metodologia per le reti di distribuzione a MT Il presente lavoro è la continuazione dell’attività precedentemente svolta e presentata nel rapporto “Stato dell’arte sulla penetrazione della Generazione Distribuita (GD) in alcuni paesi più rappresentativi” in cui si riportava una sintesi dei contatti avuti con alcune società elettriche statunitensi ed europee, da tempo significativamente presenti nel mercato liberalizzato dell’energia elettrica, ottenendo informazioni su quello che esse attualmente fanno, in termini di esercizio, quando devono collegare i nuovi generatori alla rete e su come intendono fronteggiare, in termini di pianificazione, il prevedibile futuro massiccio impiego della GD. Questa ulteriore attività consta di varie fasi, la prima consiste nella descrizione delle principali e più diffuse tecnologie di generazione dell’energia elettrica che sono alla base della generazione distribuita (GD) e/o dispersa (di origine rinnovabile e non) cercando di mettere in risalto gli aspetti più salienti riguardanti i possibili impatti che i vari tipi di generazione possono avere sui sistemi elettrici di distribuzione e trasmissione. Fra le varie tecnologie di generazione legate alle fonti rinnovabili sono state descritte: – le centrali idroelettriche a piccolo salto, – le centrali solari ad accumulo (STES – Solar Thermal Energy Storage), – le centrali solari a celle fotovoltaiche con accenni sia agli impianti isolati dalla rete che a quelli collegati alle reti elettriche di media e bassa tensione con particolare riferimento ai sistemi di accumulo dell’energia ed ai convertitori statici presenti in questi tipi di impianti, – le centrali eoliche con indicazioni sugli aspetti energetici di questa particolare forma di produzione di energia elettrica nonché informazioni riguardanti lo sfruttamento di questa tecnologia in Italia e l’esperienza e la diffusione nel mondo, – le centrali basate sullo sfruttamento dei rifiuti e biomasse ed in particolare oltre alle vere e proprie biomasse, i rifiuti di lavorazione del legno, i biogas derivanti dalle discariche municipali ed i biocombustibili; – le centrali che utilizzano l’energia geotermica. Fra le tecnologie di generazione di base per la generazione dispersa che utilizzano fonti di energia non rinnovabili sono state descritte: – le celle a combustibile che rappresentano la tecnologia più innovativa e promettente nel campo delle produzioni distribuite per la loro versatilità avendo strutture modulari e per la bassa quantità di emissioni nell’ambiente, – le microturbine a gas per la loro vasta penetrazione nei sistemi di distribuzione sia a media che bassa tensione, – la cogenerazione che sta prendendo sempre di più il sopravvento negli impianti di generazione dell’energia elettrica per la peculiarità di incrementare l’efficienza energetica complessiva di un sistema di conversione dell’energia unendo in un unico impianto sia la produzione di energia elettrica che di calore. Particolare attenzione è stata rivolta alla cogenerazione che consente infatti non solo un notevole risparmio economico per il minor consumo di combustibile ma anche una drastica riduzione dell’impatto ambientale, dovuto sia alla riduzione delle emissioni che al minor rilascio di calore residuo nell’ambiente. La maggior parte degli impianti di cogenerazione è di taglia medio – piccola con ubicazione prossima ai bacini di utenza; questa ulteriore caratteristica spesso assicura una riduzione delle perdite Joule nei sistemi elettrici di trasmissione e distribuzione. La cogenerazione trova applicazione sia in ambito industriale, soprattutto nell’autoproduzione, che civile, utilizzando dal punto di vista impiantistico tecnologie diverse in funzione della tipologia del motore primo impiegato (impianti a ciclo combinato, turbogas, motori a combustione interna ed anche celle a combustibile). Nella descrizione delle tecnologie si definisce anche il risparmio di energia primaria secondo i criteri formulati dall’Autorità per l’energia elettrica o dagli enti regolatori del mercato elettrico.

Un fattore importante che sta spingendo, in Italia, l’impiego della cogenerazione è la definizione di assimilabilità di questa forma di generazione a fonte di energia rinnovabile. Si evidenzia che il GRTN S.p.A.(Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale), per decreto legislativo n. 79/99, come ampiamente descritto nell’ultima parte del presente rapporto, ha l’obbligo di ritirare l’energia elettrica offerta dai produttori che generano con fonti di energia rinnovabile a prezzi determinati dall’Autorità per l’energia e il gas in applicazione del criterio del costo evitato. Inoltre le eccedenze di energia prodotta da impianti assimilati a quelli che utilizzano fonti rinnovabili vengono ritirate d’obbligo dal GRTN S.p.A. senza applicare il dispacciamento di merito economico previsto a decorrere dal 1 Gennaio 2001 come descritto nel decreto legislativo suddetto. Questa prima parte del lavoro è stato completato da un confronto economico fra le varie tecnologie descritte tenendo in considerazione essenzialmente i costi di impianto, i costi dei combustibili, i costi di gestione (esercizio e manutenzione) e dove possibile i rendimenti di conversione. Per alcune tecnologie è stato inoltre calcolato il costo del kWh prodotto. Nella tabella riportata nel capitolo 5, si evidenzia che la tecnologia che presenta il maggior costo del kWh prodotto è quella fotovoltaica (con 0.507 $/kWh prodotto), mentre i generatori a combustione interna di tipo Diesel e quelli eolici risultano di costo inferiore di circa un ordine di grandezza (0.074 e 0.083 $/kWh rispettivamente). Le celle a combustibile hanno un costo di circa 0.136 $/kWh. I costi di investimento più alti risultano essere quelli degli impianti fotovoltaici (6000 – 7500 $/kW), mentre i più bassi quelli delle turbine a gas (800 – 1000 $/kW). I costi menzionati in questa analisi sono valutati in dollari all’anno 1997, pertanto possono anche essere variati e notevolmente specie per quelle tecnologie più promettenti ed in continua evoluzione come le celle a combustibile ed il fotovoltaico. La seconda fase del presente rapporto ha riguardato il tema fondamentale della pianificazione dei sistemi elettrici nei mercati deregolamentati ed in particolare si è voluto mettere in risalto il ruolo che la presenza della GD può esercitare in un siffatto tipo di mercato. La liberalizzazione dei mercati dell’energia elettrica comporterà un cambiamento sostanziale dei rapporti fra cliente utilizzatore e fornitore di energia. Questo cambiamento, che per certi paesi è già avvenuto e che in altri sta avvenendo a tutti i livelli delle attività delle società elettriche, dalla generazione, alla trasmissione e anche nella distribuzione, implica che il prodotto ed il servizio vengano forniti in termini differenti rispetto alla vecchia organizzazione di tipo verticistico, in quanto devono soddisfare sia il cliente che il fornitore del servizio per la qualità del prodotto energia fornita ed il prezzo. Infatti si ricorda che nel mercato completamente liberalizzato e nella massima generalità possibile esistono vari attori quali: – i grandi utenti finali direttamente collegati al sistema di trasmissione, – le società di generazione che immettono potenza nel sistema di trasmissione, – le società “Traders” che commerciano l’energia elettrica e che usano il sistema di trasmissione per veicolare la potenza, – le società "Retailers" che commerciano l’energia e forniscono i clienti finali attraverso sistemi di distribuzione a tensione inferiore, – le società di distribuzione dell’energia elettrica responsabili anche per la qualità della fornitura, – gli enti regolatori o l’Autority che provvedono a far applicare i decreti legislativi e a garantire il libero accesso “Open Access” a tutte le società su basi non discriminatorie. In passato e per le strutture societarie a carattere verticistico la pianificazione di un sistema elettrico era basato sulla minimizzazione di una funzione obiettivo in cui si consideravano come elementi fondamentali il costo degli investimenti, il costo delle perdite ed il costo dell’energia non fornita quest’ultima ottenuta assegnando all’energia non fornita un costo unitario medio derivante da considerazioni generali di carattere macroeconomico. Il risultato di questo tipo di valutazione garantiva un livello della qualità della fornitura di energia tanto più elevato tanto più alto era il costo unitario dell’energia non fornita, senza peraltro assicurare in tutte le parti del sistema elettrico il raggiungimento di determinati livelli standard della qualità del servizio stesso.

Con la deregolamentazione viceversa risultano prioritari le esigenze degli utenti che richiedono una fornitura secondo standard di qualità e prezzi competitivi, ma nello stesso tempo rimangono inalterati gli obiettivi dei vari attori presenti nel sistema elettrico che dovranno fornire il prodotto col massimo profitto; le due esigenze contrapposte dovranno coesistere. A livello internazionale si possono definire due parametri essenziali di base per stabilire la qualità della fornitura: – affidabilità della fornitura di energia, che implica la disponibilità di potenza in un determinato punto del sistema elettrico, – qualità della tensione, riferita alla purezza della forma d’onda della tensione. L’affidabilità della fornitura è generalmente determinata per mezzo dei due seguenti parametri: – numero delle interruzioni della fornitura di energia durante l’anno, – durata media di una interruzione. In alcuni casi si utilizza un parametro aggregato quale la durata media di interruzioni in un anno, che risulta dalla combinazione dei due parametri sopracitati. Dal punto di vista dell’utente l’affidabilità della fornitura potrebbe deteriorarsi per i seguenti motivi: – per cause tecniche, per esempio fuori servizio di generatori o componenti della rete elettrica che impediscono la fornitura di energia. – per cause commerciali. In questo caso l’utente avrebbe la fornitura inibita, per accordi contrattuali (il costo dell’adeguamento dell’impianto, da parte della società erogatrice del servizio, pur essendo tecnicamente possibile potrebbe essere superiore alle penalità da pagare per la non fornitura del servizio stesso). Questo secondo motivo è materia di attenta valutazione per la maggior parte dei paesi e quindi ancora in fase di definizione, tuttavia è evidente la tendenza di alcune società facenti parte della catena di produzione, trasmissione e distribuzione, di non essere più disposte a pagare gli oneri di congestione di potenza in rete soprattutto quando tali oneri eccedono di gran lunga le penalità da pagare per la mancata fornitura di potenza. Le interruzioni della fornitura nella stragrande maggioranza dei casi sono concentrate nei sistemi di distribuzione a media e bassa tensione che hanno configurazioni ed esercizio di tipo radiale. L’utilizzo della generazione distribuita (GD) in queste reti potrebbe essere di notevole beneficio nella riduzione delle interruzioni delle forniture per guasti sia sul sistema di trasmissione che di distribuzione. La penetrazione della GD sulle reti di distribuzione a media e bassa tensione dipenderà molto dal grado di deregolamentazione del mercato dell’energia elettrica; le modalità di esercizio a cui verranno sottoposte le unità GD potranno essere una valida alternativa agli eventuali rinforzi di rete ed ampliare i livelli di affidabilità da offrire agli utenti. A tal proposito la GD (in particolare quella privata) può essere vista come una minaccia per le società elettriche che saranno obbligate a migliorare il loro esercizio e quindi a sostenere più esborsi per investimenti per poter garantire maggiore affidabilità e qualità del servizio alla clientela. Il funzionamento della GD in isola su una determinata quantità di utenze, oltre a migliorare la qualità della fornitura alla clientela accrescerebbe in termini di pianificazione la possibilità di ridurre gli investimenti nei sistemi di distribuzione e in alcuni casi anche di trasmissione. Tuttavia, attualmente, l’esercizio in isola della GD, per la maggior parte delle società che eserciscono le reti elettriche, è inibito per motivi di sicurezza (procedure di manutenzione) e qualità del servizio sia per le compagnie stesse che per gli utenti. Infatti parecchie società seguono delle normative che consigliano di staccare la GD entro un tempo massimo di dieci cicli per guasti nei “feeders” attigui o per seri disturbi che possono causare abbassamenti o interruzioni di tensione; per esempio negli USA esiste la normativa IEEE-929 che raccomanda, per i piccoli gruppi GD di tipo fotovoltaico con inverter la sconnessione dal sistema entro sei cicli per eventuali guasti sul sistema di distribuzione. Questo tempo (6 cicli) è sufficientemente rapido per permettere alle protezioni e all’interruttore della GD di aprire prima che avvenga la richiusura rapida automatica trifase nei “feeders” industriali (usualmente di 300 ms o più ) che di solito si utilizza anche per la ricerca dei guasti. Per le installazioni di GD più grandi di quelle tipiche fotovoltaiche e che

utilizzano sistemi di protezione e controllo differenti, in USA oltre alla inibizione del funzionamento in isola non esistono normative definitive, in quanto esse sono tuttora in via di sviluppo (IEEE-P1547). Nonostante quanto sopra descritto, negli USA esistono società elettriche e associazioni di compagnie elettriche che stanno perfezionando e consigliando delle normative che prevedono anche il funzionamento in isola della GD. Per fare ciò è necessario disporre di unità GD molto affidabili sia a livello tecnologico che energetico, congiuntamente con un accurato coordinamento delle protezioni della rete di distribuzione. Le unità GD che sono previste per il funzionamento in isola, dovranno garantire un livello di tensione e di frequenza adeguati alle esigenze di tutti i tipi di carico presenti nell’isola, inoltre dovranno essere installate le apparecchiature e i controlli necessari per effettuare la sincronizzazione e la richiusura dei feeders che collegano l’isola alla rete di distribuzione. Questa pratica diventa attraente quando il notevole investimento in apparecchiature di protezione e controllo risulta inferiore all’eventuale investimento per il rinforzo del sistema di distribuzione derivante dalla presenza della GD. Per quanto riguarda il costo derivante dall’interruzione del servizio fornito all’utenza, va specificato che tale costo varia in funzione delle classi di utenza, le utenze residenziali o domestiche hanno costi di interruzione più bassi rispetto a quelle commerciali e industriali. In Italia ed in parecchi paesi europei, fino a poco tempo fa, prima della deregolamentazione, il costo dell’interruzione era considerato sempre superiore al più alto costo dell’energia prodotta, avendo l’obbiettivo, nell’ambito della pianificazione, di minimizzare il distacco del carico. Attualmente in regime di liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, il costo dell’interruzione potrebbe variare in funzione del livello di affidabilità che un determinato utente decide di scegliere. A titolo indicativo nel presente rapporto è stato ritenuto significativo riportare il costo dell’interruzione del servizio per varie classi di utenze e per tre distinte società elettriche negli Stati Uniti d’America, dove il mercato dell’energia elettrica è completamente liberalizzato. In merito ai livelli di affidabilità si sottolinea che la liberalizzazione terrà conto, come già accennato, delle esigenze degli utenti finali, fissando per essi livelli soddisfacenti di affidabilità e contemporaneamente imponendo una determinata penalità che dovrà essere pagata dal gestore del sistema elettrico per le interruzioni del servizio. Non tutti gli utenti richiedono lo stesso livello di affidabilità del sistema elettrico e non sono disposti a dover sostenere economicamente uno standard elevato di affidabilità, risulta quindi difficile far coincidere l’affidabilità intrinseca del sistema principale (determinata dall’affidabilità dei singoli componenti di rete, dal tipo di progettazione/pianificazione e dalla ridondanza dei componenti) con le richieste puntuali dei singoli utenti. L’affidabilità intrinseca dovrebbe soddisfare una buona gamma di utenti, in ogni modo se un utente particolare desidera ricevere un servizio ad alta affidabilità ed è preparato per sostenere gli oneri inerenti a tale scelta, si potranno prendere dei provvedimenti sulle connessioni locali, ed in molti casi potrebbe essere utile installare della GD con sistemi di accumulo tali da garantire la fornitura del servizio su vaste aree di utenza (“premium power areas) con maggiore qualità ed affidabilità in caso di avarie sui sistemi di distribuzione e trasmissione. Anche l’esercizio delle reti può influenzare l’affidabilità del sistema elettrico, a tale fine è possibile adottare procedure operative per contenere i disturbi dovuti a guasti che avvengono sia per difetto dei componenti di rete o per cause esterne al sistema elettrico. Nella tabella seguente sono sintetizzati alcuni possibili approcci di pianificazione di sistemi elettrici in strutture tradizionali o deregolamentati. In tutti gli approcci si minimizzano i costi di investimento e di esercizio, mentre i costi del disservizio arrecato alla clientela viene affrontato in maniera differente in funzione non solo del tipo di struttura, ma anche del modo in cui si tiene in conto la qualità Nei casi in cui la qualità è considerata in maniera esplicita, ossia i pianificatori minimizzano i costi mantenendo la qualità del servizio vincolata a standard prefissati nei vari punti del sistema elettrico, non sussiste nessuna differenza fra le strutture delle società. Viceversa nei casi in cui la qualità è considerata in maniera implicita sussiste una differenza fra le strutture, perché nel caso tradizionale si assume un costo del danno all’utente che viene valutato sulla base di un costo del disservizio derivante da studi macroeconomici, mentre nel caso di struttura

deregolamentata il costo del disservizio viene rimpiazzato dal pagamento di penalità da parte delle società all’utente. Ovviamente se la società elettrica si impone di offrire una elevata qualità del servizio i costi di costruzione e di esercizio aumenteranno conseguentemente al livello di qualità scelta, mentre il costo delle penalità da pagare all’utente decrementa con l’aumentare della qualità offerta. Tipo di Qualità del servizio Struttura tradizionale delle Soc. Struttura competitiva delle Soc. Obiettivo della Qualità Esplicito Minimizzazione Costi (Investimento + Esercizio) Qualità = Vincolata Minimizzazione Costi (Investimento + Esercizio) Qualità = Vincolata Obiettivo della Qualità Implicito Minimizzazione Costi (Investimento + Esercizio + Costo del danno all’utente) Minimizzazione Costi (Investimento + Esercizio + Pagamenti delle Penalità) Sull’evoluzione della qualità del servizio in funzione della liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica molti esperti del settore hanno opinioni contrastanti al riguardo. Alcuni di essi sono dell’avviso che la qualità del servizio potrebbe peggiorare per varie cause (fra le più significative: la competitività fra le compagnie elettriche porterebbe ad una drastica riduzione degli investimenti anche necessari sugli impianti), altri esperti del settore sono meno pessimisti prevedendo una evoluzione verso un nuovo equilibrio in cui la qualità del servizio sarà determinata dall’utente e l’introduzione di penalità nel caso di inadeguatezza del servizio secondo normativa, sarà l’incentivo fra le parti per portare a compimento gli impegni presi. In Italia per esempio pur essendo in atto la liberalizzazione del mercato energetico la trasmissione è tuttora vista come un monopolio naturale e quindi seguirà criteri di pianificazione tradizionali, mentre la distribuzione risentendo già dei cambiamenti si sta orientando su procedure di pianificazione che tengono conto di questi nuovi obiettivi. Un ulteriore aspetto esaminato in questa seconda parte del rapporto è l’esperienza internazionale sull’applicazione della GD nelle reti di distribuzione sia dal punto di vista della pianificazione che dell’esercizio per Germania, Francia, Danimarca, Grecia, Portogallo e Stati Uniti d’America. Ad esempio in Germania la massiccia penetrazione della GD ha creato dei problemi alle reti di distribuzione facendo superare i limiti di “rating” dei componenti nelle reti dove le unità venivano installate. Questi problemi, soprattutto per i livelli di tensione a regime, sono stati prevalentemente riscontrati nelle aree rurali. Tali inconvenienti sono stati risolti o con nuovi investimenti, rafforzando le linee di distribuzione oppure ottimizzando contemporaneamente l’esercizio delle reti con quello delle unità GD. Per motivi economici dove è stato possibile si è preferito seguire questa seconda possibilità. Si riporta altresì una esperienza urbana della BEWAG nella città di Berlino, dove per gli utenti che desiderano installare la cogenerazione nelle loro aziende, la BEWAG deve verificare l’impatto della GD sulla rete pubblica di distribuzione a 10 kV, per quanto concerne la qualità del servizio e i margini di rete per le connessioni della GD, al fine di ridurre e contenere i costosi investimenti e mantenere quanto più possibile le regole operative consolidate nel tempo. Per quanto riguarda la Francia si è ritenuto interessante riportare l’esperienza di EDF a riguardo del cambiamento nelle metodologie di pianificazione delle reti di trasmissione e soprattutto di distribuzione per verificare la penetrazione delle moderne ed efficienti unità di generazione GD. EDF ha messo a punto un codice di calcolo che permette di stabilire la taglia più opportuna di GD da installare nelle reti a media tensione. Il codice di calcolo prende in considerazione la stima dei costi globali evidenziando sia gli effetti positivi e negativi che la GD ha sulla rete. L’esperienza danese riguarda l’ulteriore sviluppo di una grande quantità di generazione eolica 300 MW (di tipo offshore che arriveranno ad un massimo di 2300 MW nel 2030) congiuntamente a unità GD a ciclo combinato collegate direttamente sul sistema di trasmissione a 400 kV della ELTRA. Attualmente

in Danimarca sono installate 4300 MW di turbine eoliche e 683 MW di generazione a ciclo combinato che corrispondono congiuntamente ad un 40 % del picco di carico globale. I criteri di pianificazione seguiti attualmente dai danesi si basano essenzialmente su pratiche deterministiche che permettono lo sviluppo della struttura di rete in modo adeguato ai fini della sicurezza della fornitura e all’utilizzo dei mezzi di produzione. In aggiunta al metodo deterministico, si calcolano anche i costi di esercizio e gli indici di affidabilità del sistema per mezzo di un approccio probabilistico basato sulla disponibilità dei componenti di rete. La deregolamentazione del mercato dell’energia e lo sviluppo prioritario della produzione eolica con quello relativo alla GD a cicli combinati, hanno influenzato le analisi di pianificazione in modo da tener conto nei criteri di dimensionamento non soltanto della sicurezza della fornitura ma anche della sicurezza dell’accesso alla produzione ed alle interconnessioni con le aree adiacenti del sistema NORDEL. Infatti l’organismo NORDEL raggruppa tutti i paesi nordici (Svezia, Norvegia, Finlandia, Danimarca e Islanda) e il Nordic Grid Operator che ha la responsabilità dell’esercizio delle reti interconnesse ha iniziato ad analizzare l’effetto della non dispacciabilità di gran parte della generazione sull’intero sistema NORDEL. Le conseguenze potrebbero essere una diversa ripartizione dei costi fra le parti all’interno del NORDEL rispetto alle regole e agli accordi attuali. L’esperienza greca è rivolta allo sviluppo di un metodo di pianificazione delle reti di distribuzione nelle quali sono previste forti penetrazioni di generazione eolica congiuntamente con generazioni da altre fonti di energia rinnovabile. Questo metodo utilizza la rappresentazione grafica del territorio (Geographical Information System) come primo stadio, nel secondo stadio invece si effettuano le ottimazioni dello studio di pianificazione a breve e lungo termine. Nel primo stadio, attraverso il GIS, si determinano le aree e le località in cui si possono sviluppare le generazioni a fonte di energia rinnovabile calcolando anche la produzione annuale di energia per ciascuna località prendendo in considerazione la distribuzione annuale della velocità del vento e la corrispondente curva di potenza delle turbine delle centrali eoliche. L’ottimazione della pianificazione avviene poi attraverso l’integrazione delle GD nell’espansione della rete a MT e nello sviluppo del sistema AT/MT per un periodo pluriennale. In Portogallo EDP e l’Università di Lisbona hanno messo a punto un codice di calcolo per la pianificazione e l’esercizio dei sistemi di distribuzione. Il programma si basa sul concetto del calcolo evolutivo specifico che si associa con l’analisi euristica e classica delle reti di media tensione con configurazioni prettamente radiali. Fra i vari algoritmi che di solito vengono scelti per risolvere i problemi di pianificazione (programmazione quadratica, euristica, reti neuronali, sistemi esperti e algoritmi genetici) è stato ritenuto più idoneo un algoritmo genetico, nonostante la lentezza mostrata per la risoluzione di problematiche di pianificazione a grande scala, perché più rispondente al trattamento di funzioni obiettivo molto complesse come quelle che spesso vengono utilizzate in pianificazione. Il programma è largamente utilizzato in Portogallo e recentemente è stato utilizzato per pianificare la rete a 15 kV di una vasta area in Algarve. Negli Stati Uniti d’America negli ultimi dieci anni si è avvertita la tendenza ad installare nelle reti di distribuzione a MT piccole unità di generazione di tipo turbogas o cicli combinati, nonostante la maggior parte dell’energia elettrica continui ad essere prodotta dai generatori centralizzati installati negli anni 60 e 70. L’esperienza della Louisiana in merito alla GD è che prevedono per i prossimi cinque anni un aumento di questa forma di generazione con ulteriore installazione di piccoli turbogas o altri generatori ad energia rinnovabile; l’efficienza e l’efficacia di questa GD sarà incrementata dall’utilizzo di nuove tecnologie di accumulo. Per quanto concerne la pianificazione dei sistemi di distribuzione, si pensa che i metodi dovranno cambiare per tenere conto anche di queste generazioni distribuite. Per gli aspetti operativi , gli utenti che posseggono o operano unità GD dovranno seguire apposite linee guida relativamente alla sicurezza elettrica delle unità di generazione e dell’intero sistema elettrico. Si auspica che data la forte penetrazione della GD questa possa essere usata nel dispaccio economico al fine di incrementare l’affidabilità e ridurre gli impatti ambientali. A questo proposito si auspica inoltre di poter

far funzionare la GD in isola per ridurre o ritardare la ridondanza dei circuiti nei sistemi di trasmissione e distribuzione. E’ riportata l’esperienza della PTI relativa all’installazione di un dispositivo PEDS (Power Enhancement and Delivery System) da 120 kW a 480 V nel sito fotovoltaico della Niagara Mohawk Power Corporation. Questo dispositivo aumenta la qualità del servizio all’utente fornendo il controllo dell’unità GD e convertendo la potenza fornita da GD fotovoltaiche, fuel cells, microturbine e batterie di accumulo, in potenza a corrente alternata che viene iniettata all’utente e alla rete di distribuzione pubblica. Nel caso di emergenze in cui la rete di distribuzione non può alimentare l’utente, il dispositivo PEDS può soccorrere il carico del cliente fornendo potenza generata dal suo interno o dalla sua GD locale, in modo da eliminare tutti i disturbi sia di breve che di lunga durata. Il PEDS è in grado di isolare la GD e l’utente da un guasto sulla rete di distribuzione in meno di un quarto di ciclo e provvedere alla alimentazione del carico per circa cinque minuti alla sua potenza nominale. In questo lasso di tempo, i guasti transitori vengono eliminati (generalmente entro 300 – 600 ms) e di conseguenza si può poi procedere alla “riparallelizzazione” con la rete di distribuzione. Per i guasti permanenti, dopo la separazione dalla rete, il carico viene alimentato dal PEDS per i primi cinque minuti e poi l’alimentazione viene garantita dalla GD. L’ultima parte del rapporto tratta la gestione automatizzata della GD con i relativi criteri di dispacciabilità; in particolare si riferisce della possibile organizzazione del mercato elettrico in Italia con le ipotesi di dispacciamento della GD in tale mercato. Tali ipotesi si basano sui decreti legislativi U.E. 96/92 in merito alla liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, e al decreto 79/99 in cui, come già esposto in precedenza, si prevede che il GRTN, al pari dell’energia proveniente da fonti rinnovabili (CIP-6), acquisisca d’obbligo e dispacci prioritariamente, ossia senza applicare il merito economico, sia l’energia elettrica proveniente da impianti di cogenerazione che le eccedenze derivanti da impianti assimilati ai CIP-6 a prezzi imposti (vedi criterio del costo evitato definito dall’Autorità per l’energia elettrica e del gas). Vengono infine presentate alcune proposte metodologiche da adottare per la pianificazione delle reti di distribuzione a media tensione con la presenza della GD. In particolare vengono forniti i criteri di base per la pianificazione del sistema con generazione distribuita a natura garantita, in cui è nota la curva di produzione (Turbogas, Diesel, Fuel Cells e Cicli combinati nella cogenerazione), o di generazione a natura aleatoria (eolico, fotovoltaico, alcune idrauliche ecc.) che dipendendo da fonti rinnovabili di energia hanno curva di produzione variabile in funzione della presenza della fonte. Le tecniche attuali per la pianificazione delle reti di distribuzione MT si basano soprattutto su criteri deterministici ed in parte euristici avendo l’obiettivo di minimizzare i costi di costruzione, gestione, manutenzione, perdite e dei disservizi. Con la deregolamentazione del mercato dell’energia elettrica i futuri codici di calcolo dovranno tenere nella giusta considerazione le incertezze della produzione distribuita e della domanda ricorrendo all’utilizzo di più consoni modelli probabilistici. Dalla raccolta bibliografica svolta per tale attività, risultano in sviluppo tecniche basate ad esempio sull’impiego della teoria delle decisioni, che sembrano bene adattarsi alla risoluzione di questi problemi caratterizzati da incertezze tali ad esempio sugli scenari futuri da rendere impraticabile il ricorso ai tradizionali approcci deterministici. A partire da tale raccolta bibliografica vengono fornite indicazioni metodologiche di massima per la realizzazione di un codice di calcolo atto allo sviluppo delle reti di distribuzione a MT con utilizzazione della generazione GD.