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n.6 maggio 2012
produzione da generazione distribuita
(altrimenti chiamata, con felice intuizione,
generazione “diffusa” in quanto priva di una
logica distributiva) si parla di 19,8 TWh nel
2010 di cui 14,6 TWh immessa in rete di
bassa e media tensione. Per un paragone
la produzione intera annullare di corrente
sulla rete italiana è di 300TWh e di 340 TWh
di Consumo interno Lordo (CIL). In pratica
i numeri dicono che orma il fotovoltaico
conta il 6% del parco produttivo in potenza
e il 33% della produzione netta nazionale di
energia da fonti rinnovabili (Figura 2). Se a
queste considerazioni aggiungiamo che la
produzione da fonti rinnovabili è intorno al
24% della produzione nazionale, si capisce
che ci sono momenti, caratterizzati da basso
consumo e alta produzione da fotovoltaico, in
cui la quota parte di produzione da rinnovabili
può facilmente superare quel 20%-30% della
quota di fonti rinnovabili non programmabili
indicata come “fisiologica” nel mix elettrico
europeo. Oltre questa quota, senza adeguati
investimenti sulla rete, i costi di bilanciamento
e di generazione tradizionale intermittente
salgono esponenzialmente. La frequenza
di immissione della corrente per fonti non
programmabili (come tutte le rinnovabili),
che è una delle caratteristiche specifiche
della rete per i servizi di bilanciamento, deve
essere di 50 Hz e ha una fascia abbastanza
ristretta di fluttuazione (più o meno 0,3 Hz)
regolamentata da normative internazionali.
L’influenza sui sistemi di difesa associata alle
fonti rinnovabili non programmabili deriva
dal fatto che per tali impianti, anche tenendo
conto della loro scarsa diffusione, almeno
fino al 2008 non è mai stato richiesto di
prestare servizi di rete (compreso l’obbligo
di disporre di sistemi di protezione tarati in
modo da prevederne la disconnessione ogni
qualvolta la frequenza fuoriesca dall’intervallo
47,5 Hz – 51,5 Hz). Tali obblighi sono stati
introdotti nel 2008 per i soli impianti eolici.
Per questi motivi gli impianti di generazione
diffusa, in particolare i fotovoltaici, presentano
ancora sistemi di protezione tarati in modo da
prevederne la disconnessione ogniqualvolta
la frequenza fuoriesca dall’intervallo 49,7 Hz
- 50,3 Hz. In caso di grave incidente di rete
con variazione di frequenza “significativa”,
si verificherebbe una perdita di generazione
pari all’intera generazione distribuita (effetto
“domino”), rendendo di fatto necessaria
l’attivazione del piano di alleggerimento del
carico, o, in casi particolari, in cui le fonti
rinnovabili sono oltre il 30% della generazione,
potrebbe indursi un effetto domino di distacchi
di impianti a rinnovabili e perdita dell’intero
carico sulla rete nazionale. I casi particolari
non sono poi così rari, nell’ultimo anno ci
sono state alcune giornate in cui l’intera rete
nazionale è andata vicinissima al collasso
(black out): si tratta in particolare di giorni
festivi estivi, in cui le aziende di produzione
sono inattive e il carico sulla rete è quindi
minore; e di orari diurni, in cui il fotovoltaico
produce e immette molti MWh sulle reti
di bassa e media tensione che non sono
monitorate dalla rete di trasmissione. Da qui
l’importanza di considerare l’influenza sui
sistemi di difesa associata alle fonti rinnovabili
non programmabili: per tali impianti, anche
tenendo conto della loro scarsa diffusione,
almeno fino al 2008 non è mai stato richiesto
di prestare servizi di rete (compreso l’obbligo
di avere sistemi di protezione tarati in modo da
prevederne la disconnessione ogni qualvolta
la frequenza fuoriesca dall’intervallo 47,5 Hz –
51,5 Hz). Tali obblighi erano stati introdotti nel
2008 solo per gli impianti eolici.
Maggior stabilità della rete con la CEI 0-21
Da queste considerazione segue la nuova
normativa per le connessioni in bassa e
media tensione di impianti solari fotovoltaici:
il 23.12.2011 è stata pubblicata la tanto
attesa CEI 0-21 (Regola tecnica di riferimento
per la connessione di Utenti attivi e passivi
alle reti a Bassa Tensione delle imprese
distributrici di energia elettrica). Nella
normativa sono contenuti tutti i requisiti e le
modalità di connessione alla rete BT in Italia.
Oltre a questo, sono indicate le modalità di
funzionamento degli inverter per impianti
fotovoltaici che dovranno essere installati
nella rete elettrica italiana, anche con regola
retroattiva per gli impianti già installati, proprio
per tamponare i problemi di stabilità sopra
descritti. La CEI sostituisce completamente la
ormai conosciuta “Guida per le connessioni
alla rete elettrica di Enel Distribuzione Ed. 2.1”
ed entrerà in vigore a partire dal 23 giugno
2012. Le novità introdotte sono le seguenti:
- controllo potenza attiva e reattiva;
- introduzione della Lvfrt capability (low
voltage fault right trough) - capacità degli
inverter di resistere agli abbassamenti di
tensione (nell’intervallo già indicato per gli
inverter degli impianti eolici);
- introduzione di nuovi requisiti sul SPI
(Sistema Protezione Interfaccia), relativi alle
soglie e ai tempi di intervento, sul tempo di
connessione;
- requisiti sulla componente continua
nell’uscita lato rete.
È evidente che il regolatore cerchi
progressivamente di mettere in sicurezza il
sistema con l’introduzione di nuove regole
dal punto di vista tecnico; tuttavia possono
essere messe in moto anche altre misure
sul fronte della parte mercato delle iniziative
possibili per il regolatore, come, ad esempio,
la realizzazione di un nuovo meccanismo di
remunerazione (o, viceversa, di penalità) della
disponibilità di capacità produttiva. Si tratta
del capacity payment, già sperimentato con
successo in alcuni mercati elettrici americani e
che potrebbe verosimilmente essere introdotto
anche nel nostro sistema.
Facendo però un passo indietro, oltre
ai problemi attuali della rete causati
dall’accresciuto contributo degli impianti
fotovoltaici, bisogna guardare al Mercato dei
Servizi di Dispacciamento (MSD), ovvero a un
mercato secondario della borsa elettrica che
viene a essere modificato dall’immissione di
energia sulle reti a bassa media tensione da
impianti diffusi. In pratica si verifica che:
a) i profili di produzione degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili modificano significativamente
l’andamento dei carichi orari zonali da
soddisfare tramite generazione da impianti
programmabili direttamente connessi alla Rete
Figura 2 - Potenza degli impianti fotovoltaici annualmente entrati in esercizio