SISTEMA ELETTRICO
SISTEMA ELETTRICO.
– Il sistema elettrico nazionale. Liberalizzazione. Tariffe. Produzione. Trasmissione, distribuzione e misura. Sicurezza del sistema elettrico. Ricerca. Bibliografia
Il sistema elettrico nazionale. – Il s. e. nazionale è l’insieme delle fasi di produzione, trasmissione (e dispacciamento), distribuzione, vendita di energia elettrica e ricerca di sistema che concorrono a soddisfare una parte della domanda di energia del Paese.
L’evoluzione della sua struttura e organizzazione ha seguito negli anni più recenti una forte spinta di modernizzazione (in particolare a partire dalla liberalizzazione degli anni Novanta del 20° sec.), alla luce di un panorama energetico nazionale e internazionale radicalmente mutato (v. cambiamenti climatici; fonti energetiche fossili; mercati ambientali; protocollo di Kyōto; rinnovabili, energie; tecnologie per la transizione energetica).
Liberalizzazione. – Negli anni Ottanta entrò in crisi la teoria della gestione unitaria integrata dei sistemi elettrici che aveva portato alle nazionalizzazioni: i nuovi impianti a ciclo combinato e i turbogas consentivano taglie minime efficienti e flessibilità produttiva, il sistema di misure divenne puntuale e quasi istantaneo e, infine, la stessa Comunità europea volle esplorare la possibilità di un mercato elettrico comune, liberalizzato e connesso. L’efficienza economica venne individuata nei meccanismi di mercato e negli obiettivi di produttività complessiva del sistema.
Nel 1992 Enel si trasformò in S.p.A., con le attività monopoliste affidate in concessione. Si istituì (1995) l’Autorità di settore per regolare le attività non più in termini puramente tariffari quanto per definire obiettivi di produzione, accesso alla rete e servizi minimi garantiti.
Il d. legisl. 16 marzo 1999 nr. 79, cosiddetto decreto Bersani, in attuazione della dir. 96/92/CE, liberalizzò le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica, imponendo al monopolista Enel la cessione di 15 GW di potenza produttiva attraverso tre società produttive (Gen.Co.). Il decreto mantenne riservate allo Stato le attività di trasmissione e dispacciamento. La proprietà della rete rimase in carico a Terna (Tramissione elettrica rete nazionale, società costituita all’interno del Gruppo Enel) fino al settembre 2005, quando con la vendita a soggetti istituzionali del pacchetto azionario si completò l’unificazione tra la proprietà e la gestione della rete fino ad allora riservata al gestore della rete (GRTN, successivamente GSE).
Inoltre, all’interno del gruppo GSE venne costituito l’acquirente unico (AU), destinato a fornire i clienti del servizio di maggior tutela, e il gestore del mercato elettrico (GME), con compiti di gestione della borsa elettrica secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e di concorrenza tra produttori. Infine, il decreto Bersani istituì un obbligo in capo ai produttori e agli importatori di immettere nella rete elettrica una percentuale crescente di energia prodotta da fonti rinnovabili. Dal 1° luglio 2007 tutti i clienti, anche domestici, possono scegliere il proprio fornitore sul mercato libero.
Tariffe. – Con la liberalizzazione, il prezzo dell’energia si forma in borsa (v. mercati energetici: Mercato elettrico). La teoria tariffaria si riferisce ora soltanto a quegli utenti domestici e alle PMI che scelgono di non approvvigionarsi al mercato e rimangono nel cosiddetto servizio di maggior tutela a prezzi stabiliti dall’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI).
Con l’apertura del mercato, le tariffe si rivolgono all’utenza nel tentativo di valorizzare la concorrenzialità, l’efficientamento produttivo delle imprese e le innovazioni tecnologiche.
Nella bolletta dell’utente domestico ‘tipo’ (con consumi annui pari a 2700 kWh e potenza di 3 kW), la principale voce di costo nel III trimestre 2015 (AEEGSI 2015) sono stati i servizi di vendita (43,83%) che comprendono: prezzo di acquisto dell’energia, comprensivo delle perdite di rete; prezzo di commercializzazione e vendita (le spese che le società di vendita sostengono per rifornire i loro clienti); prezzo del dispacciamento, relativo alle attività per mantenere in equilibrio il sistema elettrico. I servizi di rete (17,99%) remunerano le attività di trasporto, di distribuzione e di misura. Su questi servizi non esistono margini concorrenziali perché, usufruendo di infrastrutture comuni, la tariffa è fissata dall’Autorità sulla base dell’inflazione, degli investimenti realizzati e degli obiettivi di recupero di efficienza.
In bolletta ci sono poi gli oneri generali di sistema (24,71%) per remunerare alcune attività che il legislatore ha ritenuto opportuno identificare come meritevoli di trattazione speciale (in ordine percentuale sulla bolletta): incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate (componente A3, 83,79%); copertura delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica (Ae, 4,62%); oneri per la messa in sicurezza del nucleare e compensazioni territoriali (A2 e MCT, 7,44%); promozione dell’efficienza energetica (UC7, 1,56%); regimi tariffari speciali per la società Ferrovie dello Stato (A4; 1,31%); compensazioni per le imprese elettriche minori (UC4, 0,70%); sostegno alla ricerca di sistema (A5, 0,44%); copertura del bonus elettrico (As, 0,15%). Infine, le imposte incidono con l’accisa sulla quantità di energia consumata e come IVA sul costo totale della bolletta.
Produzione. – I mezzi di produzione dell’energia possono essere definiti rinnovabili, come l’energia solare, idraulica, eolica, geotermica, maremotrice e le biomasse, o non rinnovabili, come le fonti fossili e l’energia nucleare. Fino al 1950, in Italia, la quasi totalità della richiesta elettrica veniva soddisfatta dalla fonte idraulica (rispetto a una domanda di 24.600 GWh la produzione idroelettrica era di 21.600 GWh). Con la crescita della domanda e la saturazione dei bacini crebbe la generazione termoelettrica. Soltanto vent’anni dopo (1970), l’idrico copriva appena il 35% (41.300 GWh) della richiesta complessiva di 117.423 GWh, il termoelettrico il 60% (70.222 GWh), il nucleare il 2,7% (3176 GWh) e il geotermico il 2,3% (2725 GWh). Anche l’energia nucleare conobbe un notevole sviluppo, prima del referendum con il quale se ne decretò l’abbandono, arrivando a una produzione nel 1986, di 8756 GWh, il 4,5% dei 192.330 GWh richiesti dalla rete.
Dai primi anni Novanta la sensibilità ambientale è molto cresciuta e la necessità di riduzione dei gas a effetto serra, avvertiti come responsabili dei cambiamenti climatici, ha investito con particolare riguardo i mezzi di produzione elettrica, orientandoli verso un utilizzo intensivo delle nuove fonti di energia rinnovabile (FER). Con provvedimenti volontari (Protocollo di Kyōto) o vincolanti (direttiva 2009/28/EC), la produzione lorda in Italia da FER è arrivata nel 2014 a coprire il 15,5% (43.400 GWh) su un totale di 279.828 GWh. Completano il quadro 60.256 GWh di idrico (pari al 21,5%) e 176.171 GWh (62,9%) di termico (Terna 2014).
La produzione FER ha goduto, nel corso del tempo, di significativi meccanismi incentivanti quali certificati verdi, tariffe onnicomprensive (feed in tariff), scambio sul posto, ritiro dedicato, ‘conti energia’, aste (feed in premium), obblighi di immissione in rete e priorità di dispacciamento a parità di prezzo offerto.
Trasmissione, distribuzione e misura. – La rete elettrica nazionale è quel complesso di linee, cavi e apparecchiature che connettono le centrali di produzione alle utenze; amministrativamente, tecnicamente ed economicamente si suddivide in rete di trasmissione in alta tensione (da 35 a 380 kV) e rete di distribuzione in media e bassa tensione (da 0,4 a 35 kV). Nella prima fase di elettrificazione l’energia elettrica veniva trasmessa con linee dedicate dirette tra centrale di produzione e centro d’utenza, città e fabbriche. Nel corso del tempo, la diffusione sempre più capillare della domanda ha trasformato il modello da ‘radiale’ a una struttura di tipo ‘magliato’, ossia organizzata in un complesso intreccio di linee.
Terna, società a partecipazione pubblica, è proprietaria della rete di trasmissione – 63.900 km di linee, 491 stazioni di trasformazione e smistamento e 22 linee di interconnessioni con l’estero – e (dal 2005) gestisce le attività di trasmissione e di dispacciamento affidatele in concessione.
Dopo la produzione e la trasmissione, la fase conclusiva della filiera elettrica è la distribuzione, cioè la consegna capillare agli utenti di elettricità in media e bassa tensione. L’attività di distribuzione è esercitata da società operanti in regime concessorio, nazionale o comunale, obbligate all’allaccio su richiesta, al servizio di misura e remunerate in bolletta negli oneri generali del sistema elettrico.
Infine, è fondamentale l’attività di misura, che nel corso del tempo ha determinato modelli tariffari e scelte di politica energetica generale (attualmente è cardinale anche per l’attività di contabilizzazione della produzione diffusa da fonti rinnovabili).
Sicurezza del sistema elettrico. – Per garantire la sicurezza del s. e. si opera su tre macrodirettrici: approvvigionamento efficiente dei combustibili per la generazione fossile, gestione economica dell’accesso alle reti della produzione rinnovabile e organizzazione fisica dell’attività di dispacciamento.
Per quanto riguarda il primo punto, il mercato dei combustibili fossili, tradizionalmente legato al petrolio (v.), sta subendo profonde trasformazioni. Le nuove tecnologie di perforazione consentono l’accesso a riserve di gas e petrolio non convenzionali prima non remunerative (v. idrocarburi non convenzionali). Shale gas e tight oil sono presenti in zone geografiche diverse (USA, Cina, Canada) da quelle produttrici delle risorse tradizionali (Medio Oriente, Russia) e comportano una rilocalizzazione degli approvvigionamenti e l’acquisto con contratti spot ‘a costo di mercato’ invece che con i tradizionali take or pay legati al costo del petrolio. Inoltre, è in crescita l’acquisto di metano tramite navi ampliando l’offerta (v. gas naturale). La politica energetica italiana ed europea si adatterà alle nuove opportunità tecnologiche e di mercato con la previsione di ulteriori impianti di rigassificazione e una efficiente diversificazione dei fornitori, una maggiore integrazione continentale della rete di trasporto del gas e un mercato pienamente connesso.
La produzione da FER, prioritariamente dispacciata, nel 2014 ha raggiunto la quota del 36,8% del fabbisogno elettrico escludendo per molte ore al giorno impianti a gas, come le centrali a ciclo combinato, a favore di impianti a carbone, con una migliore marginalità operativa. In realtà per motivi tecnologici, oltre che legati alle emissioni, gli impianti a gas sono necessari per mantenere in equilibrio il sistema quando viene a mancare la produzione da fonti tipicamente non programmabili quali le rinnovabili. Per garantire l’integrazione dei mercati, l’UE propone (COM 677/2010) la creazione di corridoi d’interconnessione tra l’Europa settentrionale e centrale, tra la penisola iberica e la Francia e con gli Stati baltici. L’UE si propone di completare il 10% di tali collegamenti prioritari al 2020 e il 15% entro il 2030.
Proprio quest’ultimo punto cerca di risolvere il terzo problema: l’organizzazione fisica delle reti. In giorni di basso consumo e alta produzione FER può aversi un eccesso di produzione, che comporta i distacchi degli impian ti fossili e delle importazioni che potrebbero poi non essere sufficientemente reattivi in caso di calo della produzione FER, con conseguente decadimento della frequenza. Le FER, che su reti media tensione/bassa tensione non sono monitorate in tempo reale, hanno ormai una produzione superiore all’errore di previsione di carico, quindi non compensabile e a rischio black out.
Ricerca. – La ricerca sul s. e. è stata indispensabile, a seconda del momento storico, per lo sviluppo e la gestione della rete, per la crescita del termoelettrico, per la produzione nucleare. I più importanti enti pubblici di ricerca di settore sono l’Ente per le nuove tecnologie, l’energia e l’ambiente (ENEA) e la Ricerca sul sistema energetico (RSE).
Attualmente la ricerca di sistema è incentrata principalmente su tre direttrici: sistemi di accumulo (v.), reti intelligenti (smart grids) ed efficienza energetica (v.).
L’accumulo di energia è ritenuto da sempre uno dei principali meccanismi per aumentare la flessibilità e l’efficienza delle reti elettriche, potendo svolgere compiti di compensazione tra produzione e domanda, capaci di incidere sulla gestione delle FER, caratterizzate dalla difficile programmabilità e da diffusione parcellizzata. I sistemi di accumulo più consolidati sono gli impianti di pompaggio a doppio invaso. Per quanto riguarda le batterie, sebbene la tecnologia più promettente per applicazioni di alta potenza e di bassa energia sia quella elettrochimica (batterie e supercondensatori), questa non è adatta alle reti elettriche, e le tradizionali batterie al piombo e alcaline, quelle al litio, ad alta temperatura e a flusso sono ancora le più utilizzate. Una criticità di questi sistemi riguarda il riciclo di fine vita. Tra le ipotesi di stoccaggio meccanico c’è la compressione dell’aria e il riutilizzo del calore immagazzinato per la produzione energetica. Grande sforzo di ricerca riguarda l’idrogeno come agente di accumulo e i magneti superconduttori.
Lo stoccaggio può avvenire anche tramite una smart grid. La rete, che tradizionalmente trasportava da un centro produttivo alle utenze, con le fonti rinnovabili si trova a dover gestire una moltitudine di piccoli impianti produttivi e, sempre più spesso, microreti e virtual power plants (VPP). Entrambi si rappresentano come un s. e. completo (produzione, distribuzione ecc.) su scala ridotta e collegato alla rete nazionale, e si comportano, quindi, come un unico vasto impianto produttivo virtuale. La rete nazionale che fornisce o riceve energia da questi impianti virtuali deve essere in grado di ottimizzare le risorse energetiche a esso connesse: generazione centralizzata e VPP, sistemi di accumulo, utenze sia industriali sia finali, garantendo un flusso bidirezionale di energia e informazioni in tempo reale. Altre direzioni di ricerca nella produzione sono gli impianti a ciclo combinato, l’uso non convenzionale dei combustibili fossili, le biomasse da alghe e, nello stoccaggio, le celle a combustibile.
Negli ultimi anni l’efficienza energetica è diventata fondamentale nelle politiche europee di sviluppo. La ricerca di sistema riguarda gli aspetti produttivi (per es., cogenerazione ad alto rendimento), il trasporto (materiali superconduttivi), il consumo delle utenze (domotica) e i veicoli elettrici. Si attendono ulteriori profonde trasformazioni del s. e. nazionale ed europeo verso politiche coordinate e un’integrazione strutturale per arrivare a una Unione energetica europea. In merito alla produzione, si passerà da una generazione basata sul termoelettrico a un mix produttivo con una decisa penetrazione delle rinnovabili; la domanda, fino a qualche anno fa caratterizzata da crescita regolare e forte inelasticità, con la generazione diffusa e i sistemi di accumulo avrà dinamiche più flessibili; con la creazione di un’adeguata capacità di trasporto, si proseguirà sulla strada di un mercato comune per l’ottimizzazione delle risorse a livello europeo; infine, la gestione della rete sarà centralizzata con i TSO (Trasmission System Operators) nazionali che implementeranno le direttive comuni sovranazionali.
Bibliografia: Storia dell’industria elettrica italiana, a cura di G. Zanetti, Roma 1994; RSE, Alla radice dell’evoluzione energetica, Milano 2012. Si vedano inoltre: Terna, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia, Roma 2014, http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/statistiche/dati_statistici. aspx (11 sett. 2015); AEEGSI, La bolletta spiegata, Roma 2015: http://www.autorita.energia.it/it/consumatori/bollettatrasp_ele.ht m (11 sett. 2015).