Questo rapporto contiene il contributo che RSE ha preparato nel 2010 sul tema dell’integrazione degli impianti di generazione da fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico, rispondendo a una specifica richiesta della Fondazione EnergyLab – Laboratorio dell’Energia della Regione Lombardia. Il contributo di RSE è destinato a confluire, insieme a diversi altri che trattano tutti i principali aspetti delle applicazioni delle fonti rinnovabili, in un unico rapporto che sarà pubblicato da EnergyLab nel 2011. La penetrazione nel sistema elettrico di quote crescenti d’impianti di generazione che utilizzano fonti variabili nel tempo e non programmabili, porta con sé alcuni problemi, che possono essere ricondotti, da un lato, alla localizzazione decentrata degli impianti, sovente realizzati in zone marginali dove la fonte è disponibile e, dall’altro lato, alla disponibilità aleatoria della potenza elettrica generata. Si tratta in particolare d’impianti che utilizzano alcune fonti rinnovabili, in particolare impianti idroelettrici ad acqua fluente (cioè senza serbatoi o bacini d’accumulo), impianti eolici e impianti a energia solare, sia termodinamici che fotovoltaici. A seconda della taglia degli impianti e quindi anche della tensione delle reti cui sono connessi, i problemi si possono presentare nel sistema di trasmissione nazionale oppure nelle reti locali di distribuzione. La fonte eolica rappresenta oggi il caso più evidente e studiato, per le sue particolari caratteristiche di marcata variabilità e scarsa prevedibilità. Può quindi essere presa come riferimento tipico e caso estremo nell’analisi dei problemi suddetti, che sono comunque comuni anche alle altre fonti non programmabili. La diffusione d’impianti non programmabili, soprattutto in zone remote, può comportare costi aggiuntivi per adeguare la rete con la costruzione di nuove linee e stazioni, ed evitare così la formazione di colli di bottiglia tali da richiedere, in certe condizioni critiche, limitazioni forzate della loro produzione (questo problema si è già verificato per gli impianti eolici nel Sud dell’Italia). Secondo confronti tra diversi studi effettuati dal progetto europeo GreenNet-Europe e successivamente anche nell’ambito del Task 25 dello IEA Wind Implementing Agreement dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, i costi incrementali richiesti dai rinforzi di rete, pur molto variabili, resterebbero moderati, al di sotto di 1,4 €/MWh almeno per penetrazioni dell’eolico fino a circa il 20% della produzione annua di energia elettrica nel sistema. Inoltre, la variabilità e scarsa prevedibilità delle fonti in questione, in particolare di quella eolica, può comportare un incremento dei costi di sistema per assicurare il bilanciamento fra la potenza prodotta dai generatori e quella assorbita dagli utilizzatori e garantire il mantenimento della frequenza e della tensione entro gli intervalli stabiliti per la qualità del servizio elettrico. Le migliori risorse di flessibilità per compensare le fluttuazioni nel sistema sono gli impianti a turbogas e, soprattutto, quelli idroelettrici a deflusso regolato (con invaso), compresi gli impianti di accumulo per pompaggio. Varie stime dei costi addizionali derivanti da questi ultimi aspetti sono state anch’esse riportate, almeno nel caso dell’eolico, dai due studi sopra citati, e da altri ancora, con riferimento a sistemi, in Europa e in America, molto diversi per regimi ventosi e per struttura di rete. Sembrerebbe comunque che, in sistemi estesi e con reti sufficientemente magliate, questi oneri dovrebbero rimanere entro limiti accettabili, dell’ordine di 3-5 €/MWh eolico prodotto, per penetrazioni dell’eolico fino al 20% del fabbisogno annuo di energia elettrica. Un importante contributo potrà venire anche dalla messa a punto di modelli affidabili per la previsione temporale delle risorse eoliche. Si discute da tempo se gli impianti eolici, oltre ad evitare il consumo di combustibili, potrebbero davvero evitare anche l’installazione di una quota di generazione convenzionale a pari affidabilità del sistema elettrico. Alcuni studi, sia pure basati su ipotesi semplificative, concederebbero all’eolico un certo “credito di potenza” (“capacity credit”), anche se limitato e, in particolare, decrescente con la penetrazione della fonte. Interessanti prospettive possono essere aperte dall’ottimizzazione dell’integrazione fra impianti eolici e impianti idroelettrici a deflusso regolato, laddove esistano le risorse e le condizioni adatte. Gli impianti idroelettrici possono sia compensare le variazioni della produzione eolica, sia, negli impianti con accumulo per pompaggio, immagazzinare la produzione eolica per immetterla in rete in tempi differiti. Da parte loro, potrebbero disporre di più acqua per altri usi (irrigazione ecc.). Uno studio sull’argomento è stato condotto di recente nell’ambito del Task 24 dello IEA Wind Implementing Agreement. Nelle reti di distribuzione, la presenza d’impianti di generazione non programmabili è causa di problemi loro peculiari. La diffusione della Generazione Distribuita (GD) trasformerà queste reti da passive in attive,

richiedendo l’adozione di nuove logiche di sviluppo e gestione. Una rete in cui il gestore potesse controllare la potenza di carichi e generatori, la tensione ai nodi e i flussi di potenza nei rami, consentirebbe una migliore integrazione delle risorse distribuite, anche di quelle non programmabili. Per questo scopo si dovrebbe dotare la rete di nuovi sistemi di comunicazione, controllo e protezione e applicare nuove procedure operative, così da creare una “rete intelligente” (“smart grid”).