Come integrare le fonti energetiche alternative senza indebolire la rete?

 Invia Newsletter 12 September 2008

A partire dagli anni novanta, lo sviluppo della produzione di elettricità decentralizzata, con la sua natura dispersa, la debole potenza e la prossimità ai consumatori finali, ha fatto sorgere nuovi interrogativi e nuove esigenze rispetto alle reti che non erano state concepite in origine se non per impianti di produzione di grandi dimensioni.
Un dinamismo impegnativo
Il mercato di produzione decentralizzato è caratterizzato da una grande diversità nelle tecniche di produzione. Tra queste, si distinguono nettamente 3 leader, ciascuno dei quali segue una linea di azione differente.

Ciò nondimeno, tale gerarchia non è rigida, poiché si constatano oltre 2.000 operazioni di entrata o uscita di collegamento in 3 mesi per 3.000 impianti attivi al 30 giugno 2007. Questo dinamismo è da mettere principalmente all’attivo del fotovoltaico, che rappresenta il 95% di queste operazioni (1). Inoltre, si tratta di una tendenza durevole, generata dal meccanismo dell’obbligo di acquisto (2) e che s’impone a partire dal 2004 sotto l’impulso dell’eolico e del fotovoltaico.
Ma l’impatto sulla pianificazione e l’esercizio della rete di distribuzione non può essere trascurato. In effetti, questa produzione non è collegata in caso di bisogno, al contrario dei grandi centri, ma è intermittente e non pianificata. Essa necessita pertanto di una modellazione complessa e di un follow-up attento del carico istantaneo in prossimità dei punti di iniezione. Inoltre, i rischi di incidenti sono decuplicati su una rete studiata per essere unidirezionale, ma che trasmette flussi bidirezionali. La manutenzione della rete e degli impianti ne risulta quindi fortemente aumentata.

L’esempio dell’eolico
Costituendo indubbiamente il mercato più mediatizzato, l’eolico francese è anche un mercato di di tutto rispetto e che si è maggiormente evoluto negli ultimi 5 anni, passando in media da una trentina di unità connesse alla RPD (Rete Pubblica di Distribuzione) a quasi 250 nel 2007. Soprattutto, la sua quota di potenza contrattuale (3) globale è passata dal 4% a quasi il 25%. Un tale dinamismo si spiega principalmente con le politiche energetiche che favoriscono lo sviluppo delle energie rinnovabili, e con i vantaggi tecnici di cui beneficia l’eolico:
- è più semplice da installare della cogenerazione o del riciclaggio dei rifiuti ;
- dispone di una risorsa meglio ripartita rispetto all’idraulico ;
- beneficia di un rendimento molto superiore a quello del fotovoltaico (soprattutto alle nostre latitudini).
Il freno principale, di ordine ambientale e paesaggistico, è attenuato dallo sviluppo delle ZSE (Zone di Sviluppo Eolico), definite dopo una serie di consultazioni.
Purtroppo la tecnologia attualmente adottata pone dei problemi di pianificazione e di adeguamento del carico. La risorsa eolica non è sufficientemente prevedibile per la rete locale e genera iniezioni intermittenti significative (la potenza contrattuale è di 7 MW in media) (4), sulla rete.

La produzione decentralizzata nel cuore delle reti intelligenti
Grazie agli ultimi progressi tecnologici, la produzione decentralizzata potrebbe diventare elemento essenziale della rete di distribuzione elettrica del futuro. In effetti, tre avanzate tecnologie traggono vantaggio da questo modo di produzione elettrica:
- l’ottimizzazione del rendimento degli impianti, che rende ciascun centro di produzione più incisivo sul proprio loop locale ;
- la messa a punto di processi di stoccaggio temporaneo dell’energia prodotta, che permette di correggere le fluttuazioni della produzione ;
- le tecnologie di comunicazione a distanza e di informazione in tempo reale, che permettono una gestione centralizzata e più reattiva dei centri di produzione sparsi nel territorio.

In tal modo, il gestore della rete di distribuzione, passando da semplice fornitore di servizi a attore della produzione decentralizzata, dispone sulla propria rete di un raffinato strumento di gestione del carico e dell’equilibrio istantaneo. Inoltre, in caso di blackout, questa energia locale e di facile accesso può essere concentrata sui punti di consumo prioritario, quali ad esempio gli ospedali. Tuttavia questa cooperazione pone alcuni interrogativi circa la ripartizione delle responsabilità e dei rischi tra il piccolo produttore ed il gestore della rete, e quindi circa la nascita di un nuovo tipo di relazione cliente.

Sia-Conseil Italia

Note:
(1) Questo fenomeno può essere imputato alla mancanza di informazione sullo scarto tra gli elevati costi di collegamento e gestione (cf TURP) e gli scarsi vantaggi che ne derivano.
(2) Obbligo per i gestori della rete di distribuzione di acquistare l’elettricità prodotta da piccoli impianti sotto riserva di fattibilità del collegamento: vedi articolo 10 della Legge n° 2000-108 del 10 febbraio 2000.
(3) Potenza massima dell’impianto definita nel contratto di connessione alla rete di distribuzione.
(4) Ossia, in un’ora, l’equivalente di 2 volte il consumo annuale medio di una famiglia

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