettrico. In ambito nazionale, dove l 85% del fabbisogno dell energia primaria proviene dall estero (rispetto a una media europea di poco superiore al 50%) e l energia elettrica viene importata per il 13% dei consumi, l incremento quasi esponenziale di generazione distribuita da fonte rinnovabile trova una ben precisa motivazione, ma la sua caratteristica intrinseca di intermittenza può determinare squilibri e complessità gestionali per il sistema elettrico. Un sistema elettrico in grado di gestire flussi bidirezionali di energia elettrica e quindi di abilitare nuove funzionalità nelle fasi di generazione, trasmissione, distribuzione e utilizzo, sono viste come la soluzione ai problemi sopra delineati e quindi in grado di conseguire i benefici attesi in termini di efficienza ed efficacia del sistema elettrico. Questa vision è ormai comune a tutti i Paesi, europei e non. In tale sistema elettrico: è necessario ottimizzare l esercizio delle diverse fonti di generazione, sia concentrate che distribuite, in relazione alle condizioni della rete e alle caratteristiche (qualità del servizio, interrompibilità, ecc) dei consumi (smart generation), per garantire l affidabilità, la qualità e la sicurezza delle reti di trasmissione e distribuzione occorre adottare meccanismi di azione-reazione che necessariamente devono coinvolgere il versante generazione e quello dei consumi (smart network),

13 RT 043/2013 rev.1 13/37 il consumatore finale deve assumere un ruolo attivo nell adeguare il proprio profilo di consumo alle condizioni del mercato dell energia(active demand). SISTEMA TRADIZIONALE MONO-DIREZIONALE Generazione Trasmissione Distribuzione Utenti finali SISTEMA BI-DIREZIONALE A OBIETTIVI CONDIVISI Generazione Trasmissione Distribuzione Utenti finali Smart generation Smart Network Active Demand Le reti elettriche di un tale sistema elettrico dovranno essere reti attive e intelligenti, le smart grid, dotate di smart meters (contatori installati presso ciascuna utenza e capaci di comunicazioni bidirezionali), sensori, attuatori, nodi di concentrazione e smistamento delle informazioni al fine di garantire in maniera efficiente il continuo bilanciamento tra generazione e consumi di elettricità secondo il punto di ottimo economico, dinamicamente variabile nel tempo, per tutti gli attori del sistema. In questa prospettiva le smart grid sono in grado di rivoluzionare il mercato dell energia elettrica nel medio-lungo termine: anche i piccoli utenti, e non solo i grandi distributori, potranno acquistare energia a prezzi variabili nell arco della giornata. Ad esempio nel settore domestico attraverso logiche price-to-device i contatori potranno determinare un profilo di consumo (ritardando ad esempio l avvio di un elettrodomestico) tale da minimizzare il costo in base al prezzo del momento (e non predefinito contrattualmente su lungo periodo) dell energia elettrica. Impatti ancora maggiori sono facilmente intuibili nei settori del terziario, industriale e agricolo: spostare i consumi da fasce orarie ad alto costo dell energia a quelle a minor costo può avere un impatto molto significativo. La borsa anglo-olandese APX ha stimato che la dinamica dei prezzi nel corso di un anno può raggiungere fattori 1: , mentre le tipiche variazioni di prezzo ribaltate ai consumatori oggi non 9 P. van den Bosch, Energy market signaling: Concertation Meeting on monitoring and control for Energy Efficiency, Brussels, 2009

14 RT 043/2013 rev.1 14/37 superano un fattore 1:2. Uno studio relativo agli Stati Uniti stima che una riduzione del 5% del picco di potenza giornaliero di potenza impegnata, senza ridurre i consumi totali, ma soltanto differendoli di poco temporalmente, consentirebbe un risparmio di 3 miliardi di dollari l anno 10. L Unione Europea attraverso la Direttiva 2009/72/CE sollecita l introduzione di smart grid in modo da favorire la generazione decentrata e l efficienza energetica. L ACER, Agency for the Cooperation of Energy Regulators, che raggruppa dal 2003 i regolatori nazionali, tra cui l Autorità nazionale per l Energia Elettrica e il Gas nel seguito AEEG ), ha tradotto questa sollecitazione in specifici indirizzi, tra i quali viene sottolineata la necessità di coinvolgimento dei consumatori finali verso una posizione attiva all interno del settore elettrico. AEEG nel recepire le Direttive europee in materia e gli indirizzi da parte ACER, nella Delibera ARG/elt 39/10 ha sottolineato la necessità di evoluzione delle modalità di gestione della rete per renderla adeguata anche alla presenza di utenti attivi (cioè in grado di immettere energia in rete) prevede in un ottica di sviluppo l evoluzione del gestore della rete di distribuzione verso un ruolo che preveda assunzione di funzioni di dispacciamento delle utenze allacciate alle proprie reti. 3.2 Le microreti In presenza di un elevato autoconsumo locale dell energia prodotta da impianti distribuiti in un limitato ambito territoriale assumono particolare interesse le microreti, cioè reti locali che interconnettono carichi e risorse di generazione locale (anche di tipo convenzionale o preferibilmente cogenerative) ed operano come una unica entità controllabile rispetto alla macrorete. Le microreti possono essere funzionare in isola o in parallelo alla macrorete ma in ogni caso esse sono viste dalla macrorete come un unico utente. Nel funzionamento in parallelo la microrete interagisce con la macrorete: per gli scambi di energia, sia per la quota di energia prodotta eccedente i fabbisogni della microrete sia per quella necessaria a integrare l insufficiente generazione locale; ovviamente tali scambi di energia avvengono sul mercato dell energia utilizzando la macrorete per il transito dei vettori elettrici nelle due direzioni; per alcuni servizi di rete, quali il controllo in frequenza e in tensione, ma con possibilità di offrire servizi alla macrorete (ad esempio cessione di energia reattiva generata mediante un opportuno esercizio dei generatori locali). Attraverso sistemi che controllano le unità di generazione, i carichi passivi e gli scambi di energia con la macrorete, la microrete integra intelligentemente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi: produttori, prosumers (produttori-consumatori), consumatori. 10 A. Faruqui. The power of 5%, 2007.

15 RT 043/2013 rev.1 15/37 Il sistema di controllo della microrete è costituito da: Controller locale delle microrete, nel quale confluiscono le informazioni sui carichi e sulle disponibilità di capacità di generazione, ma anche le informazioni sui prezzi nel mercato dell energia al fine di ottimizzare anche la gestione economica della microrete; tale controller riceve e invia informazioni in tempo reale con gli altri sistemi di controllo della microrete, Controller dell interfacciamento della microrete sulla macrorete in Media Tensione. CONTROL POWER LINE Lo schema elettrico di una microrete, eventualmente comprendente anche un sistema di accumulo ai fini dello spianamento dei carichi elettrici, è sotto raffigurato. In tale schema, a sottolineare le molteplici soluzioni progettuali della microrete, è presente un sistema di cogenerazione che oltre a costituire una generazione dispacciabile a comando (a differenza dei micro generatori basati su fonti alternative) rende disponibile energia termica facendo assumere alla microrete un carattere energetico complessivo e non limitato alla sola energia elettrico. Fig. 3 Schema elettrico concettuale di microrete

16 RT 043/2013 rev.1 16/37 I vantaggi di una microrete rispetto a una rete elettrica elettrica passiva in cui sono presenti unità di generazione si sintetizzano in: riduzione delle necessità di vettoriamento e quindi delle perdite nelle reti di trasmissione e di distribuzione stante la prossimità tra utilizzatori e micro generatori; riduzione degli investimenti nelle infrastrutture (linee, stazioni elettriche) di trasporto dell energia elettrica; ottimizzazione della domanda e dell offerta di energia; ruolo attivo dei consumatori che nell ambito dell ambito della microrete possono scegliere un proprio profilo di consumo e di qualità del servizio (non necessariamente uguali a quelli necessariamente uniformi praticati a livello di macrorete) avendone in cambio benefici in termini di prezzo della fornitura. E necessario porre in evidenza come nella microrete i vantaggi conseguibili in termini economici ricadono anche sugli utenti consumatori proprio per la possibilità della microrete di approvvigionarsi di energia elettrica alle migliori condizioni del mercato elettrico e per le concrete possibilità di active demand. In forza di questo ruolo attivo assunto dagli utenti nel determinare l assetto energetico (cioè quanta energia produrre localmente e quanta approvvigionare sul mercato), e le modalità di sviluppo della microrete sulla base di scelte autonome rende gli utenti i maggiori beneficiari dei vantaggi correlati alle microreti. Uno studio effettuato a livello Europeo nell ambito del progetto More Micro grids stima tra 10 e 30 /MWh il risparmio medio conseguibile in funzione del livello di autosufficienza in termini energetici della microrete. Fig.4- Riduzione del costo dell energia in relazione al grado di autosufficienza della microrete Tenendo conto che il Prezzo Unico Nazionale medio nel 2012 è stato di 75 /MWh, tale significativo vantaggio economico si riverbera sui consumatori e produttori della

17 RT 043/2013 rev.1 17/37 microrete una volta coperti i costi di capitale e operativi della microrete oltre agli oneri del distributore che gestisce la macrorete pubblica e quindi l accesso alle reti in Media Tensione. A fronte di questi vantaggi è opportuno considerare che la regolamentazione a livello nazionale non prevede un adeguato quadro regolatorio per le microreti anche se i Sistemi Efficienti di Utenza introdotti da AEEG configurano soluzioni per la vendita di energia dietro il contatore cioè senza passare dalla rete e senza essere gravata dai costi di trasmissione, dispacciamento e, almeno parzialmente, degli oneri di sistema. D altra parte è naturale che la definizione degli aspetti regolatori faccia seguito a progetti pilota o dimostrativi che consentano di mettere in evidenza tutti i fattori economici in gioco e le differenti figure giuridiche coinvolte, in particolare quella che deve farsi carico della gestione della microrete. 3.3 Valutazione preliminare dei benefici economici conseguibili da una microrete sulla base delle tariffe elettriche vigenti Viene sviluppata nel presente paragrafo una valutazione del vantaggio economico determinato da una microrete sulla base delle tariffe elettriche praticate a livello nazionale e adottando a rifermento i dati relativi al contesto di Corleto Perticara definito al Cap.2. Assumiamo di realizzare una microrete secondo lo schema concettuale di Fig. 3 i cui carichi elettrici siano costituiti da 910 delle 1261 utenze domestiche del Comune, con un consumo annuo di 1,764 GWh, e la cui generazione locale sia quella dell impianto fotovoltaico da 997,92 kw p con producibilità media annua di 1497 MWh. Per le utenze domestiche si assume la curva di carico tipica di utente domestico definita da Terna nel secondo la quale il valore di picco si colloca a 420 watt per utente che si verifica intorno alle ore 22. La figura 5 riporta la conseguente curva di carico medio giornaliero delle 910 utenze considerate con sovrapposta la curva che rappresenta la generazione media giornaliera di energia dell impianto fotovoltaico. Fig. 5 Andamento giornaliero del carico e della generazione valutati sulla base dei valori medi annui. 11 La curva è stata rilevata sulla base di 600 punti di misura in grado di rilevare la potenza media al quarto d ora assorbita da 5000 utenze domestiche alimentate in Bassa Tensione.

18 RT 043/2013 rev.1 18/37 L energia immessa in rete nell unico punto di connessione della microrete alle rete pubblica a Media Tensione risulta pari a 792 MWh/anno ed eguaglia (casualmente) quella prelevata dalla microrete negli orari per i quali la generazione fotovoltaica è insufficiente per la copertura del carico elettrico. L energia generata localmente viene autoconsumata per complessivi 705 MWh/anno determinando un autosufficienza della microrete di poco inferiore al 50%. Approvvigionando l energia prelevata da rete ad un prezzo pari al Prezzo Unico Nazionale medio per l anno 2012 (75 /MWh) il costo per la fornitura dell energia prelevata da rete, ivi inclusi i costi per servizi di vendita, servizi di rete e oneri generali per forniture in Media Tensione (tariffe 2 trimestre 2012), risulterebbe di In conformità alla regolamentazione vigente la microrete si avvarrebbe di incentivi che, valutati secondo il V Conto Energia, ammonterebbero a: per l energia immessa in rete (169 /MWh x 792 MWh) per l energia auto consumata (87 / MWh x 705 MWh) per complessivi , a determinare un saldo attivo complessivo di Il costo della fornitura di energia per le 910 utenze domestiche singolarmente prese è pari a , mentre gli incentivi per l impianto fotovoltaico stand alone risultano pari a a determinare un saldo negativo di L organizzazione in microrete determinerebbe un vantaggio economiico di /anno. Analizzando i dettagliati dati sopra riportati emerge come gli incentivi correlati all energia immessa in rete ( 169 /MWh) risultino nel caso del V Conto Energia pari a circa 2,25 volte il Prezzo Unico Nazionale (75 /MWh). Poiché i costi correlati all incentivazione della generazione da fonte rinnovabile sono posti a carico della totalità degli utenti elettrici attraverso le tariffe elettriche definite da AEEG. La Tab. 5 evidenzia le componenti della tariffa elettrica nel IV trimestre 2013 per un utenza domestica con potenza impegnata di 3 kw e consumo di 2700 kwh/anno, ritenuta da AEEG la tipica utenza nazionale nella categoria D2 (utenza residenziale) il cui costo annuo ammonta, al netto di accise e IVA, a 446 /anno. 14 Gli oneri per l incentivazione delle fonti rinnovabili posti a carico di tale utenza elettrica ammontano a 92,73, pari al 22,4% del costo totale. In altri termini l incentivazione adottata a partire dal 1 Conto Energia determinano per l utenza domestica tipo assunta a riferimento un onere di 34,34 /MWh pari al 50% del Prezzo Unico Nazionale medio dell energia elettrica nel Questi dati evidenziano l impossibilità a proseguire nelle politiche di incentivazione finora adottate: non casualmente a partire dal I Conto energia fino all attuale V Conto Energia il valore degli incentivi concessi è in continua diminuzione e in particolare nel V Conto Energia è stato 12 Costo valutato sella base delle tariffe D2 relative al 2 trimestre Determinati da un incentivo di 169 /MWh sui 1497 MWh immessi in rete 14 Il dato riportato cosi come tutti quelli di Tab. 5 sono da fonte Autorità per l Energia Elettrica e il Gas.

19 RT 043/2013 rev.1 19/37 definito un tetto massimo al costo cumulato per l incentivazione al fotovoltaico che di fatto limita il futuro volume degli incentivi per il fotovoltaico a M. 15 Tab. 5 Componenti della tariffa elettrica nel IV trimestre 2013 per utenze domestiche 3 kw e consumo di 2700 kwh/anno Componente tariffaria Costo annuo ( ) /MWh 1.Servizi di vendita (1) 271,00 100,37 2.Servizi di rete 75,00 27,78 3.Oneri di Sistema 100,00 37, per incentivi alle fonti rinnovabili 92,73 34, per messa in sicurezza del nucleare 2,30 0, per promozione efficienza energetica 1,21 0, per regimi tariffari speciali (FFSS) 2,20 0, per comp.alle imprese elettriche minori 0,86 0, per la Ricerca di Sistema 0,51 0, per bonus elettrico 0,19 0,07 TOTALE 446,00 165,18 In una prospettiva di riduzione degli incentivi alla generazione da fonte rinnovabile, le microreti rappresentano una concreta possibilità di sviluppo di tale micro generazione che trova nei contigui carichi passivi un immediato utilizzo in ciò riducendo larga parte delle perdite di rete che dall esemplificazione precedente rappresentano comunque un costo pari al 37% del Prezzo Unico Nazionale dell energia elettrica. 15 Politecnico di Milano, Solar Energy Report, Aprile 2013

20 RT 043/2013 rev.1 20/37 4. PROPOSTA DI REALIZZAZIONE DI UNA MICRORETE NEL COMUNE DI CORLETO PERTICARA Una proposta orientata alla realtà di Corleto Perticara deve necessariamente tener conto del contesto esistente. Essa si differenzia notevolmente da una analoga proposta a partire da green field, cioè relativa ad una nuova realtà residenziale, commerciale e industriale. Corleto Perticara, come buona parte dei Comuni della Basilicata, dispone di risorse di generazione locale atte a soddisfare i fabbisogni locali e quindi a favorire modalità efficaci di autoconsumo, come avviene nelle microreti, che determinano un minor vettoriamento dell energia elettrica in una rete di trasmissione e distribuzione con diverse criticità come nel caso della regione Basilicata (vedi 2.3). 4.1 Formulazione della proposta con individuazione delle possibili alternative La microrete riguarda tutte le utenze alimentate in Bassa Tensione del Comune (vedi Tab. 1 e 3) che presentano un consumo annuo di 3,472 GWh determinato da: 318,57 MWh per la pubblica illuminazione 898,58 MWh dai consumi del settore terziario 110,37 MWh dai consumi del settore industriale 70,86 MWh dai consumi del settore agricoltura 2073,94 MWh dai consumi del settore domestico. Queste utenze, in numero di 1584, determinano un carico giornaliero medio nei giorni lavorativi (vedi fig. 6a ), convenzionalmente pari a 220 gg/anno, differente da quello dei restanti giorni dell anno (vedi fig. 6b). Fig. 6a Carico giornaliero medio della microrete nei giorni lavorativi

21 RT 043/2013 rev.1 21/37 Fig. 6b Carico giornaliero medio della microrete nei giorni non-lavorativi La microrete si avvale dei seguenti esistenti sistemi di generazione: tutti gli impianti fotovoltaici installati da utenti privati e pubblici per complessivi 133,76 kw p con una producibilità media annua di 201 MWh e l impianto da 997,92 kw p con producibilità media annua di 1497 MWh, due generatori eolici con potenza complessiva di 1800 kw p con producibilità annua di 2,3 GWh, con l andamento nel giorno medio dell anno sotto raffigurato.

22 RT 043/2013 rev.1 22/37 La microrete opera in parallelo alla macrorete pubblica cui cede l energia in eccesso rispetto ai fabbisogni e dalla quale preleva l energia necessaria per soddisfare i carichi nelle ore per le quali la generazione locale è insufficiente. Le fig. 7a e 7b mostrano i flussi di energia verso e dalla microrete rispettivamente nei giorni lavorativi e nei rimanenti giorni dell anno. Fig. 7a Scambi di energia tra la microrete e la macrorete pubblica nei gioni lavorativi Fig. 7b Scambi di energia tra la microrete e la macrorete pubblica nei rimanenti giorni dell anno

23 RT 043/2013 rev.1 23/37 Complessivamente sull arco dell intero anno il fabbisogno complessivo di energia elettrica, pari a 3473 MWh, viene soddisfatto per il 76,5 dalla generazione locale mentre i restanti 413 MWh vengono prelevati da rete (vedi Fig.8). La generazione locale immette in rete 935 MWh/anno. Fig. 8 Flussi di energia tra microrete e macrorete pubblica sull intero anno Una variante alla soluzione proposta consiste nell inserimento nella microrete di un sistema di cogenerazione, alimentato da biomasse, in grado di produrre anche calore utilizzabile per il condizionamento termico di edifici. I diagrammi delle fig. 7a e 7b individuano nelle ore dalle 15 alle 24 l intervallo temporale di operatività del sistema, con una potenza massima richiesta di 200 kw e a determinare la generazione rappresentata nella figura sottostante.

24 RT 043/2013 rev.1 24/37 Con tale ulteriore generazione locale la microrete viene a disporre di 4540 MWh/anno ed è in grado di soddisfare (mediamente nell anno) il 99% dei fabbisogni ( i prelievi da macrorete pubblica ammontano a 31 MWh/anno) oltre ad immettere nella macrorete pubblica 1109 MWh/anno. Il sistema di cogenerazione oltre a rendere la microrete praticamente autosufficiente per i propri consumi di energia elettrica, essendo dispacciabile su richiesta, può contribuire a compensare momentanee carenze di generazione da fonti rinnovabili, intrinsecamente discontinue, così contribuendo ad assicurare una maggiore effettiva autosufficienza della microrete. 4.2 Modalità realizzative della microrete La realizzazione della microrete a partire dalla situazione esistente prevede l utilizzo delle infrastrutture presenti sul territorio del Comune, opportunamente adeguate alle esigenze operative della microrete. Avendo considerato tutte le utenze alimentate in Bassa Tensione, tutta la corrispondente rete nel territorio comunale verrà utilizzata dalla microrete: le diverse cabine di trasformazione secondaria 15 kv-400 V provvederanno, come nella situazione attuale, ad alimentare tutti i carichi già attualmente connessi. Fig. 9 Schema di connessione delle utenze elettriche e dei sistemi di generazione della microrete alla rete di Media tensione della macrorete pubblica

25 RT 043/2013 rev.1 25/37 I cavi interrati, o le linee di trasmissione nelle aree periferiche, che alimentano tali cabine faranno capo all unico punto di connessione alla macrorete pubblica (denominato PCC nella schematizzazione di Fig. 9). Ovviamente tale connessione verrà dotata di tutti gli apparati (interruttori, sezionatori, ecc) che rispondono a criteri di sicurezza e di corretto esercizio sia per la microrete che per la macrorete pubblica. Sempre a PCC vengono connessi il sistema fotovoltaico da 997 kw p e i due generatori eolici da 900 kw p, mentre i rimanenti impianti minori di generazione fotovoltaica resteranno connessi alla rete in Bassa Tensione. Dal punto vista elettrico la microrete è pertanto vista dalla macrorete pubblica come una utenza attiva, in grado di comportarsi come carico o come generatore, in ogni caso con prelievi in potenza, nei due sensi, inferiori a quelli attuali. Rispetto alla schematizzazione di Fig. 10 che rappresenta la tipica configurazione delle linee MT e BT sottese ad una Cabina primaria, le varianti introdotte dallo schema elettrico della microrete sono minimali. In corrispondenza a PCC è situato lo smart meter che rileva, sia ai fini contrattuali sia ai fini del controllo della microrete, i flussi di energia in ingresso ed uscita dalla microrete. Fig. 10 Schematizzazione di rete MT e BT sottesa a Cabina primaria 1 Cabina primaria 130/15 kv (AT/MT) 2 Dorsale di distribuzione primaria 15 Kv (MT) 3 Utenze dirette MT 4 Impianti di generazione connessi in MT 5 Cabine secondarie /400 V (MT/BT) 6 Linea di distribuzione secondaria 400 V (BT) 7 Utenze BT 8 Impianti di generazione connessi in BT La microrete deve essere in grado di equilibrare in tempo reale la domanda, determinata dai carichi, e l offerta di energia dai generatori locali, e di provvedere quindi al prelievo e all immissione di energia dalla rete pubblica.

26 RT 043/2013 rev.1 26/37 Il sistema di controllo della microrete prevede la seguente architettura: Energy Management System che provvede al dispatching, definendo i valori di riferimento di potenza e tensione per ciascun dei controller installati sui generatori; tale sistema riceve informazioni dagli smart meters installati presso le cabine secondarie di trasformazione; Controller installati sui generatori connessi in Media Tensione ; la regolazione di potenza e tensione avviene su ciascun generatore; Controller dell interfaccia della microrete con la macrorete pubblica. Il sistema di controllo deve poter operare, in casi di emergenza da parte della macrorete pubblica, anche in funzionamento isolato. E di interesse tenere presente che la microrete può effettuare taluni servizi alla macrorete, quali ad esempio l immissione di energia reattiva. Le comunicazioni tra le diverse unità di controllo, per quanto attuabile ed affidabile, sono previste di tipo wireless. Fig. 11 Schematizzazione del sistema di controllo della microrete

27 RT 043/2013 rev.1 27/ Valutazione costi benefici Il beneficio economico determinato dalla realizzazione della microrete viene valutato in termini di minor costo agli utenti della microrete per la fornitura di energia elettrica. Verranno quindi di seguito valutati tutti i costi di realizzazione e gestione della microrete al netto degli incentivi di competenza della microrete per l energia immessa in rete e per quella auto consumata in conformità alla regolamentazione vigente in materia. Per una corretta e completa valutazione dei suddetti costi è necessario prendere preliminarmente in considerazione due aspetti correlati alla costituzione della microrete a partire da infrastrutture esistenti: l esistenza di impianti da generazione rinnovabile che contrattualmente beneficiano di incentivi definiti all atto della messa in esercizio dell impianto e previsti per un periodo di 20 anni, l esistenza di una rete di distribuzione nel territorio del Comune, della quale la microrete intende avvalersi, come definito nel precedente 4.2. Gli impianti di generazione da fonte rinnovabile allo stato attuale (cioè in assenza della microrete) beneficiano degli incentivi riportati in Tab. 6. Tab. 6- Ammontare degli incentivi correlati agli esistenti impianti di generazione da fonte rinnovabile Impianto (MWh) Energia immessa in rete Tariffa incentivante ( /MWh) Incentivo ( /anno) (MWh) Energia autoconsumata Tariffa incentivante ( /MWh) Incentivo ( /anno) Impianti fotovolt. (1) da 133,76 kw p 100, , Fotovoltaico da (2) 997,92 kw p N. 2 impianti (3) eolici da 900 kw p (1) (2) (3) Beneficiano del V Conto Energia Beneficiano del IV Conto Energia Beneficiano degli incentivi di cui al DM 6 luglio 2012 Tali incentivi devono essere riconosciuti ai proprietari degli impianti di generazione che hanno sostenuto il relativo investimento iniziale e che, in forza del riconoscimento degli incentivi contrattualmente definiti, dovranno farsi carico della gestione e manutenzione di tali impianti anche nel contesto della microrete. A sua volta la microrete per l energia immessa in rete e autoconsumata nei quantitativi definiti al 4.1 beneficierà dei seguenti incentivi: per i 3059 MWh di energia autoconsumata, considerando un incentivo di 87 / MWh previsto dal V Conto Energia, risultano Euro,

28 RT 043/2013 rev.1 28/37 per i 935 MWh di energia immessa in rete e considerando conservativamente un incentivo di 149 / MWh, risultano Euro, per un totale di /anno. Per il fatto che gli esistenti impianti di generazione vengano organizzati nella microrete, il sistema elettrico nazionale viene pertanto sgravato di oneri per un ammontare pari a : = Tali minori oneri devono logicamente essere retrocessi, totalmente o in parte, alla microrete che si fa carico dell ottimale gestione della generazione distribuita locale. Assumiamo che la quota retrocessa alla microrete sia pari al 50% dei minori oneri sostenuti dal sistema elettrico nazionale. Da quanto sopra deriva che la microrete, al netto degli incentivi di competenza e dei benefici goduti dal sistema elettrico parzialmente retrocessi, deve farsi carico di oneri per: ( /2) = /anno. L utilizzo della rete di distribuzione all interno del territori comunale impone il riconoscimento di un canone annuo al proprietario di tale rete. Tale canone è stato stimato pari a 2/3 dei servizi rete previsti a carico di ciascuna utenza alimentata in bassa tensione dalle tariffe definite da AEEG (vedi Tab.5). L assunzione di una riduzione di 1/3 di tali oneri è motivata è legata al fatto che i servizi di rete relativi alla trasmissione già gravano sui costi fi fornitura alla microrete. L onere da considerare diviene pertanto: 75 x 2/3 x 1584 = /anno, essendo 1584 il numero di utenze elettriche in Bassa Tensione asservite dalla esistente rete di distribuzione. I costi direttamente correlati alla realizzazione e gestione della microrete sono individuati da: i costi di capitale connessi agli investimenti per la realizzazione della microrete, includenti l approvvigionamento e la messa in servizio delle apparecchiature da installare sull esistente rete di distribuzione e dei corrispondenti sistemi di controllo, oltre all attività di ingegneria per la progettazione e la messa in servizio della microrete; i costi operativi della microrete, riconducibili ai costi del personale che gestisce la microrete e a quelli di manutenzione delle infrastrutture elettriche e informatiche (essendo esclusi quelli relativi agli impianti di generazione), il costo di fornitura dell energia elettrica prelevata dalla macrorete pubblica in Media Tensione. La Tab. 7 riepiloga le stime dei costi per la realizzazione della rete e il corrispondente ammortamento annuo (su un periodo di 10 anni) assunto in prima approssimazione come il costo del capitale per gli investimenti richiesti.

29 RT 043/2013 rev.1 29/37 Tab. 7- Investimenti previsti per la realizzazione delle infrastrutture elettriche e informatiche della microrete Investimento ( ) Apparati da installare presso le cabine di trasformazione secondarie Apparati da installare presso il nodo PCC di interfaccia con la macrorete pubblica Sistema di controllo della microrete (inclusi gli apparati distribuiti presso generatori e cabine) Ingegneria e pratiche legali-aministrative Totale I corrispondenti ammortamenti ammontano a Euro/anno. I costi di gestione e operativi della microrete si possono sintetizzare in: costo del personale /anno (1 Responsabile della gestione+2 tecnici full time equivalent) costi di funzionamento (affitto sede, telefoni, ecc) /anno costi di manutenzione delle apparecchiature /anno per complessivi /anno. Il costo dell energia elettrica prelevata dalla microrete, pari a 413,4 MWh, assumendo una potenza impegnata di 1000 kw in Media Tensione, ammonta a /anno, assundo di approvvigionare l energia ad un costo pari al Prezzo Unico Nazionale di 75 / MWh. I costi e gli oneri a carico della microrete sono riepilogati nella sottostante Tab. 8. Oneri per il riconoscimento ai proprietari degli esistenti generatori degli incentivi di competenza, al netto degli incentivi ricevuti dalla microrete e dei minori oneri per il sistema elettrico Canone annuo al proprietario della rete di distribuzione Ammortamento annuo degli investimenti per la realizzazione della microrete Costi di gestione e funzionamento della microrete Costo per l energia elettrica prelevata dalla rete /anno /anno /anno /anno /anno /anno

30 RT 043/2013 rev.1 30/37 Tale ammontare di costi e oneri deve essere posto a confronto con l attuale costo stimato di fornitura alle 1584 utenze in Bassa Tensione del Comune di Corleto Perticara, riepilogato in Tab. 9. Utenze in Bassa Tensione Tab. 9-Costo annuo stimato di fornitura alle utenze alimentate in BT Numero Potenza impegn. singola utenza Costo fornitura ( /anno) Riferimento tariffario Domestiche kw D2-2 Trim Illum. pubblica 318,6 MWh BT-IP-2 Trim Terziario kw industriali kw Agricole 53 6 kw Clienti non domestici con potenza fino a 16,5 KW Pertanto il costo di fornitura dell energia elettrica per le utenze servite dalla microrete si riduce mediamente del 22%. La riduzione del costo di formitura in relazione al fabbisogno complessivo di energia elettrica risulta di riduzione del costo di 43,4 /MWh in linea con le valutazioni in merito a livello europeo riportate in Fig. 4. La sottostante Fig. 12 sintetizza il vantaggio economico conseguibile per gli utenti della microrete.

31 RT 043/2013 rev.1 31/37 Nella variante alla configurazione della microrete che prevede l inserimento di un impianto cogenerativo alimentato da biomassa e con potenza di 200 kw e, l investimento aggiuntivo si stima in e quindi un ammortameto sull arco di 20 anni (vita media per l intero impianto) pari a /anno. Rispetto al caso base sopra esaminato si avrebbero le seguenti ulteriori varianti in termini economici: maggiori incentivi per /anno dovuti all immissione in rete di ulteriori 173, 8 MWh minori costi per /anno per minori prelievi di energia (382,6 MWh) disponibilità di energia termica per circa MWht, cui corrisponde un costo evitato di fornitura di metano pari a /anno costo del cippato (327 tonnellate/anno) per /anno a determinare un maggior beneficio di /anno. E da sottolineare che il vantaggio forse più consistente da ascrivere alla presenza del sistema di cogenerazione, con una potenza pari al 30% circa della potenza massima richiesta dalla microrete, è quella di compensare momentanee riduzioni, rispetto al valor medio giornaliero, della generazione da fonte rinnovabile e quindi di garantire l autosufficienza della microrete anche in condizioni potenzialmente critiche. Nelle valutazioni dei benefici conseguibili con la microrete non sono state messe in conto: la forte riduzione del vettoriamento dell energia elettrica, in entrambe le direzioni, nelle infrastrutture (stazioni e cavi) di trasmissione e distribuzione cui afferisce il territorio comunale di Corleto Perticara; la concreta possibilità di ottimizzare i consumi di energia sulla base della effettiva disponibilità di energia nella microrete, ad esempio differendo o anticipando carichi dalle ore serali e notturne alle ore diurne dove è massima la generazione da fonte fotovoltaica. Le possibilità di active demand diventano molto più concrete in un contesto dove sono facilmente riscontrabili i benefici effetti diretti stante il ridotto numero di utenti e il circoscritto ambito territoriale. Non è difficile prevedere che questo aspetto, unitamente a quello di promuovere gli utenti ad attori delle scelte di politica energetica locale, saranno le principali leve per lo sviluppo delle microreti. 16 Costi di produzione di energia elettrica da fonti rinnovasbili,politecnico di Milano- Dipartimento di energetica, 2010

32 RT 043/2013 rev.1 32/37 5. POSSIBILI OPZIONI PER L AVVIO DI UN PROGETTO PILOTA RELATIVO AL COMUNE DI CORLETO PERTICARA L analisi costi-benefici di cui al Capitolo precedente evidenzia tutti i vantaggi sul piano economico e sociale conseguibili con una microrete relativa a tutte le utenze alimentate in bassa tensione del Comune di Corleto Perticara. Ad analoghi risultati si perverrebbe anche considerando la totalità delle utenze del territorio comunale, analisi non sviluppata in questo contesto per mancanza di informazioni specifiche sulle utenze industriali locali. Ai fini della realizzazione di un progetto pilota in grado di dimostrare sul campo tutti i benefici acquisibili occorre però prendere in considerazione il quadro regolatorio e gli aspetti legali e organizzativi correlati ad una tale progetto. 5.1 Le criticità di tipo legale, regolatorio e organizzativo connesse alla realizzazione di una microrete Le revenues afferenti alle microgrid vengono stimate a livello mondiale per l anno 2020 tra i 20 e 60 miliardi di US$ secondo i differenti scenari considerati. La prevista crescita è però molto differenziata: gli Stati Uniti rappresentano il maggior mercato seguiti dall Asia e dai paesi africani con forti necessità di sviluppo dell elettrificazione in zone rurali. Il mercato Europeo non è al momento all avanguardia nello sviluppo delle microreti pur detenendo l Europa una posizione di leadership nei settori tecnologici interessati (smart metering, sistemi EMS e DMS. ecc.). Tale ruolo ancora ridotto dell Europa è in parte giustificato dal fatto di essere la regione più elettrificata a livello internazionale e anche le zone rurali, seppur decentrate, sono collegate alle reti di distribuzione e trasmissione.

33 RT 043/2013 rev.1 33/37 Ma la motivazione più forte è che nella maggior parte dei Paesi Europei ci sono grandi ed importanti Società Elettriche di Distribuzione che coprono anche le zone periferiche potenzialmente interessate a sviluppi di Micro Grid e anche la. gran parte delle aziende municipalizzate e locali sono gestite con un approccio tipico delle grandi società di distribuzione. A loro volta le Autorità Nazionali che regolano il settore elettrico risentono molto degli interessi industriali rappresentati da tali società elettriche che vedono nelle microreti un sostanziale competitore perlomeno per una parte del loro ruolo (e quindi del loro business). Conseguentemente a livello regolatorio esistono di fatto delle barriere che inevitabilmente tendono a frenare lo sviluppo delle microreti. Anche nel caso dell AEEG, che pur si pone all avanguardia rispetto alle altre Agenzie nazionali, non si è proceduto oltre i concetti di Sistemi Efficienti di Utenza che consentono a produttori di vendere energia dietro al contatore (cioè senza passare dalla rete) in ben definite tipologie impiantistiche, situazione molto differente da quella di un consorzio di consumatori e produttori che autogestiscono i loro fabbisogni energetici, come nel caso delle microreti. Nel quadro delineato sussistono orientamenti e indicazioni volte a favorire la realizzazione di progetti di microrete: le Autorità nazionali che regolano il mercato elettrico richiedono livelli di qualità del servizio e di affidabilità (es. frequenza e durata delle interruzioni del servizio) che in presenza di forti immissioni di energia da fonti rinnovabili possono richiedere investimenti tali sulle macroreti pubbliche da risultare inattuabili, difficolta autorizzative legate all accettazione sociale di nuove infrastrutture per superare i limiti delle esistenti macroreti pubbliche, interessi locali di tipo economico e politico, sostanzialmente legati alla creazione di nuova occupazione, tendono a delocalizzare attività produrrttive anche nel settore dell energia. Da quanto sopra derivano due aspetti essenziali per il successo di un progetto pilota di microrete quale quello sviluppabile a Corleto Perticara: - il progetto deve essere sviluppato nell ambito di programmi comunitari per poter usufruire di analoghe esperienze precedenti sia per contribuire a sviluppare in ambito europeo un contesto culturale adatto alle microreti tenendo conto degli interessi di tutti gli attori in gioco (ivi inclusi i proprietari delle attuali reti di distribuzione) ma che veda il cittadino-utente al centro del progetto e quindi principale (ma non unico) beneficiario dei vantaggi conseguibili; - il progetto deve necessariamente vedere AEEG come uno degli stakeholder in quanto la definizione del ruolo stesso della microrete e delle sue regole operative non può non vedere il coinvolgimento dell Autorità, pur trattandosi di un progetto pilota; a sua volta lo sviluppo del progetto nei suoi aspetti regolatori e legali contribuirebbe alla formazione nell abito di AEEG di linee guida per analghe sperimentazioni e soprattutto per una futura regolamentazione applicabile in ambito nazionale.

34 RT 043/2013 rev.1 34/37 Un tale progetto pilota per le sue caratteristiche fortemente innovative sul piano regolatorio e legale deve necessariamente essere effettuato sotto l egida della Pubblica Amministrazione, sia di tipo locale (Amministrazione comunale) in quanto è la più vicina alle esigenze dei cittadini-utenti e quindi meglio in grade di interpretarne le esigenze cosio come di indirizzarne le scelte, sia regionale (Amministrazione Regionale) dove risiedono le deleghe in materia di energia. Ad una Unità di gestione del progetto, oltre alla rappresentanza sul piano legale della microrete, devono essere demandate tutte le scelte strategiche relative alla microrete: rapporti con enti, istituzioni e privati ( trai quali in particolare quelli con la proprietà delle reti locali di distribuzione e dei sistemi di generazione pre-esistenti alla costituzione della microrete), gestione economica e linee di sviluppo del progetto, oltre alla regolamentazione interna alla microrete che necessariamente verrà definita per passi successivi anche sulla base dei risultati della gestione operativa della microrete. Le scelte dell Unità di gestione vengono attuate da un organo tecnico a carattere esclusivamente operativo. Nell Unità di gestione del progetto devono essere rappresentati, unitamente alle già citate PPAA, i cittadini utenti della microrete che, nell ottica della microrete, hanno un ruolo pienamente attivo. Questa rassegna delle criticità da risolvere per lo sviluppo di un progetto pilota quale quello configurato nel Cap. 4 per il Comune di Corleto, lungi dal voler essere esaustiva, fornisce una visione sistematica delle problematiche da affrontare in assenza di un quadro di riferimento legale e regolatorio pre-costituito, ma al quale il progetto pilota può significativamente contribuire. 5.2 Esempi di realizzazioni di microreti in Europa Vengono qui presentati alcune realizzazioni di microreti in ambito europeo che hanno comportato problematiche analoghe a quelle esposte al paragrafo precedente, evidentemente risolte al meglio. In Europa lo sviluppo delle microreti connesse alla macrorete pubblica hanno avuto successo quando è risultato che una gestione differente della rete locale era più attraente sotto tutti gli aspetti : tecnico, economico e di sostenibilità nel tempo. In altri termini lo sviluppo di un progetto di microrete in Europa deve preliminarmente dimostrare che il passaggio della proprietà e della gestione degli assets pre-esistenti alla microrete fosse economicamente conveniente e consentisse sviluppi futuri altrimenti non realizzabili. Tralasciando i progetti dimostrativi a carattere prevalente di studio e sviluppo di componenti e soluzioni tecniche (a livello di controllo, protezione, gestione ottimale dei carichi, sistemi di accumulo) sono di seguito riportati tre esempi di microrete con caratteristiche in termini di potenza installata e numero di utenti similari a quelle della microrete proposta per Corleto Perticara.

35 RT 043/2013 rev.1 35/37 Bronsbergen - Holiday Park (Olanda) La prima realizzata in Olanda e tra le prime in Europa, questa microrete comprende 210 unità abitative (holiday homes) con un picco massimo di carico di 150 kw. E alimentata da pannelli fotovoltaici, installati sugli edifici, per una potenza totale di 315 kwp e si avvale di un sistema di accumulo. Bornholm Microgrid (Danimarca) La microrete fornisce energia elettrica a utenti (residenziale, terziario, industriale) allacciati a 16 Stazioni secondarie 60/10 Kv e con un picco di carico di 55MW. La microrete è alimentata per 68 MW generati da sistemi diesel alternatore e turbina a vapore alternatore, 37 MW da sistemi di cogenerazione e per 30 MW da sistemi

36 RT 043/2013 rev.1 36/37 eolici. La microrete opera anche da district heating termico alle utenze presenti. fornendo tutto il fabbisogno Pellworm (Germania) L isola di Pellworm si trova nel mare del Nord a circa 100 miglia da Amburgo ed è elettricamente connessa alla terraferma mediante cavo sottomarino operante a 20 kv. Lisola è abitata da 1200 abitanti con i relati settori del terziario e di attività artigianali. La microrete si avvale di 5, 75 MWp prodotti da impianti eolici, 2,75 MWp da impianti fotovoltaici e da 0,5 MW prodotti in cogenerazione alimentata da biogas. A tale potenza complessiva di 9 MW corrisponde una generazione di 22 GWh/anno. 5.3 Replicabilità della microrete proposta per Corleto Perticara nel contesto territoriale lucano e vantaggi conseguibili Come detto nel 2.1 il Comune di Corleto Perticara con i suoi 2599 abitanti è rappresentativo della realtà media dei comuni della Basilicata che, se si eccettuano i due capoluoghi di provincia, presentano una popolazione media di 3486 abitanti. Anche la struttura socio-economica di Corleto Perticara è similare a quella tipica dei piccoli-medi comuni lucani, così come la presenza diffusa di generazione da fonte

37 RT 043/2013 rev.1 37/37 rinnovabile su tutto il territorio lucano. Nella regione Basilicata nell anno 2011, oltre il 35% degli usi finali dell energia proviene da fonte rinnovabili 17. Le criticità delle reti elettriche nella regione sono già state considerate al 2.3. Tale criticità viene ulteriormente esasperata dal fatto che le scarse infrastrutture esistenti vengono utilizzate come canali per il trasferimento dell energia da fonte rinnovabile. La realizzazioni di microreti in grado di alimentare carichi elettrici contigui ai siti di produzione e, come dimostrato per Corleto Perticara, economicamente ed energeticamente convenienti può contribuire a ridurre la congestione delle reti esistenti e le perdite in rete a ulteriore beneficio in termini di investimenti evitati (stante le minori necessità di vettoriamento), di maggior efficienza complessiva e di ridotto impatto ambientale. Uno studio effettuato da CNR-IMAA di Potenza DeMEPA in collaborazione con DeMEPA ha dimostrato come la sostituzione di 140 GWh ( pari al 8% del fabbisogno totale) di energia prodotta in grandi impianti di generazione con equivalente generazione effettuata in microrete mediante micro turbine a gas cogenerative consente di ridurre a livello regionale le perdite in rete in misura variabile tra il 12% e il 20% (45 GWh e 65 GWh rispettivamente) nel periodo Oltre ai benefici economici ambientali vanno considerati quelli non meno importanti sul piano sociale correlati ad un coinvolgimento dei cittadini nelle scelte energetico-ambientale del territorio di pertinenza e le ricadute sul piano occupazionale. 17 Dati Statistici GSE International Exergy,Sustainability Symposyum, 2013, Green Energy solutions and citizien s participation in energy planning and management: a case study for Basilicata Region.