Progetto DE.DU.ENER.T. Analisi e monitoraggio di un impianto ibrido con accumulo integrato

SCUOLA POLITECNICA Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica e Nucleare

PROGETTO DE.DU.ENER.T. ANALISI E MONITORAGGIO DI UN IMPIANTO IBRIDO CON ACCUMULO INTEGRATO

TESI DI LAUREA DI PAOLO VILARDO

RELATORE Chiar.mo Prof. FABIO MASSARO CORRELATORI Chiar.mo Prof. SALVATORE FAVUZZA Ing. GAETANO ZIZZO

ANNO ACCADEMICO 2015 - 2016

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Desidero ringraziare di cuore tutti coloro che mi hanno sostenuto nella realizzazione di questo elaborato.

La mia gratitudine va anzitutto al prof. Fabio Massaro, relatore di questa tesi, per la sua guida sapiente e per la sua grande disponibilità, cortesia e pazienza.

Ringrazio poi il prof. Salvatore Favuzza e l’Ing. Gaetano Zizzo, correlatori di questa tesi, per il prezioso aiuto fornitomi durante la stesura.

Infine, vorrei ringraziare le persone a me più care per avermi accompagnato ed incoraggiato lungo questo percorso, non privo di difficoltà: i miei genitori, che con il loro incrollabile sostegno morale ed economico mi hanno permesso di raggiungere questo traguardo; la mia fidanzata, che in maniera instancabile mi è stata vicina, sempre pronta a darmi consiglio e supporto nei momenti più duri; tutti i miei familiari, per l’affetto mostratomi.

Indice Introduzione

....................................................................................................................... pag. 1

Capitolo I I.1 Panorama della situazione energetica mondiale ................................................................... pag. 3 I.2 La situazione energetica in Europa ....................................................................................... pag. 8 I.2.1 Usi finali dell’energia elettrica in Europa .................................................................. pag. 11 I.3 La situazione energetica in Italia ........................................................................................ pag. 12 I.3.1 Usi finali dell’energia elettrica in Italia ..................................................................... pag. 15 I.4 La situazione energetica in Tunisia...................................................................................... pag. 16 I.4.1 Usi finali dell’energia elettrica in Tunisia ................................................................. pag. 18 I.5 La politica energetica dell’Unione Europea ....................................................................... pag. 19 I.5.1 La politica energetica dell’Italia ................................................................................ pag. 23 I.6 L’efficienza energetica negli edifici .................................................................................... pag. 25 I.6.1 Rifermenti normativi in Italia .................................................................................... pag. 28 I.7 Prospettive di sviluppo delle fonti rinnovabili negli edifici ............................................... pag. 31

Capitolo II II.1 Stato attuale del sistema elettrico ...................................................................................... pag. 34 II.2 La Generazione Distribuita ............................................................................................... pag. 36 II.2.1 Impatto della Generazione Distribuita sulla rete elettrica ...................................... pag. 38 II.3 Evoluzione della rete di distribuzione ............................................................................... pag. 42 II.4 La rete di distribuzione del futuro: la Smart Grid ............................................................. pag. 43 II.4.1 Active Grid ............................................................................................................. pag. 46 II.4.2 Microgrid ................................................................................................................ pag. 47 II.4.3 Virtual Utility .......................................................................................................... pag. 48 II.5 Il nuovo ruolo dell’utente finale: il prosumer ................................................................... pag. 50 II.6 L’importanza dei sistemi di accumulo ............................................................................... pag. 51 I

Capitolo III III.1 L’edificio come microsistema energetico sostenibile ...................................................... pag. 57 III.2 Gli edifici a energia quasi zero ......................................................................................... pag. 58 III.2.1 Tipologie di NZEB ............................................................................................... pag. 61 III.3 L’approvvigionamento energetico degli NZEB ............................................................... pag. 67 III.4 Il Progetto DE.DU.ENER.T. ............................................................................................ pag. 72 III.4.1 Il dimostratore di Valderice ................................................................................... pag.74 III.4.1.1 L’impianto ibrido .................................................................................. pag. 82 III.4.1.2 Benefici e risultati attesi ........................................................................ pag. 92 III.4.2 Il dimostratore di Borj Cédria .............................................................................. pag. 93 III.4.2.1 L’impianto ibrido .................................................................................. pag. 95 III.4.2.2 Benefici e risultati attesi ...................................................................... pag. 102

Capitolo IV IV.1 Risultati sperimentali dell’impianto di Valderice ........................................................... pag. 103 IV.2 Sistema di monitoraggio dell’impianto .......................................................................... pag. 103 IV.3 Procedura di monitoraggio ............................................................................................. pag. 106 IV.4 Acquisizione ed elaborazione dei dati sperimentali ....................................................... pag. 109 IV.4.1 Calcolo degli Indicatori di performance .............................................................. pag. 149 IV.5 Confronto con i risultati attesi ........................................................................................ pag. 153

Capitolo V V.1 Trasferibilità e spendibilità del modello di Valderice ...................................................... pag. 154 V.2 Valutazioni economiche sull’impianto esistente .............................................................. pag. 155 V.3 Valutazioni economiche in caso di installazione su un condominio ................................ pag. 158 V.4 Scenario nel caso di edificio autosufficiente ................................................................... pag. 162 V.5 Scalabilità del progetto .................................................................................................... pag. 167

Conclusioni

..................................................................................................................... pag. 170

Bibliografia

..................................................................................................................... pag. 171 II

Introduzione Le previsioni formulate dalle principali organizzazioni internazionali rivelano che la domanda di energia nei prossimi anni continuerà ad aumentare, soprattutto a causa della crescita economica e sociale dei Paesi in via di sviluppo. A tale fenomeno si aggiungono altri fattori, quali la volatilità dei prezzi delle fonti energetiche, le tensioni sul fronte degli approvvigionamenti e la crescente preoccupazione destata dai cambiamenti climatici, che impongono oggi l’avviamento di una profonda trasformazione del comparto energetico e delle attuali modalità di consumo. Per far fronte a tali problematiche, l’Unione Europea ha deciso di adottare una politica energetica ambiziosa, puntando fortemente sullo sviluppo delle fonti rinnovabili e sul miglioramento dell’efficienza energetica in tutti i settori. Tra questi, un ruolo chiave è rivestito dal settore dell’edilizia, che è responsabile del 40% della domanda finale di energia e di circa un terzo delle emissioni totali di CO2 in Europa. Proprio per questo l’edilizia è stata l’oggetto di diverse direttive europee, tra le quali spiccano la Direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica e la Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica. In particolare, la Direttiva del 2010 ha introdotto il concetto innovativo di “edificio ad energia quasi zero” (Nearly Zero Energy Buildings, NZEB), un edificio ad altissima prestazione energetica, il cui fabbisogno viene coperto in misura significativa da energia rinnovabile prodotta nelle vicinanze. Dunque, secondo tale concezione, un edificio non deve essere concepito come un elemento esclusivamente passivo, ma anche come un sistema attivo capace di produrre da sé l’energia elettrica e termica di cui ha bisogno, sfruttando le risorse rinnovabili di cui può disporre. In tal modo, il consumatore diviene anche il produttore di quella energia, cioè diventa un prosumer. Questo implica che il processo di trasformazione dovrà coinvolgere anche il sistema elettrico, che dovrà essere strutturato e gestito secondo nuovi canoni, per favorire la diffusione di una diversa forma di generazione dell’energia elettrica: la cosiddetta generazione distribuita.

La mancanza di contemporaneità tra la disponibilità delle fonti rinnovabili, per loro natura aleatorie, e la domanda di energia può essere fronteggiata mediante l’ausilio dei sistemi di accumulo, che consentono di immagazzinare l’energia elettrica nei periodi di surplus e di utilizzarla nei periodi di deficit. Ciò permette di massimizzare l’autoconsumo e di minimizzare gli scambi di energia con la rete, con tutti i vantaggi conseguenti.

Il requisito di “edificio ad energia quasi zero” è ritenuto vincolante su scala europea per tutte le nuove costruzioni a partire dal 31 dicembre 2020. Questo termine è anticipato per gli immobili occupati da enti pubblici e di proprietà di questi ultimi al 31 dicembre 2018. Il settore pubblico, infatti, dovrà fungere da traino nel processo di rinnovamento degli edifici.

In questo contesto si inserisce il Progetto DE.DU.ENER.T., un’iniziativa cofinanziata dall’Unione Europea, che ha l’obiettivo di promuovere a livello nazionale ed internazionale la diffusione di un modello di sistema energeticamente autosufficiente e di favorire lo sviluppo delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica. Il progetto prevede la realizzazione prototipale e la sperimentazione sul campo di due dimostratori di microsistemi energetici sostenibili: uno a Valderice (Trapani) ed uno a Borj Cédria (presso Tunisi). Questi sono costituiti da edifici ad uso terziario, integrati a sistemi di produzione di energia da fonti rinnovabili (solare fotovoltaico, solare termico, micro-eolico), a sistemi di accumulo dell’energia e a sistemi di gestione e controllo.

Lo scopo del presente elaborato è stato quello di studiare il microsistema energetico di Valderice, di 1

analizzare il suo funzionamento e di valutare i benefici ottenuti grazie all’implementazione dell’impianto ibrido.

Nel Capitolo I viene esaminata la situazione energetica attuale a livello mondiale, europeo e nazionale, focalizzando l’attenzione sui consumi registrati in Italia e in Tunisia. Poi è stato mostrato un quadro completo di quella che è la politica energetica dell’Unione Europea e dell’Italia, facendo riferimento alle direttive e alle normative emanate di recente.

Nel Capitolo II vengono prese in considerazione le problematiche del sistema elettrico attuale, derivanti dalla sempre maggiore penetrazione della generazione distribuita. Di quest’ultima se ne analizzano i vantaggi e gli svantaggi e si descrivono le modalità con le quali le reti elettriche di distribuzione si potranno evolvere in futuro. Queste reti innovative vedranno l’affermarsi dei sistemi di accumulo e di una nuova tipologia di utente finale: il prosumer.

Nel Capitolo III si parla della moderna visione di edificio energeticamente sostenibile e del concetto di NZEB. Viene fatta una rassegna delle diverse categorie di NZEB esistenti e viene approfondito il discorso riguardante l’approvvigionamento energetico di tali edifici. Nella seconda metà del capitolo viene invece introdotto il Progetto DE.DU.ENER.T. e vengono descritti in dettaglio i componenti e le caratteristiche dei due dimostratori realizzati nell’ambito del progetto stesso.

Nel Capitolo IV l’attenzione viene focalizzata sull’impianto ibrido di Valderice, del quale ne viene illustrata la procedura di monitoraggio. Vengono poi analizzati i dati raccolti e gli andamenti delle varie grandezze che si sono avuti durante i primi dieci mesi di funzionamento dell’impianto.

Infine, nel Capitolo V viene studiato il progetto dal punto di vista economico e vengono valutati gli scenari e i benefici possibili, qualora il modello di Valderice si affermasse su vasta scala.

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Capitolo I I.1 Panorama della situazione energetica mondiale L’attuale sistema energetico è basato principalmente sullo sfruttamento dei combustibili fossili, la cui utilizzazione comporta l’emissione di gas inquinanti e la cui disponibilità è limitata nel tempo.

In base a diversi studi effettuati nel corso degli anni si stima che, con gli attuali ritmi di consumo, tali risorse siano destinate ad esaurirsi nel giro di alcuni decenni, anche se non si hanno certezze a riguardo. Per di più, le statistiche fornite dall’IEA1 riferiscono che nei prossimi 25 anni la domanda mondiale di energia primaria continuerà ad aumentare, soprattutto sotto la spinta dei Paesi nonOCSE2, per via dell’inarrestabile accrescimento della popolazione presente sul nostro pianeta, che si prevede possa raggiungere e superare i 10 miliardi di individui entro il 2100, e del miglioramento delle condizioni di vita nei Paesi in via di sviluppo, che permetterà ad un numero crescente di persone di avere accesso all’energia. Tale fabbisogno, a lungo andare, non potrà essere soddisfatto facendo affidamento sulle sole risorse tradizionali, o quantomeno, non senza esercitare eccessive pressioni sull’ambiente naturale e sulla salute umana. A questa problematica va aggiunta la necessità di conciliare al progresso tecnologico, economico e sociale la salvaguardia dell’ambiente, così da limitare l’inquinamento e contenere l’impatto dell’uomo sull’ecosistema. Ciò al fine di moderare i processi di cambiamento climatico in atto, le cui cause e i cui effetti appaiono sempre più evidenti. In base a queste considerazioni, è innegabile che le attuali modalità di consumo dell’energia necessitano di una rivisitazione e che occorre promuovere nuovi modelli di sviluppo più sostenibili, tali cioè da ridurre la dipendenza dalle fonti fossili, limitare gli sprechi, migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti energetici, contenere le emissioni di gas serra e tali da assicurare il benessere delle generazioni presenti, senza allo stesso tempo compromettere alle generazioni future la possibilità di soddisfare i propri bisogni.

Il 2014 è stato un anno particolare per il comparto energetico internazionale: il prezzo del petrolio si è quasi dimezzato, a causa del rafforzamento dell’offerta dovuta alla produzione negli Stati Uniti e del contemporaneo indebolimento della domanda da parte dei Paesi asiatici; i prezzi del gas si sono ridotti, per il calo della richiesta in Europa e l’eccesso di offerta negli Stati Uniti; è continuata la crescita dell’incidenza nel mix energetico internazionale delle fonti rinnovabili.

L’analisi della domanda, congiuntamente a quella dell’apporto delle differenti fonti energetiche, è 1

L’IEA (International Energy Agency) è un'organizzazione intergovernativa fondata nel 1974, in risposta alla crisi petrolifera dell'anno precedente, per facilitare il coordinamento delle politiche energetiche dei Paesi membri, al fine di assicurare la stabilità degli approvvigionamenti e sostenere la crescita economica. Recentemente l'agenzia ha assunto un ruolo di promotore dello sviluppo sostenibile e della razionalizzazione delle politiche energetiche, e guida la ricerca multinazionale su nuove fonti di energia. Essa inoltre fornisce statistiche autorevoli, analisi e raccomandazioni in materia di energia. Ad oggi gli Stati membri dell’IEA sono 28.

2

L’OCSE (Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico, in inglese Organisation for Economic Cooperation and Development – OECD) svolge prevalentemente un ruolo di assemblea consultiva che fornisce un'occasione di confronto delle esperienze politiche, per la risoluzione dei problemi comuni, l'identificazione di pratiche commerciali idonee ed il coordinamento delle politiche locali ed internazionali dei Paesi membri, aventi in comune un sistema di governo di tipo democratico ed un'economia di mercato.

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indispensabile per valutare potenzialità e limiti del sistema energetico. Secondo quanto riportato nel BP Statistical Review of World Energy3, pubblicato nel mese di giugno del 2015, il consumo di energia primaria a livello globale è ammontato a circa 12.928 Mtep4 nell’anno 2014, registrando un aumento dello 0,9% rispetto al valore rilevato nel 2013. Un incremento comunque inferiore alla media degli ultimi 10 anni, come la stessa pubblicazione fa notare. La quasi totalità della crescita ha avuto luogo nei Paesi emergenti, prime fra tutti Cina e India, in piena fase di forte espansione economica, mentre tra i Paesi OCSE il trend positivo degli Stati Uniti (+1,2%) è stato più che compensato dal calo riscontratosi nell’Unione Europea (-3,9%) e in Giappone (-3%). Il fabbisogno energetico primario di un Paese viene calcolato come la somma della produzione primaria e delle importazioni, al netto delle esportazioni. Esso include i consumi del settore dell’energia stessa, le perdite nei processi di trasformazione e distribuzione, il consumo di energia da parte degli utenti finali. Osservando i dati relativi al consumo di ogni singolo Paese, si nota che al primo posto si colloca la Cina con 2972 Mtep. Nel corso dell’ultimo decennio, quest’ultima ha visto aumentare i propri consumi a ritmi vertiginosi, al punto da superare e staccare gli Stati Uniti, lo Stato storicamente più energivoro. Tuttavia, nel corso del 2014 la sua crescita pare abbia subito un rallentamento, avendo registrato “solamente” un +2,6% rispetto al 2013, valore di gran lunga inferiore alla media cinese degli ultimi anni, addirittura il più basso dal 1998. Al secondo posto seguono gli Stati Uniti con 2299 Mtep, i cui consumi sono nuovamente in ascesa dopo un periodo di leggera flessione (+1,2%), e la Russia al terzo posto con 682 Mtep (-1,2%). Dopo troviamo l’India con 638 Mtep, che sta vivendo un periodo di grande sviluppo economico ed industriale (+7,1%), il Giappone con 456 Mtep (-3,0%), il Canada con 333 Mtep (-0,5%), la Germania con 311 Mtep (-4,5%), e via di seguito (vedi Tabella I.1).

Per quanto riguarda le fonti, il loro impiego ha subito un incremento. I combustibili fossili continuano ad essere dominanti, coprendo da soli più dell’80% del fabbisogno mondiale. Tra questi il più sfruttato è il petrolio, che nel 2014 ha fornito circa il 33% dell’energia primaria complessivamente utilizzata, ma per l’ennesimo anno consecutivo ha visto ridursi la sua percentuale nel mix energetico. Nonostante ciò, la produzione di petrolio si è intensificata, raggiungendo livelli record nei Paesi non-OPEC5. Gli Stati Uniti, in particolare, sono di recente divenuti il primo produttore al mondo, scavalcando l’Arabia Saudita. Diversi Paesi, negli ultimi tempi, hanno concentrato il loro interesse pure su un’altra fonte fossile, il carbone, tramite il quale è stato soddisfatto il 30% della domanda globale. In questo settore la Cina riveste un ruolo trainante, 3

La BP è una società operante nel settore energetico e soprattutto del petrolio e del gas naturale, ambito nel quale è uno dei maggiori attori a livello mondiale. Ogni anno la BP pubblica un documento, il BP Statistical Review of World Energy, contenente dati aggiornati sui mercati energetici mondiali e dati relativi a ciascuno Stato sulla produzione e il consumo di tutte le fonti di energia. Nel corso degli anni, tale rassegna si è affermata nel campo dell'energia come un prezioso riferimento per i media, per il mondo accademico, per i governi e le aziende.

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Il Mtep è un multiplo del tep, la tonnellata equivalente di petrolio (in inglese tonne of oil equivalent, TOE), che è un'unità di misura dell’energia usata nella tecnica e nell'economia, per previsioni o bilanci energetici su grande scala. Il tep rappresenta la quantità di energia termica ottenibile dalla combustione di una tonnellata di petrolio. Dato che le diverse varietà di petrolio posseggono differenti poteri calorifici, il suo valore viene convenzionalmente considerato pari a circa 42 GJ. 5

L’OPEC (Organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio, in inglese Organization of the Petroleum Exporting Countries) è un’organizzazione intergovernativa nata con lo scopo di coordinare le politiche relative al petrolio dei Paesi membri, al fine di assicurare la stabilità dei mercati e la fornitura efficiente e regolare di questa risorsa ai Paesi consumatori.

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essendo il primo produttore e consumatore mondiale di questo combustibile. Tra il 2013 e il 2014, la quantità di carbone utilizzata dalla Cina non è aumentata di molto ma si è mantenuta pressoché costante. Ciò ha avuto delle ripercussioni nella crescita del consumo di tale risorsa, che ha subito un rallentamento importante.

Tabella I.1 – Consumi di energia primaria nel mondo nel 2014 Stato

Consumo (Mtep) Rispetto al 2013 Rispetto al totale

1. Cina

2972,1

+2,6%

23,0%

2. USA

2298,7

+1,2%

17,8%

3. Russia

681,9

-1,2%

5,3%

4. India

637,8

+7,1%

4,9%

5. Giappone

456,1

-3,0%

3,5%

6. Canada

332,7

-0,5%

2,6%

7. Germania

311,0

-4,5%

2,4%

8. Brasile

296,0

+2,5%

2,3%

9. Corea del Sud

273,2

+0,9%

2,1%

10. Iran

252,0

+3,3%

1,9%

11. Arabia Saudita

239,5

+7,6%

1,9%

12. Francia

237,5

-3,9%

1,8%

13. Messico

191,4

-0,1%

1,5%

14. Regno Unito

187,9

-6,3%

1,5%

15. Indonesia

174,8

+3,1%

1,4%

16. Italia

166,4

-3,8%

1,3%

17. Spagna

133,0

-0,7%

1,0%

18. Sudafrica

126,7

2,5%

1,0%

19. Turchia

125,3

+2,7%

1,0%

20. Australia

122,9

-2,6%

1,0%

21. Thailandia

121,5

+3,0%

0,9%

22. Taiwan

112,0

+1,0%

0,9%

23. Emirati Arabi Uniti

103,2

+5,5%

0,8%

24. Ucraina

100,1

-14,1%

0,8%

25. Polonia

95,7

-2,8%

0,7%

5

Mtep

Figura I.1 - Confronto fra il consumo dell'Italia e quello dei Paesi più energivori al mondo 3000 2750 2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0

Anche lo sfruttamento del gas naturale ha registrato una brusca frenata. Questo combustibile fossile, essendo relativamente più “pulito” degli altri, dal momento che la sua combustione genera minori quantità di CO2 e non produce polveri e residui vari, ha man mano rimpiazzato il petrolio e il carbone in molte applicazioni. Di conseguenza, negli anni il gas naturale ha visto aumentare la sua importanza nel mix energetico mondiale. Nel 2014, però, si è avuto nei Paesi europei, che figurano tra i principali utilizzatori di questa fonte, un notevole calo del consumo, il più grande in termini volumetrici (-11,6%). Ad oggi, il gas naturale copre quasi il 24% della richiesta di energia primaria.

La restante parte dell’energia proviene poi dalla fonte idroelettrica (~7%), dalla fonte nucleare (~4,5%) ed infine dalle fonti rinnovabili (eolica, geotermica, solare, biomassa, rifiuti; ~2,5%) (Figura I.2). La produzione da fonte idroelettrica ha raggiunto livelli mai visti prima, sebbene diverse regioni dell’emisfero occidentale abbiano sofferto di problemi di siccità. L’energia nucleare, dopo un periodo di declino, in seguito all’incidente di Fukushima Dai-chi del marzo 2011, e nonostante lo spegnimento di tutti i reattori in Giappone, ha conosciuto nel corso del 2014 una ripresa, soprattutto sotto la spinta di Paesi come la Corea del Sud, la Cina, la Russia e la Francia, che stanno investendo molto su questa risorsa. Anche la produzione di energia da fonti rinnovabili ha ravvisato una crescita notevole, ma attualmente esse soddisfano solo una porzione modesta del fabbisogno mondiale. Porzione che dovrà necessariamente essere incrementata, dal momento che lo sviluppo delle fonti rinnovabili costituisce un elemento essenziale per l’evoluzione di modelli sostenibili di consumo.

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Figura I.2 - Paniere energetico nel 2014

Idroelettrico 6,8% Nucleare 4,4%

Altre rinnovabili 2,5%

Petrolio 32,6% Carbone 30,0% Gas Naturale 23,7%

Petrolio: 4211,1 Mtep (+0,8%) Carbone: 3881,8 Mtep (+0,4%) Nucleare: 574,0 Mtep (+1,8%)

Gas naturale: 3065,5 Mtep (+0,4%) Idroelettrica: 879,0 Mtep (+2,0%) Altre rinnovabili: 316,9 Mtep (+12%) (eolico, geotermico, solare, biomassa, rifiuti)

Passando alla generazione elettrica, si riscontra che il carbone è oggi la principale fonte utilizzata per la produzione di energia elettrica, considerato il suo costo relativamente basso e la sua grande disponibilità in diverse zone del pianeta. Segue il gas naturale, che è destinato ad assumere un peso sempre più rilevante anche nel campo della generazione, grazie ai vantaggi dal punto di vista ambientale che il suo uso comporta e alla facilità nel trasporto, tramite i gasdotti. In maniera importante contribuiscono poi la fonte nucleare e idroelettrica, mentre il petrolio, impiegato maggiormente per la raffinazione e il settore dei trasporti, incide in misura decisamente minore, così come le altre fonti rinnovabili diverse da quella idroelettrica (fonte eolica, solare, geotermica, biomassa, rifiuti), ancora in fase di crescita. Come si può osservare in Figura I.3, il contributo delle fonti rinnovabili nella produzione di energia elettrica (poco meno di un quarto) ha ormai raggiunto quello del gas naturale.

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Figura I.3 - Fonti utilizzate per la generazione elettrica nel 2013 Altre rinnovabili 5,7%

Petrolio 4,4% Gas Naturale 21,7%

Idroelettrico 16,3% Nucleare 10,6%

Carbone 41,3%

I.2 La situazione energetica in Europa Il consumo interno lordo di energia primaria nell’Unione Europea è stato di circa 1611 Mtep durante l’anno 2014 (-3,9% rispetto al 2013), valore inferiore solamente a quello della Cina e degli Stati Uniti. A partire dal 2009 i Paesi europei hanno fatto registrare, eccetto qualche eccezione, un continuo calo del loro fabbisogno energetico. Tale fenomeno, però, è attribuibile più ad un rallentamento dell’attività economica, seguito alla crisi finanziaria, che ad un cambiamento strutturale del modello di consumo. Lo Stato membro che contribuisce in maggior misura ai consumi europei è la Germania con 311 Mtep, seguito da Francia con 238 Mtep, Regno Unito 188 Mtep, Italia 166 Mtep e Spagna con 133 Mtep, mentre gli altri Paesi UE presentano valori inferiori ai 100 Mtep. Le varie risorse contribuiscono alla copertura della domanda nelle proporzioni indicate nella Figura I.4. Dal confronto tra i dati del 2014 e quelli relativi agli anni precedenti, si osserva che il consumo di petrolio, pur essendo sempre dominante rispetto alle altre fonti, ha registrato un progressivo calo nel corso dell’ultimo decennio ed ha continuato a ridursi nel 2014 (-1,5% rispetto al consumo nel 2013). Inoltre, i dati rivelano che anche il consumo di carbone è diminuito (-6,5%), che la richiesta di gas naturale, come già accennato in precedenza, ha subito una notevole contrazione (-11,6%) e che il settore nucleare, dopo una fase di lieve declino seguita all’incidente giapponese del 2011, si presenta abbastanza stabile (-0,1%). Le fonti rinnovabili, invece, sono in forte ascesa (+0,9% fonte idroelettrica, +8,2% altre fonti rinnovabili).

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Figura I.4 - Mix energetico dell'Unione Europea nel 2014 Rinnovabili 7,4%

Nucleare 12,3%

Petrolio 36,8% Carbone 16,7% Gas Naturale 21,6%

L’analisi del mix energetico pone in evidenza come i Paesi europei basino, in maniera più o meno marcata, le loro economie sullo sfruttamento dei combustibili fossili, in particolar modo sul petrolio e sul gas naturale. Dato che le riserve energetiche nel continente europeo sono molte esigue, se non del tutto assenti, è evidente che gli Stati dell’UE sono costretti a sopperire a questa carenza attraverso le importazioni di risorse primarie dai Paesi esteri. Complessivamente l’Unione Europea non arriva a produrre, all’interno dei propri confini, neppure la metà dell’energia primaria di cui necessita. L’Italia si trova ampiamente al di sopra della media europea, con una dipendenza dall’estero del 78% circa. I principali partner commerciali dell’UE sono, in ordine di esportazioni, la Russia, la Norvegia, la Nigeria, l’Arabia Saudita, per quanto riguarda il greggio; la Russia, la Norvegia, l’Algeria, il Qatar, per quanto riguarda il gas; ancora la Russia, la Colombia, gli Stati Uniti, l’Australia, il Sudafrica, per quanto riguarda il carbone. Questa forte dipendenza dall’estero comporta una maggiore vulnerabilità dell’economia europea, la quale risente in maniera considerevole delle variazioni di prezzo e dell’andamento dei mercati internazionali, e rappresenta un rischio per quanto concerne la sicurezza degli approvvigionamenti, visto che molti Paesi esportatori sono politicamente instabili. Nasce quindi l’esigenza di ridurre la dipendenza energetica e di rendere più sicure le forniture.

Per quanto riguarda la generazione di energia elettrica, in base a quanto riferito dall’Eurostat 6, la produzione totale lorda all’interno dell’UE-28 nel 2013 è stata di 3262 TWh, l’1,1% in meno rispetto all’anno precedente. L’importanza relativa delle fonti rinnovabili nel paniere energetico è cresciuta notevolmente nell’ultimo decennio, a tal punto che queste per la prima volta sono arrivate ad avere la quota più elevata, avendo contribuito per il 27,2% del totale. Più di un quarto dell’energia elettrica è stata fornita dalle centrali nucleari, la cui produzione è in costante calo dal 2004, mentre la porzione relativa ai combustibili fossili è scesa al di sotto del 50%, come si può osservare nella Figura I.5.

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L’Eurostat è l’ufficio statistico dell’Unione Europea, che raccoglie ed elabora i dati degli Stati membri, al fine di fornire un servizio informativo di elevata qualità, con dati comparabili tra Paesi e regioni.

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Figura I.5 - Generazione di energia elettrica nel 2013 nell'UE Rifiuti e scarti non rinnovabili 0,7% Petrolio 1,9%

Biocombustili 15,6%

Nucleare 26,9%

Gas Naturale 16,6% Carbone 26,7%

Rifiuti e scarti rinnovabili 2,1% Geotermico 0,7%

Rinnovabili 27,2%

Idroelettrico 45,5%

Eolico 26,5% Solare Termodinamico 0,5% Solare Fotovoltaico 9,1%

Nel corso degli ultimi due decenni, si sono verificati dei cambiamenti significativi nella composizione delle fonti energetiche rinnovabili utilizzate per la produzione di energia elettrica.

Infatti, nel 1990 il 94% dell’elettricità rinnovabile veniva fornita dalla fonte idroelettrica, mentre nel 2013 il contributo di quest’ultima si è ridotto a meno della metà e ha lasciato spazio all’eolico (26,5%), al settore dei biocombustibili (9,2% biomasse solide, 6% biogas, 0,5% bioliquidi) e al solare fotovoltaico (9,1%). Il 2,1% è stato generato attraverso lo sfruttamento di rifiuti industriali e urbani biodegradabili e di residui provenienti dall’agricoltura e dalla silvicoltura. Le quote riguardanti il solare termodinamico e la fonte geotermica sono invece rimaste piuttosto esigue. Il principale produttore di energia elettrica da fonti rinnovabili in Europa è la Germania, con una percentuale del 17,5% del totale, seguita da Italia (12,2%), Francia (12,0%), Spagna (9,1%), Svezia (8,7%), e così via. Ciascuno Stato presenta un mix di energie rinnovabili differente, che in genere riflette quelle che sono le condizioni climatiche e ambientali di quel determinato Paese.

Volendo considerare poi gli scambi di energia elettrica verificatisi nel 2013, si osserva che la quantità importata dall’Unione Europea dai Paesi extra-UE si è attestata intorno ai 350 TWh, mentre 336 sono stati i TWh esportati, il che si traduce in un saldo netto di 13 TWh. L’importazione, pertanto, rappresenta una frazione decisamente trascurabile in confronto alla produzione totale di energia elettrica (oltre 3000 TWh). A livello nazionale, i dati mostrano che i maggiori importatori netti di energia elettrica sono stati Italia, Paesi Bassi e Finlandia, mentre la Francia, la Germania e la Repubblica Ceca sono stati i maggiori esportatori netti di energia elettrica.

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I.2.1 Usi finali dell’energia elettrica in Europa Attraverso l’analisi degli impieghi finali dell’energia elettrica è possibile valutare l’entità della domanda che le utenze dei vari settori, ad esclusione del settore energetico, hanno determinato nel periodo di tempo considerato, in genere un anno. Secondo i dati forniti dall’Eurostat, aggiornati al 2013, la maggior richiesta di energia elettrica in Europa deriva dal settore industriale, a cui viene destinato poco più di un terzo dell’elettricità (36,1%). Assieme a quest’ultimo dominano i settori residenziale (29,7%) e terziario (30,1%). Abbastanza modesto risulta invece il contributo dato dal settore dei trasporti (2,2%) e dell’agricoltura (1,8%)(Figura I.6).

Figura I.6 - Consumi di energia elettrica per settore in Europa

Terziario 30,1% Agricoltura 1,8%

Residenziale 29,7%

Industria 36,1%

Trasporti 2,2%

La domanda di energia elettrica da parte del settore industriale è fortemente influenzata dall’andamento dell’economia. Fino al 2008 i consumi risultavano in costante aumento, mentre a partire dal 2009, a causa della crisi economica, hanno cominciato ad alternarsi periodi di decremento dei consumi a periodi di ricrescita, che hanno provocato complessivamente una riduzione del fabbisogno di energia elettrica nell’industria. Al contrario, la domanda del settore terziario e quella del settore residenziale hanno risentito molto meno degli effetti delle vicende economico-finanziarie. Fino al 2010 si è avuto un accrescimento notevole dei consumi, che si è interrotto nel 2011, per poi riprendere nell’anno seguente. Nel 2013, infine, si è registrato un lieve calo. Il consumo elettrico europeo relativo al settore residenziale è stato mediamente di 1,6 MWh pro capite in un anno.

Il settore dei trasporti ad oggi incide solo per il 2% circa del totale, nonostante quasi tutte le linee ferroviarie, metropolitane e tramviarie siano ormai alimentate elettricamente. Tale percentuale è però destinata ad incrementarsi nel prossimo futuro, a causa del graduale processo di elettrificazione che dovrebbe coinvolgere i mezzi pubblici su gomma e più in generale le automobili. Ciò porterà ad 11

un utilizzo più efficiente dell’energia (circa 25 kWh/100 km per un mezzo alimentato con energia rinnovabile contro gli 80 kWh/100 km circa per un mezzo tradizionale alimentato con carburante) e determinerà una riduzione del consumo di petrolio nei trasporti.

Per quanto riguarda l’intensità elettrica, intesa come il rapporto tra il consumo globale di energia elettrica e il PIL, il valore raggiunto nel 2013 dall’Unione Europea è di 0,236 kWh/€, in diminuzione rispetto al passato. Questo indicatore costituisce una misura grossolana dell’efficienza energetica del sistema economico di una nazione, anche se in realtà questa non è l’unico fattore che influenza l’intensità ma diverse altre variabili, come lo standard di vita, le condizioni climatiche, i cambiamenti nella struttura economica ed industriale, condizionano tale parametro.

I.3 La situazione energetica in Italia Nel 2014 il fabbisogno di energia primaria nel nostro Paese è stato di 166,4 Mtep, il 3,8% in meno rispetto a quello del 2013. La diminuzione della domanda conferma il trend negativo registratosi negli ultimi anni, avendo raggiunto il valore più basso da 18 anni. Al conseguimento di tale contrazione dei consumi hanno contribuito diversi fattori, come il perdurare della crisi economica, l’attuazione di politiche di efficienza energetica, una maggiore consapevolezza da parte dei cittadini, condizioni climatiche più favorevoli. Dal momento che la richiesta di energia si è ridotta di più di quanto non abbia fatto il PIL, anche l’intensità energetica è calata, confermando l’Italia come uno dei Paesi a più bassa intensità in Europa. Come è possibile notare dal grafico in Figura I.7, il consumo di petrolio si è ridotto notevolmente a partire dal 2004 e il consumo di gas naturale è in calo dal 2011, per il clima mite e per la maggiore competitività del carbone nel settore termoelettrico; al contrario, la domanda di combustibili solidi, seppur di entità più modesta, si è mantenuta pressoché costante e le rinnovabili hanno proseguito nel loro trend di crescita decisamente positivo, consolidando negli ultimi anni un ruolo di primo piano nell’ambito del comparto energetico italiano. La composizione percentuale delle fonti energetiche impiegate nel 2014 per la copertura del fabbisogno primario è stata caratterizzata, rispetto al 2013, da un decremento rilevante dell’apporto fornito dai combustibili fossili (-6,9% petrolio; -11,6% gas naturale; -3,7% carbone) e da un aumento della quota relativa alle fonti rinnovabili (+8% idroelettrico; +10,7% altre fonti rinnovabili). Ciò ha consentito di proseguire la transizione energetica del nostro Paese verso un sistema più efficiente, in cui un ruolo sempre più rilevante è giocato dalle fonti a basso contenuto di carbonio, e ha permesso di ridurre la dipendenza dall’estero al di sotto dell’80%. Al momento, i principali partner commerciali dell’Italia sono, in ordine di esportazioni, l’Azerbaigian, la Russia, l’Iraq, l’Arabia Saudita, il Kazakistan e la Libia, per quanto riguarda il greggio; la Russia, l’Algeria, la Libia e il Qatar, per quanto riguarda il gas; gli Stati Uniti, la Russia, l’Indonesia, la Colombia e il Sudafrica, per quanto riguarda il carbone; la Svizzera, la Francia, la Slovenia e l’Austria, per quanto riguarda l’energia elettrica primaria importata.

Confrontando il mix energetico del nostro Paese con quello degli altri Stati dell’Unione Europea, è possibile constatare la peculiarità della situazione energetica italiana, caratterizzata da un massiccio utilizzo del petrolio e del gas naturale, da un ridotto contributo dei combustibili solidi e dal mancato ricorso alla fonte nucleare.

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Per quanto riguarda il fabbisogno elettrico, dopo la consistente contrazione (-5,7%) registrata nel 2009 e dopo un biennio (2010 – 2011) di parziale recupero, il triennio 2012 – 2014 è stato segnato da una nuova riduzione. Nel 2014 la richiesta di energia elettrica è stata di 310,5 TWh, in calo del 2,5% rispetto all’anno precedente. Nei primi undici mesi del 2015, invece, la domanda è risultata in crescita dell’1,6% rispetto al corrispondente periodo del 2014.

Figura I.7 - Consumo di energia primaria per fonte in Italia nell'ultimo decennio 100 90 80 70

Petrolio

Mtep

60

Gas Naturale

50

Carbone

40

Rinnovabili

30 20 10 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Figura I.8 - Paniere energetico italiano nel 2014

Importazione energia elettrica 5,8% Carbone 8,1%

Rinnovabili 21,2%

Petrolio 34,4%

Gas Naturale 30,5%

Petrolio: 57,3 Mtep (-1,8%) Gas naturale: 50,7 Mtep (-11,7%) Carbone: 13,5 Mtep (-4,9%) Rinnovabili: 35,3 Mtep (+4,5%) Elettricità primaria (saldo estero): 9,6 Mtep (+3,7%) 13

La penetrazione elettrica, cioè il rapporto tra il consumo di energia elettrica e il consumo energetico globale, è risultata pari al 38,8%, in leggero aumento rispetto al 2013. La domanda di energia elettrica in fonti primarie è stata coperta per il 44,2% mediante la trasformazione di combustibili tradizionali in centrali termoelettriche, dove si conferma il primato del gas naturale; per il 40,9% con le fonti rinnovabili e per il restante 14,9% tramite importazione di energia elettrica, quasi interamente di origine nucleare, dai Paesi confinanti (vedi Figura I.9).

Figura I.9 - Generazione di energia elettrica in Italia nel 2014 Importazione 14,9% Petrolio 3,8%

Gas Naturale 23,6%

Carbone 16,8%

Rinnovabili 40,9%

Idroelettrico 47,9%

Biocombustibili 13,9% Geotermico 5,1%

PV 20,0% Eolico 13,1%

Le statistiche rivelano che la produzione termica tradizionale è diminuita (-10,1%), mentre è cresciuta la produzione idroelettrica da apporti naturali (+8,1%), quella eolica e fotovoltaica (+6,2%) e quella geotermica (+4,2%).

La potenza di generazione lorda installata in Italia ad oggi è di 118,5 GW. La potenza installata delle centrali termoelettriche tradizionali è pari a 61,8 GW, quella delle centrali idroelettriche è uguale a 22,4 GW ed infine quella relativa a impianti eolici e fotovoltaici è pari a 34,3 GW circa.

Riguardo alla regione Sicilia, la quantità di energia elettrica prodotta all’interno dei suoi confini è stata di circa 21.710 GWh. Le fonti tradizionali hanno contribuito per il 76%, le fonti rinnovabili, soprattutto eolico e fotovoltaico, hanno contribuito per la restante parte.

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I.3.1 Usi finali dell’energia elettrica in Italia Secondo i dati forniti da Terna S.p.A.7, aggiornati al 2014, il consumo elettrico annuale di ciascun italiano è stato di 4790 kWh. Riguardo ai vari settori merceologici, la richiesta di energia elettrica in Italia proviene principalmente dall’industria, seguito dal settore terziario e dal settore domestico. Il consumo in ambito residenziale raggiunge i 1057 kWh pro capite all’anno, valore alquanto inferiore alla media europea (1600 kWh/ab. anno). L’agricoltura e i trasporti, invece, pesano solo in maniera marginale (vedi Figura I.10). La contrazione del consumo globale di energia elettrica ha interessato, in misura maggiore o minore, tutti i settori. Dopo le riduzioni degli ultimi anni, il fabbisogno nel settore industriale ha subito una nuova flessione, pari complessivamente a -1,9%, ascrivibile soprattutto alla stagnazione economica. In diminuzione risultano anche i consumi nel terziario e nel settore domestico, dove si è registrato rispettivamente un -0,8% ed un -4,1%, dovuti specialmente al clima invernale mite e al clima estivo piuttosto fresco e piovoso avutosi nell’anno 2014. Infine, la domanda elettrica dell’agricoltura è calata del -5,4%, quella relativa ai trasporti del -2,9%.

Figura I.10 - Consumi di energia elettrica per settore in Italia

Terziario 30,4% Agricoltura 1,8%

Domestico 22,1%

Trasporti 3,6%

Industria 42,1%

Il contributo delle fonti rinnovabili è aumentano del 7% nell’agricoltura, del 5% nell’industria e dell’1% nel settore civile. A quest’ultimo è attribuito circa l’85% del consumo finale di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Sempre nel 2014, l’intensità elettrica del PIL è stata pari a 0,201 kWh/€, contro lo 0,236 kWh/€ dell’UE. Essa è diminuita del 2,6% rispetto a quella del 2013, che aveva già registrato una riduzione (-1,3%) rispetto al valore dell’anno precedente.

7

Il Gruppo Terna è l’operatore delle reti per il trasporto dell’energia elettrica in Italia. Gestisce il sistema di trasmissione, garantendone sicurezza, qualità ed economicità nel tempo. Persegue lo sviluppo della rete elettrica, una sempre maggiore efficienza operativa e l’integrazione con la rete europea.

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Per quanto concerne la Sicilia, il consumo complessivo di energia elettrica ha toccato nel 2014 i 17.450 GWh, circa 3429 kWh per abitante, i quali si sono distribuiti tra i diversi settori nel seguente modo: 34,2% industria; 31,4% residenziale; 29,9% terziario; 2,3% agricoltura; 2,2% trasporti. Il consumo pro capite in ambito domestico è stato di 1077 kWh/ab. anno.

I.4 La situazione energetica in Tunisia La Tunisia è uno Stato del Nordafrica affacciato sul canale di Sicilia, dalla quale la separa una distanza di soli 150 km. Confina ad ovest con l’Algeria e a sud-est con la Libia. Il suo territorio comprende la zona più orientale della catena montuosa dell’Atlante e diversi km di costa dal clima mediterraneo. Una buona parte della sua superficie è occupata dal deserto del Sahara. In Tunisia vivono quasi 10,9 milioni di abitanti, per la maggioranza arabi e di religione musulmana. La sua capitale è Tunisi, situata nel nord del Paese.

L’economia del Paese è cresciuta molto negli anni ’90 e si basa principalmente sull’industria (soprattutto tessile, mineraria e chimica), sull’agricoltura e sul turismo. Il primo partner commerciale è l’Unione Europea, con la quale ha stipulato un accordo di libero scambio delle merci. Lo sviluppo socio-economico ha determinato nel corso degli ultimi 20 anni una crescita notevole della domanda di energia, che ha raggiunto nel 2013 i 10,4 Mtep. Se prima del 2000 la Tunisia era vista come un Paese esportatore di petrolio e gas, successivamente è divenuta un Paese importatore di fonti energetiche, dal momento che le riserve fossili di cui dispone sono abbastanza limitate o in fase di esaurimento. La dipendenza dall’estero è di circa il 30%, ma si ritiene che in futuro l’aumento progressivo dei consumi farà aumentare il deficit tra produzione e fabbisogno totale. In particolare, il sistema energetico tunisino è caratterizzato da una forte dipendenza dal gas naturale, che la Tunisia riceve tramite il metanodotto Trans-Mediterraneo che dall’Algeria giunge in Italia, come royalty (una specie di tassa di transito) per il fatto che esso attraversa il suo territorio. Il mix energetico mediante il quale viene soddisfatta la domanda di energia primaria in Tunisia viene mostrato dalla Figura I.12. Nel 2013 il consumo di petrolio è cresciuto del 2% rispetto all’anno precedente, così come il consumo di gas naturale, ma in maggior misura (+7,4%). Anche il contributo fornito dai biocombustibili è leggermente aumentato. Le fonti rinnovabili coprono invece una frazione irrisoria del fabbisogno primario (0,7%), mentre la richiesta di carbone è assente dal 1999. Sotto la spinta dello sviluppo economico e del miglioramento dello standard di vita, pure la domanda di energia elettrica si è incrementata rapidamente (circa il 4% all’anno), raggiungendo nel 2013 un valore di 15,6 TWh, più o meno 1430 kWh per abitante. Come si può notare dalla Figura I.13, l’energia elettrica viene generata Figura I.11 – Posizione geografica della Tunisia

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ricorrendo quasi totalmente al gas naturale ed in misura marginale mediante l’impiego del petrolio (0,4%) e delle fonti rinnovabili (2,3%). Ad oggi, la capacità installata è di 4,8 GW, di cui 312 MW relativi a impianti a fonti rinnovabili (245 MW eolico; 62 MW idroelettrico; 15 MW fotovoltaico).

Figura I.12 - Mix energetico della Tunisia nel 2013 Rinnovabili 0,7%

Bioenergie 10,4%

Petrolio 37,7% Gas Naturale 51,2%

Figura I.13 - Generazione di energia elettrica in Tunisia nel 2013 Petrolio 0,4%

Altro 1,2%

Eolico 82,6%

Gas Naturale 96,1%

PV 4,4%

Idroelettrico 13%

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Per la sua posizione geografica, la Tunisia detiene un considerevole potenziale eolico e solare che al momento non è sfruttato adeguatamente. Il Paese gode di circa 3200 ore di luce all’anno e di un’intensa radiazione solare diretta, pari a 1800 kWh/m2 anno al nord e 2600 kWh/m2 anno al sud.

Sono inoltre presenti numerosi siti idonei alla realizzazione di una wind farm ed esiste un certo potenziale non trascurabile legato alle biomasse e alla fonte geotermica. Per questo motivo, il parlamento tunisino di recente ha varato una serie di iniziative volte a promuovere l’efficienza energetica e l’utilizzo delle fonti rinnovabili in tutto il Paese. Il target prefissato è quello di riuscire, entro il 2030, a coprire il 30% della domanda elettrica mediante le rinnovabili, ridimensionando in tal modo l’impiego delle fonti tradizionali e incrementando la propria autonomia energetica.

I.4.1 Usi finali dell’energia elettrica in Tunisia I dati forniti dall’IEA rivelano che il consumo finale di energia elettrica, al netto delle esportazioni e delle perdite lungo la rete di trasmissione, ha raggiunto i 14.728 GWh. I settori più energivori sono stati ancora una volta l’industria, che ha assorbito più di un terzo dell’energia elettrica (36%), il settore residenziale (29%) e il terziario (27%). L’agricoltura, sulla quale si basa buona parte dell’economia tunisina, ha inciso per il 7%, mentre il settore dei trasporti ha registrato un consumo inferiore all’1% del totale.

Figura I.14 - Consumi di energia elettrica per settore in Tunisia

Terziario 27,3%

Agricoltura 6,9%

Domestico 29,2%

Industria 36%

Trasporti 0,6%

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I.5 La politica energetica dell’Unione Europea Un sistema energetico competitivo, affidabile e sostenibile è essenziale per qualsiasi economia progredita. In questi ultimi anni il settore energetico è stato sotto i riflettori, per una serie di fattori che hanno indotto la Commissione europea a collocare il tema dell’energia in cima all’agenda politica dell’Unione. Tra le maggiori problematiche vi sono:     

la volatilità dei prezzi del petrolio e del gas naturale; le possibili interruzioni delle forniture di risorse energetiche dai Paesi extra-UE; la connessione inefficiente tra le reti elettriche nazionali dei Paesi membri; le preoccupazioni legate all’utilizzo dell’energia nucleare; la crescente attenzione verso i cambiamenti climatici e gli effetti delle attività antropiche.

Per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti, l’Europa si è mossa su due fronti: uno interno e uno esterno. Sul piano interno, la strategia finalizzata a promuovere l’autosufficienza energetica si incentra sul potenziamento della produzione nazionale di risorse, sia che si tratti di idrocarburi, di energia nucleare o di fonti rinnovabili. Un’enfasi speciale è posta però su quest’ultime, il cui sviluppo viene considerato fondamentale, poiché contribuisce sia a ridurre le emissioni di gas serra, sia a moderare la dipendenza dall’estero, oltre a permettere di svincolare i costi energetici dal prezzo del petrolio. Un altro elemento chiave è il risparmio energetico e l’efficienza, considerati strumenti indispensabili per ridurre la domanda di energia presso i settori dei trasporti, dell’industria, dell’edilizia e dell’energia stessa, cosa che comporta notevoli vantaggi, tra cui una minore dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili, un minore impatto ambientale, benefici economici. Sul piano esterno, l’UE si è impegnata a stipulare accordi commerciali con diversi Paesi produttori e di transito, puntando ad una maggiore diversificazione degli approvvigionamenti energetici. Infine, sono state fissate delle priorità riguardo alla realizzazione di infrastrutture strategiche per il trasporto di energia elettrica, petrolio e gas naturale e di impianti di stoccaggio degli idrocarburi, da utilizzare nel caso di interruzione della fornitura.

L’Unione Europea, inoltre, ha deciso di adottare una politica energetica ambiziosa, finalizzata a rivoluzionare il proprio sistema economico e a renderla leader mondiale nel campo delle rinnovabili e della tecnologie a basse emissioni di carbonio.

Nel 2008 il Parlamento europeo ha definito una serie di traguardi da raggiungere entro il 2020, che costituiscono il cosiddetto “Pacchetto Clima-Energia 20-20-20”. Gli obiettivi in esso contenuti possono essere riassunti essenzialmente in quattro punti:  riduzione del 20% delle emissioni di CO2, rispetto ai livelli del 1990;  incremento della quota di energia proveniente dalle fonti rinnovabili fino al 20% del fabbisogno totale8;  incremento della quota di energia proveniente dalle fonti rinnovabili fino al 10% del consumo finale nel settore dei trasporti;

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L’obiettivo comunitario è del 20%, ma esso varia da Stato a Stato, in base alle possibilità di ciascuno. L’Italia, per esempio, dovrà arrivare a coprire il 17% dei propri consumi sfruttando le energie rinnovabili.

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 riduzione del 20% del fabbisogno di energia primaria, ottenuta attraverso il miglioramento dell’efficienza energetica.

L’UE ad oggi sembra essere sulla buona strada, avendo raggiunto già nel 2012 un abbattimento delle emissioni del 18% e un contributo delle fonti rinnovabili pari al 14,1%. Coi ritmi attuali si prevede, invece, un aumento dell’efficienza energetica nel 2020 del 18-19%, valore appena al di sotto dell’obiettivo, che comunque potrebbe essere raggiunto se gli Stati membri attueranno tutti gli sforzi necessari.

Nel 2011, la Commissione europea ha varato un cosiddetto “Piano di efficienza energetica”, con lo scopo di spronare gli Stati membri ad intensificare gli sforzi, per il raggiungimento dell’auspicato traguardo di una maggiore efficienza nell'uso delle risorse energetiche. La Commissione ha proposto l’istituzione di obiettivi indicativi nazionali e ha suggerito diversi possibili percorsi da seguire, tra i quali:        

promuovere il ruolo del settore pubblico; introdurre criteri di efficienza energetica negli appalti pubblici; incentivare la ristrutturazione di edifici privati; migliorare il rendimento energetico degli elettrodomestici; migliorare l'efficienza nella generazione di elettricità e calore; prevedere requisiti di efficienza energetica per le apparecchiature industriali; prevedere audit energetici e sistemi di gestione dell'energia per le grandi imprese; concentrarsi sulla diffusione di contatori intelligenti9, capaci di fornire ai consumatori le informazioni e i servizi necessari ad ottimizzare il consumo energetico.

Le azioni da intraprendere per incentivare l’uso razionale dell’energia devono affidarsi a strumenti ed interventi molto diversificati, al fine di rispondere alle specifiche caratteristiche dei vari Paesi e dei vari settori strategici. Sono state poi proposte delle misure riguardanti le smart grid, che si focalizzano sulla necessità di favorire la loro diffusione, sullo sviluppo di norme tecniche, sul sostegno all’innovazione tecnologica, sulla protezione dei consumatori, ecc.

Sempre nel 2011, la Commissione europea ha presentato la sua “Energy Roadmap 2050”, con la quale l’UE si è assunta l’impegno di ridurre, entro il 2050, le emissioni di gas a effetto serra di almeno l’80% rispetto ai livelli del 1990. Nata dalla necessità di definire delle strategie per il periodo successivo al 2020, essa costituisce una tabella di marcia verso un’economia a basse emissioni di carbonio (Low Carbon Economy), che assicuri al contempo il raggiungimento della sostenibilità nel lungo termine, la sicurezza dell’approvvigionamento energetico e la competitività.

Nella Roadmap, inoltre, vengono esaminate le sfide da affrontare per conseguire l’obiettivo della decarbonizzazione della società e mostra possibili scenari di evoluzione del sistema energetico in Europa. Nel 2014, l’Europa ha fissato una nuova serie di traguardi in materia di clima e di energia, da raggiungere entro il 2030, che rappresentano una sorta di evoluzione del precedente “Pacchetto 20-20-20”. Tali obiettivi possono essere riassunti nel modo seguente: 

riduzione del 40% delle emissioni di CO2, rispetto ai livelli del 1990;

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Grazie alle reti e ai contatori intelligenti, i consumatori potranno scegliere di attivare i loro apparecchi negli orari non di punta, quando cioè l'energia ha un costo inferiore, o quando vi è abbondante disponibilità di energia eolica o solare.

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

incremento della quota di energia proveniente dalle fonti rinnovabili fino al 27% del totale;



riduzione del 27% del fabbisogno di energia primaria, ottenuta attraverso il miglioramento dell’efficienza energetica;



aumento del livello di interconnessione elettrica al 15% (vale a dire che il 15% dell’energia elettrica prodotta nell’Unione può essere trasportato verso altri Paesi dell’UE).

Accolto con un po’ di delusione dall’opinione pubblica, in quanto ritenuto al di sotto delle aspettative, questo nuovo “Pacchetto Clima-Energia 2030” può essere considerato come una tappa di passaggio verso gli ambiziosi propositi stabiliti dalla Roadmap 2050.

Riepilogo degli obiettivi Obiettivi per il 2020 

Ridurre le emissioni di CO2 del 20%



Produrre il 20% di energia da fonti rinnovabili



Migliorare l’efficienza energetica del 20%

Obiettivi per il 2030 

Ridurre le emissioni di CO2 del 40%



Produrre il 27% di energia da fonti rinnovabili



Migliorare l’efficienza energetica del 27%

Obiettivi per il 2050 

Tagliare le emissioni di CO2 dell’80% rispetto ai livelli del 1990

Sempre nel 2014, al fine di adeguarlo alle nuove esigenze, la Commissione ha deciso di rivedere e di eseguire le opportune modifiche al sistema per lo scambio di quote di emissione di gas serra (European Union Emissions Trading System, EU-ETS), ovvero la principale misura adottata dall’Unione Europea nel 2003 con la Direttiva 2003/87/CE, in attuazione del Protocollo di Kyoto, per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori più energivori. Si tratta di un sistema "cap&trade", in quanto fissa un tetto massimo (cap) alle emissioni totali consentite a tutti i soggetti vincolati dal sistema, ma consente ai partecipanti di acquistare e vendere sul mercato (trade) diritti di emissione di CO2, secondo le loro necessità, all'interno del limite stabilito. Ogni quota dà diritto 21

al rilascio di una tonnellata di biossido di carbonio equivalente e può essere venduta o acquistata.

L'EU-ETS prevede per gli impianti l’obbligo di rendere, alla fine dell’anno, un numero di quote d’emissione pari alle emissioni di gas serra rilasciate durante l’anno.

Per quanto riguarda le ultime strategie, una delle priorità individuate dalla Commissione europea nei primi mesi del 2015 è la cosiddetta “Unione dell’Energia”, un progetto ambizioso che darà un nuovo orientamento alla politica energetica e climatica europea. Oggi la situazione energetica all’interno dell’UE non è delle più rosee: con una dipendenza dall’estero del 55% circa, l’Unione Europea è il primo importatore di energia al mondo. Ciò implica una maggiore vulnerabilità dinanzi all’eventualità che si verifichi un guasto o un’interruzione della fornitura. Inoltre, l’invecchiamento delle infrastrutture energetiche europee, il mercato interno così frammentato e la mancanza di coordinamento fra le politiche nazionali nel settore costringono i consumatori e le imprese UE ad affrontare una spesa energetica nettamente superiore rispetto a quella sostenuta dalla concorrenza, per esempio, americana. Di conseguenza, si comprende come sia necessario mettere in comune le risorse di tutti gli Stati membri, combinare le infrastrutture e parlare con una voce sola nei negoziati con i Paesi terzi, così da poter perseguire in maniera univoca e con una maggior efficacia gli obiettivi di limitare l’impatto sul clima, di ridurre la dipendenza dalle importazioni di petrolio e gas, di incrementare la produzione da fonti rinnovabili, di migliorare l’efficienza energetica e di mantenere prezzi dell’energia più bassi. Sul fronte interno, quindi, l’Unione dell’Energia punta a far cadere le chiusure settoriali che ancora esistono e a realizzare un mercato unico dell’energia, che riunisca tutti i protagonisti interessati attorno ad uno stesso tavolo. Sul fronte esterno, si punta alla creazione di una politica estera energetica comune. In breve, l’Unione energetica si basa su cinque pilastri fondamentali: 

Sicurezza nell’approvvigionamento energetico: incremento della produzione interna, diversificazione delle fonti e dei Paesi non-UE fornitori, possibilità di fare affidamento ai Paesi UE vicini;



Mercato energetico interno completamente integrato: possibilità per l’energia di fluire liberamente all’interno dell’UE senza barriere tecniche o regolamentari, sviluppo delle adeguate infrastrutture;



Efficienza energetica: diminuzione del fabbisogno, preservamento delle risorse già disponibili, riduzione delle importazioni;



Decarbonizzazione dell’economia: abbattimento delle emissioni, rinnovamento dell’EUEmissions Trading System, lotta ai cambiamenti climatici;



Ricerca e innovazione: finanziamento della ricerca e dello sviluppo di tecnologie innovative a basse emissioni di carbonio, in collaborazione con il settore privato.

L’Italia è stata inserita dalla Commissione europea, al pari di Irlanda, Romania, Estonia, Lettonia, Lituania, Regno Unito, Spagna, Polonia, Cipro e Malta, nella lista dei Paesi non sufficientemente interconnessi con il mercato elettrico europeo. Pertanto, da qui al 2020 dovranno essere sviluppati dei progetti che permettano di migliorare la trasmissione e il commercio dell’energia elettrica con i vari Stati membri.

Di recente, l’Unione Europea ha svolto un ruolo di primo piano durante la Conferenza sul clima di 22

Parigi (COP21) del dicembre 2015, mediante la quale 195 paesi hanno raggiunto uno storico accordo multilaterale, ambizioso ed equilibrato, giuridicamente vincolante, che definisce un piano d'azione mondiale per contenere il riscaldamento globale al di sotto dei 2°C rispetto ai livelli preindustriali e per cercare di limitarlo a 1,5°C, soglia che ridurrebbe in modo significativo i rischi e le ripercussioni dei cambiamenti climatici. I Paesi hanno presentato, prima della conferenza e durante il suo svolgimento, dei piani d'azione nazionali per la riduzione delle emissioni e hanno concordato di incontrarsi ogni 5 anni per stabilire obiettivi sempre più ambiziosi. L’accordo segna anche un successo per l'Unione Europea, da tempo leader globale nell’azione a favore del clima, poiché riflette a livello mondiale quelle che già da diversi anni sono le sue ambizioni.

I.5.1 La politica energetica dell’Italia L'Italia, data l’assenza di risorse primarie nel proprio territorio, ha da sempre dovuto ponderare i propri consumi e questo lo ha reso oggi uno dei Paesi dell’area OCSE a più elevata efficienza energetica, con un consumo finale di energia per abitante tra i più bassi in Europa. L’Italia si distingue anche per la tassazione tra le più alte dell’Unione Europea, per unità di energia finale. Nel 2013, essa è risultata pari a 363 euro per tonnellata equivalente di petrolio (TEP), un valore superiore del 68% alla media dell'UE e secondo solo a quello della Danimarca.

La Commissione europea, vista la necessità di aumentare gli sforzi rivolti al raggiungimento dei target fissati a livello comunitario, ha emanato negli ultimi anni una serie di direttive. A ciascuno degli Stati membri compete poi il ruolo fondamentale di recepirle e di introdurre le politiche necessarie in materia di energia. Tra le più degne di nota troviamo la Direttiva 2009/28/CE, dedicata alla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Il suo recepimento in Italia, avvenuto nel 2010 con successive integrazioni nel 2011, ha condotto alla creazione di un Piano d’azione nazionale sulle fonti rinnovabili (PAN). Il PAN stabilisce obiettivi nazionali e linee guida per la promozione dell’energia da fonti rinnovabili da qui al 2020, cercando il più possibile di mettere in relazione le politiche sulle rinnovabili con le politiche di efficienza energetica. Tra le altre cose esso prevede che: - il 17% del fabbisogno complessivo di energia venga coperto da FER (vincolante); - il 10% circa del consumo energetico dei trasporti venga soddisfatto dai biocarburanti, dallo sviluppo della trazione elettrica o da altri tipi di interventi volti al miglioramento dell’efficienza energetica (vincolante); - il 26% circa dei consumi elettrici venga soddisfatto dalle rinnovabili, tramite lo sviluppo dei sistemi di stoccaggio, l’adeguamento delle reti di distribuzione e la realizzazione di smart grid (non vincolante); - il 17% circa dei consumi di climatizzazione venga coperto dalle rinnovabili, tramite lo sviluppo delle reti di teleriscaldamento, la diffusione della cogenerazione e l’immissione di biogas nella rete di gas naturale (non vincolante).

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Più di recente, l’Unione Europea ha promulgato la Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, la quale ha aggiornato e sostituito le precedenti direttive sull’argomento. Il suo recepimento in Italia è avvenuto mediante il Decreto Legislativo 102/2014, che delinea una serie di azioni finalizzate al miglioramento dell’efficienza e tese al conseguimento dell’obiettivo nazionale di risparmio energetico definito per il 2020. Per quanto riguarda il settore industriale, il Decreto prevede l’obbligo per tutte le aziende e le imprese ad alta intensità energetica di eseguire diagnosi energetiche periodiche, utili a individuare gli interventi più efficaci per ridurre i consumi di energia, e prevede il potenziamento del meccanismo dei Certificati Bianchi, introdotto nella legislazione italiana già dal 2004. I Certificati Bianchi, anche noti come “Titoli di Efficienza Energetica” (TEE), sono titoli che attestano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali di energia. Ogni Titolo di Efficienza Energetica certifica un risparmio pari a una tonnellata equivalente di petrolio e, implicando il riconoscimento di un contributo economico, rappresenta un incentivo alla realizzazione di interventi per incrementare l’efficienza energetica. Le aziende possono assolvere al proprio obbligo realizzando effettivamente progetti che diano diritto ai Certificati Bianchi oppure acquistando i TEE da altri soggetti sul mercato dei Titoli di Efficienza Energetica. Ad oggi, il meccanismo dei Certificati Bianchi rappresenta il principale strumento esistente per incentivare l’efficienza energetica nell’industria. Altri meccanismi di incentivazione, rivolti soprattutto al settore dell’edilizia, sono il Conto Termico e le detrazioni fiscali per la riqualificazione energetica del patrimonio immobiliare esistente, prorogate dalle recente Legge di Stabilità. Il primo prevede un contributo per le operazioni di efficientamento degli edifici e l’installazione di impianti per la produzione di energia termica alimentati a fonti rinnovabili; il secondo prevede sgravi fiscali del 65% per la riqualificazione energetica di edilizia privata o parti comuni di edifici condominiali.

Per il settore pubblico, è stato stabilito che il “Ministero dello Sviluppo Economico” e il “Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare” predispongano un programma di interventi annuali di riqualificazione energetica negli edifici della Pubblica Amministrazione, relativi ad almeno il 3% annuo della superficie coperta utile climatizzata.

Per quanto concerne l’attività di trasmissione e distribuzione dell’energia, l’attenzione maggiore è rivolta all’eliminazione degli eventuali ostacoli all’incremento dell’efficienza delle reti, alla diffusione delle fonti rinnovabili, alla generazione distribuita e alla cogenerazione ad alto rendimento. Infine, a favore dei consumatori finali di energia, il Decreto ha introdotto il superamento della struttura della tariffa elettrica progressiva rispetto ai consumi e l’adeguamento delle componenti ai costi dell’effettivo servizio, per una fatturazione più precisa e fondata sul consumo reale, oltre ad ulteriori requisiti per i contatori intelligenti di elettricità e gas, che dovranno essere in grado di fornire dati in tempo reale. Sono previste inoltre disposizioni mirate a formare e sensibilizzare imprese, pubbliche amministrazioni, cittadini e studenti verso un uso efficiente dell’energia e a stimolare comportamenti corretti che contribuiscano a ridurre i consumi energetici.

Sulla scia del Decreto 102/2014, il Governo italiano ha varato un nuovo Piano d’Azione nazionale per l’Efficienza Energetica (PAEE-2014), che ha rimpiazzato i precedenti Piani del 2007 e del 2011, aventi degli obiettivi che sono già stati ampiamente superati. Riprendendo le nuove misure introdotte dal Decreto Legislativo 102/2014, il PAEE presenta una rassegna degli interventi più efficaci da realizzare sul parco immobiliare nazionale, differenziati in base ai costi, alla tipologia di edificio e alla zona climatica; un’analisi di quelle che sono le barriere tecniche, economiche e finanziarie che rendono difficoltosa l’attuazione dei progetti di efficientamento energetico; la valutazione del potenziale nazionale riguardante la cogenerazione ad alto rendimento, il 24

teleriscaldamento e il teleraffreddamento; delle stime riguardanti i TEP risparmiati e gli ulteriori benefici conseguibili annualmente se, durante il periodo 2014-2020, fossero realizzati tutti gli interventi con rapporto costo/beneficio favorevole.

Attualmente l’Italia si trova a buon punto riguardo al conseguimento dei target previsti dall’UE per il 2020. Infatti, nel 2014 il consumo di energia primaria ha fatto segnare una riduzione del 31%, valore ben superiore al parametro di riferimento del 20%, dovuta principalmente agli effetti della crisi economica; le emissioni di gas serra sono diminuite di circa il 19% rispetto al 1990 e l’incidenza delle fonti rinnovabili nei diversi comparti energetici (elettrico, termico e trasporti) è salita al 17%.

I.6 L’efficienza energetica negli edifici In seguito alla crisi petrolifera del 1973, si comprese che la situazione energetica avutasi fino ad allora, caratterizzata da un’enorme disponibilità di idrocarburi a costi bassi, era destinata a venir meno negli anni successivi, a causa sia della progressiva riduzione della disponibilità che del conseguente aumento dei prezzi. Questo avvenimento scosse i Paesi industrializzati, i quali cercarono di correre ai ripari adottando strategie energetiche innovative, che sottolineavano l’importanza di utilizzare in modo razionale l’energia. Questo portò all’origine del concetto di “efficienza energetica”, espressione con la quale nella tecnica si indica l'utilizzo di una minore quantità di energia, pur mantenendo un livello equivalente di attività o servizio.

L’efficienza energetica costituisce per l’Unione Europea una priorità fondamentale per una crescita sostenibile, poiché nel breve-medio periodo la possibilità di riduzioni consistenti dei consumi di energia non può prescindere da un uso massiccio di tecnologie più efficienti. Ridurre gli sprechi nelle apparecchiature elettriche, nell’industria, nei trasporti e nell’edilizia comporta molteplici e concreti vantaggi, che si ripercuotono su più fronti. Infatti, la contrazione della domanda permette, senza diminuire gli standard di vita, di contenere le emissioni di gas a effetto serra e di altri inquinanti, di preservare la qualità dell’ambiente, di ridurre il fabbisogno di combustibili fossili, guadagnando in termini di indipendenza energetica dall’estero e sicurezza degli approvvigionamenti, e permette di diminuire le importazioni, risparmiando così sulla spesa. Ogni volta che si riesce ad usare meno energia rispetto ai livelli attuali, sia attraverso migliorie tecnologiche che attraverso l’eliminazione di eventuali sprechi, si ottiene un quantitativo di energia in più a disposizione e dunque il risparmio può essere equiparato ad una vera e propria “fonte” interna al Paese. In Europa, il settore dell’edilizia incide in maniera preponderante sulla domanda finale di energia, essendo responsabile del 40% dell’intero fabbisogno energetico (27% case; 13% uffici pubblici e privati, negozi e altro) e di un terzo delle emissioni di CO2. Attualmente, circa il 35% degli edifici europei ha più di 50 anni ed è caratterizzato da una bassa efficienza energetica. Di conseguenza, il settore dell’edilizia riveste un ruolo chiave in relazione alla strategia UE in materia di clima e di energia, dal momento che detiene un enorme potenziale di risparmio energetico, il cui effettivo sfruttamento è però di complessa realizzazione, considerata la notevole frammentazione in tantissime piccole utenze e la difficoltà di accordare molti decisori diversi, spesso avversi ai cambiamenti tecnologici e poco consapevoli dei benefici ottenibili. Da qui è sorta l’esigenza di rafforzare le attuali misure di efficienza energetica degli edifici. A tal fine, la Commissione europea 25

ha emanato la Direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia (Energy Performance of Buildings Directive, EPBD recast) e la già citata Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica (Energy Efficiency Directive, EED). In particolare, la direttiva del 2010 ha introdotto alcune importanti novità: 1) l’obbligo per chi vende o affitta un immobile di esibire in tutti gli annunci la relativa certificazione energetica; 2) la necessità di istituire presso i vari Stati membri dei regimi di ispezione per gli impianti di riscaldamento e di condizionamento dell’aria o altre misure equivalenti; 3) l’obbligo per tutti i nuovi edifici pubblici a partire dal 2019 e per tutti i nuovi immobili in generale a partire dal 2021 di essere “ad energia quasi zero”; 4) l’esigenza di fissare all’interno degli Stati membri dei requisiti minimi di prestazione energetica per i nuovi edifici, per le ristrutturazioni e per gli interventi di retrofit riguardanti le pareti, i tetti, le finestre, i sistemi di riscaldamento e di raffrescamento, ecc.

5) l’invito ai Paesi UE di stabilire delle misure di incentivazione per promuovere l’efficienza energetica negli edifici.

Produzione

Il concetto più interessante e innovativo che la Direttiva EPBD recast del 2010 presenta è certamente quello degli edifici a energia quasi zero, in inglese “Nearly Zero Energy Buildings” (NZEB), menzionati nell’Articolo 9. Con tale espressione si indica un edificio ad altissima prestazione energetica, il cui fabbisogno di energia, molto basso o quasi nullo, dovrebbe essere coperto in misura molto significativa da energia derivante da fonti rinnovabili, prodotta in loco o nelle vicinanze. Per energia da fonti rinnovabili si intende l’energia proveniente da fonti non fossili, vale a dire energia eolica, solare, geotermica, idraulica, da biomassa, da biogas. In altri termini, si tratta di edifici in grado di produrre, tramite FER, quasi l’intero quantitativo di energia di cui hanno bisogno. Il concetto di NZEB sottintende quindi l’autosufficienza energetica dell’edificio (Figura I.15). Il rendimento energetico dell’edificio a cui si fa riferimento deve essere determinato sulla base dell'energia annua, calcolata o misurata, che viene consumata per soddisfare i vari bisogni connessi ad un uso normale, compreso il fabbisogno per il riscaldamento, il raffrescamento, la ventilazione, la produzione di acqua calda sanitaria e l’illuminazione. La metodologia di calcolo del rendimento deve pertanto tenere conto Figura I.15 – Sinergia tra l’uso delle delle caratteristiche termiche dell'edificio rinnovabili e la riduzione dei consumi (capacità termica, isolamento, ecc.), delle caratteristiche dell'impianto di riscaldamento, di produzione di acqua calda sanitaria, di ventilazione, di condizionamento dell’aria e di illuminazione artificiale, nonché tenere conto della forma, della posizione e NZEB dell’orientamento dell’edificio in FER relazione al clima esterno, dell’interazione passiva con la fonte Consumo solare e delle sorgenti termiche interne.

Efficienza energetica + Approccio passivo Inoltre, bisognerà considerare anche il 26

contributo positivo derivante dall’esposizione solare, dall’illuminazione naturale e dall’eventuale presenza degli impianti a fonti rinnovabili, di cogenerazione, di teleriscaldamento o teleraffrescamento, e specificare la destinazione d’uso dell’edificio stesso (residenziale, commerciale, scolastica, sanitaria, d’ufficio, turistico-ricreativa, sportiva, altro).

Secondo la definizione data dall’EPBD, è quindi sufficiente che l’edificio verifichi le tre seguenti caratteristiche: - prestazione energetica molto elevata; - domanda di energia primaria molto modesta; - copertura della domanda di energia prevalentemente tramite fonti rinnovabili locali, delocalizzate o acquistate.

La descrizione fatta dalla Direttiva rimane volutamente vaga e di natura qualitativa, in quanto non prescrive un approccio uniforme ma lascia i singoli Stati liberi di effettuare le dovute azioni interpretative e di identificare quelle peculiarità che un NZEB deve possedere in fase di implementazione, in virtù delle specificità territoriali e climatiche locali. Inoltre, viene richiesto ai Paesi membri di definire dei propri requisiti minimi di prestazione energetica, da aggiornare ogni 5 anni, in un’ottica di “ottimalità dei costi”. In base a quest’ultima, le soluzioni di efficienza energetica ottimali non sono quelle che permettono il raggiungimento delle più elevate performance in assoluto, che potrebbero implicare investimenti iniziali dispendiosi e difficilmente ammortizzabili nel corso della vita utile dell’edificio, ma quelle che, a seconda del loro ritorno economico, rappresentano il miglior equilibrio tra investimento e ammortamento. Si tratta dunque di una novità importante nel concetto di efficienza, che deve essere tale anche sotto il profilo dei costi. In tal modo, la prerogativa NZEB è in continuo divenire, poiché si evolve nel tempo in relazione al mercato dell’energia.

Talvolta l’acronimo NZEB viene anche utilizzato per indicare un edificio ad energia netta zero, in inglese “Net Zero Energy Building”, cioè un edificio caratterizzato non da una domanda di energia primaria di per sé molto bassa, ma da una domanda netta, intesa come la differenza tra il fabbisogno e l’energia prodotta in situ, prossima a zero. Altre interpretazioni fanno riferimento invece al bilancio tra le emissioni di CO2 provocate dal consumo energetico dell’edificio e le emissioni evitate grazie alla produzione di energia da fonti rinnovabili avutasi nell’edificio stesso. Ciascuna di queste soluzioni presenta specifici vantaggi e limiti e conduce a scelte progettuali differenti.

Il requisito di “edificio ad energia quasi zero” è ritenuto vincolante su scala europea per tutte le nuove costruzioni a partire dal 31 dicembre 2020. Questo termine è anticipato per gli immobili occupati da enti pubblici e di proprietà di questi ultimi al 31 dicembre 2018. Il settore pubblico, infatti, dovrà fungere da traino nel processo di rinnovamento degli edifici e nell’orientamento della spesa verso prodotti, strutture, interventi e servizi efficienti sotto il profilo energetico, che contribuiranno a ridurre i costi delle amministrazioni pubbliche. Il concetto di NZEB non è tuttavia riferibile alle sole nuove costruzioni, ma la Direttiva europea del 2012 indica come oggetto primario di intervento il patrimonio edilizio esistente.

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I.6.1 Riferimenti normativi in Italia Con il D.L. 63/2013, successivamente convertito in Legge 90/2013, l’Italia ha integrato e apportato modifiche sostanziali al vecchio Decreto Legislativo n°192 del 2005, fino ad allora il principale riferimento per il calcolo della prestazione energetica di edifici nuovi ed esistenti, al fine di adeguarlo alla Direttiva 2010/31/UE. La Legge 90 del 2013 ha introdotto nel nostro Paese alcune importanti novità, riassumibili nei seguenti punti:  Obbligo in caso di costruzione, vendita o locazione di un immobile (compresi quelli occupati dalla Pubblica Amministrazione) di dotarsi dell’Attestato di Prestazione Energetica (APE), che sostituisce il vecchio Attestato di Certificazione Energetica. L’APE dovrà essere rilasciato da un esperto qualificato e conterrà una serie di informazioni e indicatori come: - la prestazione energetica globale dell’edificio sia in termini di energia primaria totale che di energia primaria non rinnovabile, attraverso i rispettivi indici; - la classe energetica determinata attraverso l’indice di prestazione energetica globale dell’edificio, espresso in energia primaria non rinnovabile; - i requisiti minimi di efficienza energetica vigenti a norma di legge; - le emissioni di anidride carbonica; - l’energia esportata; - le eventuali raccomandazioni e proposte di interventi economicamente convenienti per il miglioramento dell’efficienza energetica dell’edificio; - altre informazioni quali diagnosi e incentivi di carattere finanziario.  Nuova metodologia di calcolo relativa al rendimento energetico degli edifici.  Requisiti minimi di prestazione energetica, da aggiornare ogni 5 anni, definiti in base a valutazioni tecniche ed economiche di convenienza, fondate sull’analisi costi-benefici del ciclo di vita degli edifici, o determinati con l’utilizzo di un “edificio di riferimento”, in funzione della tipologia e della fascia climatica. Per il rispetto della qualità energetica prescritta sono inoltre previsti parametri specifici del fabbricato (indici di prestazione termica e di trasmittanze) e parametri complessivi (indici di prestazione energetica globale, espressi sia in energia primaria totale che in energia primaria non rinnovabile).  Edifici ad energia quasi zero (Nearly Zero Energy Building – NZEB). La legge definisce il concetto di confine del sistema, di energia prodotta in situ ed il livello ottimale di prestazione in funzione dei costi. Nella legge, inoltre, si fa riferimento anche all’intento di redigere successivamente un piano d’azione che specifichi indicatori e parametri numerici di riferimento (generalmente espressi in kWh/m2 anno), politiche e misure finanziarie atte a promuovere la diffusione di questa edilizia più efficiente.

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 Proroga delle detrazioni fiscali del 50% sulle ristrutturazioni, estensione degli sgravi fiscali anche agli arredi e agli elettrodomestici ad alta efficienza, innalzamento dal 55% al 65% dell’ecobonus per la riqualificazione energetica degli edifici. La proroga è stata rinnovata fino al 31 dicembre 2017 con la recente Legge di Stabilità.

Con il nuovo Decreto Ministeriale “Requisiti Minimi”, approvato durante la Conferenza Unificata del 25 marzo 2015 ed entrato in vigore il 1° luglio 2015, è iniziata di fatto l’attuazione della Legge 90/2013. Esso stabilisce le nuove modalità di applicazione della metodologia di calcolo delle prestazioni energetiche e dell’utilizzo delle fonti rinnovabili negli edifici, nonché le nuove prescrizioni e requisiti minimi. Definisce il concetto di fabbisogno di energia globale e di energia primaria; il concetto di fabbisogno di energia primaria per i servizi di climatizzazione invernale ed estiva, per la ventilazione e per la produzione di acqua calda sanitaria; i fattori di conversione in energia primaria, sia non rinnovabile che rinnovabile; le regole di compensazione tra fabbisogni energetici ed energia da fonte rinnovabile. Inoltre, introduce il concetto di "edificio di riferimento" ed elimina i limiti di energia primaria assoluti. Infine, fornisce una definizione tecnica di “edifici a energia quasi zero”. Per quanto riguarda l’ambito di applicazione, il Decreto prescrive che la nuova costruzione è quella il cui titolo abitativo sia richiesto dopo l’1 luglio 2015 e considera nuovi edifici anche quelli sottoposti a demolizione e ricostruzione o realizzati all’esterno della sagoma dell’edificio esistente, in adiacenza oppure tramite sopraelevazioni o attraverso la chiusura di spazi aperti. Per di più, specifica le condizioni in cui un intervento viene considerato ristrutturazione o riqualificazione e le verifiche che vanno effettuate.

Ma la vera novità introdotta dal D.M. Requisiti Minimi sta nell’adozione dell’edificio di riferimento, cioè di un edificio identico a quello di progetto o reale in termini di geometria (sagoma, volumi, superficie calpestabile, superfici degli elementi costruttivi e dei componenti), orientamento, ubicazione territoriale, destinazione d’uso e situazione al contorno. In particolare, il Decreto definisce tutti i valori dei seguenti dati di input e parametri da utilizzare nell’edificio di riferimento: - la trasmittanza termica delle strutture opache verticali verso l’esterno, gli ambienti non riscaldati e contro terra (valori comprensivi degli effetti dei ponti termici); - la trasmittanza termica delle strutture opache orizzontali o inclinate di coperture verso l’esterno, gli ambienti non riscaldati e contro terra (valori comprensivi degli effetti dei ponti termici); - la trasmittanza termica delle strutture opache orizzontali di pavimento verso l’esterno, gli ambienti non riscaldati e contro terra (valori comprensivi degli effetti dei ponti termici); - la trasmittanza termica delle chiusure tecniche trasparenti e opache e dei cassonetti, compresi gli infissi, verso l’esterno e gli ambienti non riscaldati; - la trasmittanza termica delle strutture opache verticali e orizzontali di separazione tra edifici o unità immobiliari confinanti (valori comprensivi degli effetti dei ponti termici); - valori di efficienza media dei sottosistemi di utilizzazione dell’edificio di riferimento per i servizi di riscaldamento, H, condizionamento, C, e produzione di acqua calda sanitaria, W; - le efficienze medie dei sottosistemi di generazione dell’edificio di riferimento per la produzione di energia termica per i servizi di H, C, e W e per la produzione di energia elettrica in situ (valori comprensivi dell’effetto dei consumi di energia elettrica ausiliaria); 29

- il fabbisogno specifico di energia elettrica per m3 di aria movimentata.

I valori di trasmittanza sono definiti in funzione della zona climatica e per scadenza temporale: a partire dal 2015 e poi dal 2019 per gli edifici pubblici e dal 2021 per gli edifici privati. In pratica, l’edificio di riferimento serve per determinare il valore di energia primaria limite che l’edificio di progetto deve rispettare per legge e con il quale deve confrontarsi. Il vantaggio di questo nuovo approccio sta nel fatto che i limiti sono adattati all’edificio oggetto di intervento, mentre gli svantaggi principali sono rappresentati dalla perdita di confrontabilità e dall’esistenza di un unico edificio di riferimento per tutte le destinazioni d’uso, sebbene queste siano caratterizzate da esigenze tecnico-costruttive e prestazioni molto diverse tra loro.

In Italia, dove il problema del surriscaldamento estivo risulta preponderante in molte zone, non era possibile mutuare una definizione di origine “nordica” di edificio NZEB; motivo per cui la questione nel nostro Paese è rimasta aperta per circa due anni. Finalmente il Decreto Requisiti Minimi ha fatto chiarezza in proposito, indicando con “edificio a energia quasi zero” quella categoria di immobili, di nuova costruzione o esistenti, per cui sono contemporaneamente rispettati tutti i requisiti richiesti e l’obbligo di integrazione delle fonti rinnovabili, fino ad una quota minima di copertura del 50% del fabbisogno totale.

Infine, il 26 giugno del 2015 sono stati approvati tre importanti provvedimenti che completano il quadro normativo in materia di efficienza energetica negli edifici e fissano dei target intermedi di miglioramento delle prestazioni energetiche, per consentire la progettazione per tempo delle nuove costruzioni a energia quasi zero. Il primo decreto contiene le nuove linee guida per l’Attestazione della Prestazione Energetica degli edifici (APE 2015). Il nuovo modello sarà valido su tutto il territorio nazionale e offrirà al cittadino, alle Amministrazioni e agli operatori maggiori informazioni riguardo all’efficienza dell’edificio e degli impianti, consentendo un più facile confronto della qualità energetica di unità immobiliari differenti. L’APE dovrà inoltre indicare la classe energetica, compresa tra l’A4 (la migliore) e la G (la peggiore), individuare le proposte per migliorare l’efficienza energetica, ipotizzare la classe raggiungibile nel caso in cui venissero effettuati gli interventi migliorativi sull'involucro o sul sistema di impianti, fornire informazioni sugli incentivi e sulle agevolazioni finanziarie esistenti. Il certificatore incaricato di redigere l’APE dovrà effettuare almeno un sopralluogo presso l’edificio oggetto di attestazione. Il decreto, inoltre, definisce uno schema di annuncio di vendita e locazione, che uniforma le informazioni sulla qualità energetica degli edifici, e istituisce un database nazionale dei certificati energetici (SIAPE).

Il secondo decreto è rivolto alla definizione delle nuove modalità di calcolo della prestazione energetica e dei nuovi requisiti minimi di efficienza e punta ad una omogeneizzazione delle regole in tutte le Regioni, per ovviare all’attuale frammentazione normativa presente.

Infine, il terzo decreto fornisce schemi e modalità di riferimento per la compilazione della relazione tecnica di progetto, predisposti in funzione delle diverse tipologie di opere: nuove costruzioni, ristrutturazioni importanti, riqualificazioni energetiche.

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I.7 Prospettive di sviluppo delle fonti rinnovabili negli edifici L’evoluzione tecnologica e le moderne condizioni di vita hanno determinato un accrescimento continuo del consumo energetico. Grazie all’impiego dell’energia l’uomo è riuscito a raggiungere un elevato grado di benessere, tuttavia è ormai risaputo che le più diffuse modalità di reperimento energetico sono responsabili di una serie di effetti negativi e di alterazioni nei confronti dell’ambiente. Infatti, la maggior parte dell'energia utilizzata per la produzione, per il trasporto e per gli usi domestici viene ricavata per lo più sfruttando i combustibili fossili, il che determina il rilascio in atmosfera di grandi quantità di anidride carbonica, il gas serra principalmente responsabile del graduale surriscaldamento globale. Le condizioni ambientali attuali del nostro pianeta hanno costretto l’umanità a rivedere le proprie abitudini in materia di energia e a optare verso modalità di consumo che consentano di coniugare progresso e salvaguardia dell’ecosistema.

Uno degli strumenti disponibili per realizzare questo obiettivo è l’impiego diffuso delle fonti rinnovabili di energia, che rivestono un ruolo particolarmente rilevante nell’ottica di un raggiungimento futuro di uno sviluppo più sostenibile. Quando si parla di fonti rinnovabili si fa riferimento a fonti derivanti in modo diretto (attraverso al radiazione solare) o in modo diretto (vento, ciclo dell’acqua, biomassa, ecc) dal sole, che sono contraddistinte dal fatto che si rigenerano con una velocità superiore o paragonabile a quella con cui avviene il loro consumo. Si tratta pertanto di fonti pressoché inesauribili, gratuite, non inquinanti, ad impatto ambientale minimo e ben distribuite sul pianeta. Il potenziale rinnovabile non ancora utilizzato che il nostro Paese detiene è considerevole ed il suo completo sfruttamento costituirebbe un’importante risorsa sotto diversi aspetti: - a livello energetico:  riduzione della dipendenza da fonti fossili;  diversificazione del mix energetico; - a livello ambientale:  riduzione delle emissioni inquinanti e climalteranti;  sostenibilità ambientale, salvaguardia degli ecosistemi e della salute umana; - a livello socio-economico:  riduzione della dipendenza dall’estero;  minore vulnerabilità verso le oscillazioni dei prezzi dei combustibili;  creazioni di nuovi posti di lavoro.

In particolare, la prospettiva più interessante sembra quella di favorire la progressiva integrazione tra tali fonti di energia rinnovabile e il patrimonio edilizio. I vantaggi dell’integrazione degli impianti FER negli edifici sono molti e indubbi, soprattutto in un contesto che guarda con sempre maggiore attenzione alla generazione diffusa. Per esempio, si possono citare la possibilità di evitare l’occupazione di suolo agricolo e le perdite di energia dovute alla distribuzione, dal momento che l’utilizzo avviene nel luogo di produzione, oltre alla possibilità di ridurre i costi di installazione, 31

quando la realizzazione dell’impianto venga effettuata contestualmente a quella dell’edificio. Lo sfruttamento delle fonti rinnovabili deve però essere sinergico alla minimizzazione dei consumi energetici, in quanto spesso il potenziale energetico delle FER non è molto elevato e va pertanto “valorizzato”, inserendolo in un contesto più ampio ispirato ai principi della sostenibilità, dell’architettura bioclimatica e dell’efficienza energetica, dove il ricorso alla produzione da fonti rinnovabili è solo una delle strategie energetiche adottate. L’adozione di misure di efficientamento permette di ridurre il fabbisogno dell’edificio che, di conseguenza, dovrà produrre una minore quantità di energia per pareggiare il bilancio. Oggi, infatti, l'edificio non va più concepito come un elemento passivo fortemente energivoro, ma come un elemento attivo capace di generare in loco la quota di energia di cui necessita. Questo avrà un impatto sia nel progetto dell’involucro (strategie passive, scelta appropriata dei materiali e di sistemi efficienti, adeguato isolamento termico, ecc.), sia nella progettazione degli impianti FER integrati nell’edificio stesso. Una prima distinzione di questi impianti si può effettuare in base al tipo di energia prodotta:

 Energia elettrica - Fotovoltaico = impianto elettrico costituito essenzialmente dall’assemblaggio di più moduli fotovoltaici, capaci di convertire parte della radiazione solare in energia elettrica, e dalla componentistica elettrica (cavi), elettronica (inverter) ed eventualmente da un sistema meccanico per l’inseguimento solare. I moduli solari possono essere collocati sopra l’involucro edilizio, sulle coperture, o a poca distanza da esso.

- Building Integrated Photovoltaics (BIPV) = sistema nel quale l’elemento fotovoltaico assume, oltre alla funzione di produrre elettricità, anche il ruolo di elemento da costruzione dell’involucro edilizio (elemento di copertura, rivestimento di facciata, superficie vetrata, frangisole, pensilina, parapetto di balconi, schermatura, ecc.). Evitando il costo dei materiali convenzionali, il costo incrementale del fotovoltaico è ridotto rispetto ad un’esecuzione tradizionale. Il concetto di integrazione fotovoltaica può essere estesa anche agli impianti connessi a strutture urbane e di trasporto.

- Minieolico/Microeolico = impianto di piccola taglia che produce energia elettrica sfruttando la fonte eolica, attraverso l’impiego di aerogeneratori installati sopra l’involucro edilizio o nelle sue vicinanze. Grazie alle ridotte dimensioni, alla semplicità di installazione e all’estetica gradevole si adattano molto bene all’inserimento in contesti residenziali.

 Energia termica - Solare termico = impianto costituito da pannelli che raccolgono la radiazione solare convertendola in energia termica, che viene utilizzata per riscaldare un fluido, in genere acqua miscelata a liquido antigelo. Tale fluido trasferisce il calore assorbito a un serbatoio di accumulo, dove avviene la produzione di acqua calda sanitaria ad una temperatura dell’ordine di 38 - 45°C. 32

- Solar Cooling = impianto che combina la tecnologia dei pannelli solari termici con quella delle macchine ad assorbimento. In estate, il calore prodotto dai pannelli solari viene utilizzato, tramite le macchine ad assorbimento, per la produzione di energia frigorifera per il raffrescamento degli edifici.

- Sistema geotermico = sistema che utilizza il calore proveniente dagli strati più superficiali della terra, sfruttando il fatto che la temperatura del terreno si mantiene compresa fra 12°C e 17°C. Questa proprietà consente di estrarre calore in inverno per riscaldare un ambiente e di cedere calore durante l’estate per climatizzarlo. Lo scambio di calore viene realizzato con pompe di calore abbinate a scambiatori termici posti nel terreno. Tale tecnologia, benché faccia uso di energia elettrica, è considerata a tutti gli effetti una forma di energia rinnovabile per via dell’utilizzo prevalente dell’energia termica presente nel terreno rispetto al consumo di elettricità.

- Impianto a biomassa = impianto in grado di trasformare l'energia contenuta nei residui di origine biologica provenienti dall'agricoltura e dalla silvicoltura in energia termica, per il riscaldamento degli ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria. Uno degli esempi più significativi di impianto a biomassa domestico è la stufa alimentata da scarti di lavorazione del legname, che possono essere di forma cilindrica (pellet) o a scaglie (cippato). Oltre che dall’elemento generatore di calore, l’impianto è costituito dalla rete di distribuzione del calore, che lo veicola fino agli elementi emettitori. L'energia da biomasse è un’energia “pulita” perché il processo di combustione della sostanza organica libera in atmosfera la medesima quantità di anidride carbonica che questa stessa ha assorbito durante il suo intero ciclo di vita, rendendo il bilancio globale pari a zero.

- Pannelli Solari ibridi = apparecchiature che permettono la simultanea produzione di energia elettrica e di energia termica a partire dall’energia irradiata dal sole (cogenerazione fotovoltaica). Un pannello solare ibrido è costituito da moduli fotovoltaici collocati sulla superficie assorbente di un collettore solare termico, in grado di riscaldare un fluido grazie alla parte di radiazione solare non convertita in energia elettrica. Il raffreddamento dei moduli permette inoltre di incrementarne il rendimento elettrico.

Dall’analisi degli usi finali dell’energia nel settore residenziale emerge che il calore, inteso come fabbisogno per il riscaldamento degli ambienti e per la produzione di acqua calda sanitaria, rappresenta la quota più importante del consumo energetico di un’utenza domestica e dunque costituisce l’ambito su cui è necessario agire innanzitutto, per conseguire i miglior risultati in termini di efficienza energetica. Al secondo posto troviamo poi i consumi elettrici. Da ciò si deduce che nei prossimi anni sarà di fondamentale importanza, in uno scenario in cui si dovrà affermare in Europa il concetto di edificio NZEB, puntare sull’impiego delle fonti rinnovabili non soltanto per la produzione di energia elettrica, ma soprattutto per la produzione di energia termica.

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Capitolo II II.1 Stato attuale del sistema elettrico Per sistema elettrico di potenza si intende quel complesso di impianti, apparecchiature, linee e cavi, dislocati su un territorio di grande estensione, che permettono di produrre, trasportare, distribuire e vendere l’energia elettrica, dalla cui fornitura dipendono numerosi servizi essenziali e la cui disponibilità è ormai divenuta di vitale importanza per la società moderna. Il sistema elettrico attuale è nato alla fine dell’Ottocento e si è sviluppato secondo uno schema classico, caratterizzato da una produzione di tipo centralizzato dell’energia elettrica, in impianti di grossa taglia generalmente situati in luoghi distanti dai centri di consumo, dal trasporto per lunghe distanza sulle reti elettriche di trasmissione ad alta o altissima tensione (132-150-220-380 kV) e dalla successiva fase di distribuzione agli utilizzatori finali attraverso le apposite reti in media (10-15-20 kV) e bassa tensione (230-400 V). La rete elettrica di trasmissione è strutturata e gestita in modo magliato, così da poter ripartire i vari flussi di energia su più linee ed offrire loro percorsi alternativi in caso di disservizio di un componente di rete. Essa si presenta abbastanza sviluppata e ha già raggiunto un elevato livello di automazione, che garantisce affidabilità, qualità e continuità della fornitura. Le reti elettriche di distribuzione in MT, connesse alla rete di trasmissione mediante le cabine primarie, e le reti di distribuzione in BT, connesse alle linee MT mediante le cabine secondarie, sono state invece progettate per operare con flussi di potenza unidirezionali, dalle centrali di generazione ai consumatori, e realizzate con una topologia prevalentemente radiale, che si contraddistingue per una maggiore economicità ma anche una minore affidabilità e qualità del servizio in caso di guasto.

Figura II.1 - Rappresentazione schematica della topologia classica delle reti elettriche

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Negli ultimi anni la difficile situazione energetica dell’Unione Europea, caratterizzata da una forte dipendenza dall’estero, le previsioni di crescita dei consumi e la maggiore sensibilità verso le problematiche ambientali hanno indotto la Commissione ad adottare delle politiche volte a rivoluzionare l’attuale comparto energetico, per il raggiungimento di una maggiore sostenibilità, competitività e sicurezza degli approvvigionamenti. Come già discusso nel precedente capitolo, le principali misure individuate per centrare tali obiettivi sono la promozione dell’efficienza energetica in tutti i settori, la riduzione delle emissioni di gas serra e lo sviluppo delle tecnologie che sfruttano le fonti rinnovabili. Naturalmente, tale processo di trasformazione coinvolge anche il sistema elettrico, che dovrà necessariamente evolversi per venire incontro alle nuove sfide. Le nuove politiche in materia di energia, il continuo processo di liberalizzazione del mercato elettrico, la crescente competitività delle fonti rinnovabili e l’esigenza di accrescere il loro apporto per motivi strategici e ambientali hanno incentivato la comparsa di nuovi produttori e favorito la diffusione di una diversa forma di generazione dell’energia elettrica, effettuata non più in maniera centralizzata, ma in maniera distribuita sul territorio nazionale, mediante impianti di taglia medio-piccola generalmente connessi alle linee MT e BT. La generazione distribuita, però, pone non poche problematiche di carattere normativo, economico, infrastrutturale, ambientale e tecnico soprattutto.

Infatti, le reti di distribuzione sono state concepite come dei sistemi passivi e la connessione di generatori di piccola taglia era considerata una situazione sporadica, gestita fino ad oggi secondo l’approccio “fit & forget”. Durante la fase di “fit” il gestore della rete di distribuzione si occupa di verificare che i generatori rispettino tutte le regole tecniche e che il loro funzionamento non determini problemi in qualsiasi condizione la rete si venga a trovare. In seguito l’impianto è libero di produrre quando vuole, purché non superi il valore massimo consentito di potenza immessa in rete, e il Distributore agisce come se si dimenticasse dell’esistenza di quei generatori (“forget”), che non può controllare durante l’esercizio e che considera come un carico di segno negativo. Tuttavia, con la crescente e progressiva penetrazione degli impianti di generazione distribuita nel sistema elettrico di distribuzione, la maggior parte dei quali sfruttano fonti rinnovabili non programmabili e per lo più intermittenti, tale approccio non è più sostenibile e si rende necessaria una ridefinizione di tutti gli odierni criteri di pianificazione e gestione delle reti.

Figura II.2 - Fattori che impongono una trasformazione del sistema elettrico attuale

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II.2 La Generazione Distribuita Sebbene ad oggi non esista né a livello internazionale, né in ambito europeo o nazionale una definizione univoca ed universalmente condivisa del concetto di Generazione Distribuita (o dispersa o diffusa - GD), si può fare riferimento alle interpretazioni di alcune istituzioni autorevoli. Alcune di queste considerano come criterio predominante la taglia degli impianti, altre si focalizzano sulla localizzazione del loro punto di connessione alla rete. L’IEA ritiene che la GD consista in una forma di generazione caratterizzata da una taglia abbastanza ridotta, dalla connessione ai livelli di tensione della rete di distribuzione e dalla prossimità all’utente finale. Secondo la Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, l’espressione «generazione distribuita» indica l’insieme degli “impianti di generazione connessi al sistema di distribuzione”, indipendentemente dal valore della loro potenza installata. Per il CIGRÉ10 la GD è caratterizzata dal fatto di essere pianificata e dispacciata secondo un modello non centralizzato e di essere usualmente connessa alla rete di distribuzione o di sub-trasmissione, con un limite di taglia fino a 50-100 MW. L’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico11, invece, prendendo spunto da quanto riportato nella normativa italiana, definisce la GD come l’insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MVA, di norma connessi alle reti di distribuzione, che godono di particolari regimi di cessione dell’energia prodotta e vengono considerati come non rilevanti ai fini della gestione del sistema elettrico. Un sottoinsieme della Generazione Distribuita è rappresentato dalla Piccola Generazione (PG), ossia l’insieme degli impianti, anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione non superiore a 1 MW. Il termine Microgenerazione (MG) si riferisce invece all’insieme degli impianti per la produzione di energia elettrica, anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione inferiore a 50 kWe e costituisce quindi un sottoinsieme della GD e della PG. La maggior parte di questi impianti sfruttano come fonti energetiche primarie le fonti rinnovabili diffuse nel territorio e non altrimenti sfruttabili attraverso i tradizionali sistemi di produzione centralizzata di grossa taglia, mentre altri fanno ricorso all’impiego delle fonti fossili. I motori primi utilizzati si possono classificare in: - tecnologie tradizionali: motori alternativi, turbine a vapore, turbine a gas; - tecnologie rinnovabili: sistemi fotovoltaici, turbine eoliche, turbine idrauliche; - tecnologie innovative: celle a combustibile, microturbine, motori Stirling.

Nell’equipaggiamento tipico della Generazione Distribuita figurano inoltre i sistemi di accumulo.

In base ai dati forniti da Terna e riferiti all’anno 2013, in Italia la produzione lorda di energia elettrica da impianti di GD è stata pari a 63,4 TWh e ha rappresentato all’incirca il 21,9% dell’intera 10

Il CIGRÉ (Conseil International des Grands Réseaux Électriques, in inglese International Council on Large Electric Systems) è un’organizzazione internazionale senza scopo di lucro, con sede a Parigi, nata allo scopo di promuovere la collaborazione e lo scambio di conoscenze tra gli esperti provenienti da tutto il mondo, per il miglioramento dal punto di vista tecnico, economico, normativo ed ambientale dei sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica.

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L’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI) è un organismo nazionale indipendente, istituito al fine di tutelare gli interessi dei consumatori e promuovere la concorrenza, l’efficienza e la diffusione di servizi con adeguati livelli di qualità, attraverso l’attività di regolazione e di controllo. A partire dal 2011, all’Autorità sono state attribuite funzioni di regolazione e di controllo anche in materia di servizi idrici. A partire dal 2014, e sono state altresì attribuite funzioni di regolazione nel settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento.

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produzione nazionale di energia elettrica. Le diverse tipologie di impianto hanno contribuito alla generazione totale nelle seguenti proporzioni: 26 TWh dagli impianti termoelettrici; 20,4 TWh dagli impianti fotovoltaici; 12,6 TWh dagli impianti idroelettrici; 4,1 TWh dagli impianti eolici; 0,3 TWh dagli impianti geotermoelettrici. Rispetto all’anno 2012 si è registrato un incremento di 6,3 TWh (+11%), attribuibile soprattutto al contributo di biomasse, biogas e bioliquidi (+3,4 TWh) e ad un aumento della produzione da fotovoltaico (+2,6 TWh).

Figura II.3 - Produzione di energia elettrica per tipologia di impianto GD nel 2013 Idroelettrici 19,9%

Fotovoltaici 32,2%

Eolici 6,5%

Termoelettrici 41,0%

Geotermici 0,5%

Il 73,7% della produzione totale è provenuta da impianti alimentati esclusivamente da fonti rinnovabili, l’1,7% è stata generata da impianti ibridi e da impianti alimentati con rifiuti solidi urbani assimilabili alle fonti rinnovabili, la restante porzione da impianti alimentati con fonti fossili.

Il 73,5% dell’energia elettrica è stata immessa in rete, il 23,3% è stata destinata all’autoconsumo, il restante 3,2% è stato utilizzato per l’alimentazione dei servizi ausiliari alla produzione.

Complessivamente nell’anno 2013 risultavano installati 587.284 impianti (+21,1% rispetto al 2012), per una potenza efficiente lorda totale pari a circa 30,2 GW, vale a dire poco più del 25% della potenza efficiente lorda dell’intero parco di generazione nazionale. La maggior parte di questi sono rappresentati da impianti fotovoltaici di taglia molto ridotta, connessi in bassa tensione.

La Generazione Distribuita è un fenomeno che si è diffuso principalmente nelle regioni del Nord Italia e più precisamente in Lombardia (al primo posto con circa 4,1 GW di potenza installata), in Piemonte (2,9 GW), in Emilia Romagna (2,6 GW) e in Veneto (2,5 GW). Per quanto concerne il Sud Italia, spiccano le realtà della Puglia (al secondo posto con 3,5 GW) e della Sicilia (al sesto posto con 2,2 GW).

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II.2.1 Impatto della Generazione Distribuita sulla rete elettrica La penetrazione crescente della Generazione Distribuita nel sistema elettrico impone una revisione delle modalità con le quali le reti vengono realizzate e gestite, al fine di renderle idonee all’accoglimento di un numero rilevante di impianti di produzione dispersi sul territorio. Le problematiche connesse allo sviluppo della GD impattano sostanzialmente sulle reti di distribuzione in MT. La rete di trasmissione in AT, concepita per essere esercita in modo magliato come una rete attiva, in presenza della GD può essere gestita facilmente secondo i criteri e le tecnologie già in atto, senza richiedere modifiche importanti. Le reti di distribuzione in MT e in BT presentano una struttura di tipo radiale e dei sistemi di protezione, automazione e telecontrollo progettati per svolgere il loro compito all’interno di una rete passiva, dove le due principali variabili da considerare sono state finora il carico da alimentare e la qualità del servizio. La presenza della GD determina per il pianificatore un cambiamento radicale delle condizioni al contorno e comporta un significativo aggravio nella realizzazione della struttura delle reti di distribuzione. Bisogna notare, però, che le reti BT risultano abbastanza gestibili, per via della loro estensione modesta e del fatto che l’accoppiamento dei generatori avviene mediante convertitori statici, i quali garantiscono una certa flessibilità e consentono il disaccoppiamento quando necessario. Nelle reti MT, al contrario, data la loro estensione rilevante e dal momento che in genere i generatori vengono allacciati direttamente alla rete, senza la frapposizione di un convertitore statico, l’impatto della GD è notevolmente maggiore. Quest’ultimo è legato in particolare alle seguenti problematiche:  Complicazione nella regolazione della tensione L’attuale metodo di regolazione della tensione si basa sulle caratteristiche della rete passiva di distribuzione, sulla dislocazione e le caratteristiche dei carichi e sulla conoscenza dei valori massimi e minimi della corrente nel trasformatore AT/MT. Tutti elementi che permettono di ricostruire agevolmente il profilo di tensione lungo la linea e di capire se e come agire sul variatore sotto carico del trasformatore. L’incertezza riguardo alla localizzazione, alla taglia, alle caratteristiche e al dispacciamento degli impianti di GD con generatori sincroni altera la situazione in misura proporzionale alla potenza erogata dal generatore stesso e complica notevolmente l’implementazione di una valida strategia di regolazione da parte dell’ente distributore. L’uso delle metodologie sofisticate e costose che si adottano per le reti attive in AT non può essere esteso alle reti MT, o quantomeno non prima che siano state apportate le adeguate modifiche, a causa della loro radialità e del loro elevato rapporto resistenza/reattanza. Di conseguenza, il Distributore al momento si limita a restringere il campo di regolazione della tensione in rete di una quota dipendente dalle caratteristiche del generatore stesso, riducendo quindi il campo di regolazione a disposizione per l’allacciamento di ulteriori clienti utilizzatori.  Incremento delle correnti di cortocircuito La presenza di generatori sincroni ed asincroni connessi alla rete di distribuzione MT, senza l’interposizione di convertitori statici, contribuisce ad incrementare le correnti di cortocircuito rispetto al caso di rete puramente passiva. Ciò potrebbe causare il superamento dei limiti di progetto dei conduttori e degli interruttori, tipicamente dimensionati in modo che la massima corrente di guasto sia contenuta entro i 12,5 kA. Una penetrazione 38

incontrollata della GD costringerebbe quindi alla sostituzione delle apparecchiature di protezione o dei conduttori o alla realizzazione di nuove cabine primarie, per limitare il numero di generatori allacciati alla rete MT alimentata dal medesimo trasformatore AT/MT. Dunque, l’installazione di un nuovo impianto di produzione deve essere preceduto da una valutazione preventiva della corrente di cortocircuito complessivamente risultante. Se quest’ultima risulta tale da non preservare il potere di interruzione dei sistemi di protezione, si deve procedere poi all’esecuzione di una stima tecnico-economica per valutare la convenienza dell’inserimento in rete dell’impianto, in relazione ai costi necessari all’adeguamento della rete stessa. Gli accorgimenti impiantistici generalmente adottati per limitare le correnti di guasto prevedono l’impiego di trasformatori AT/MT con impedenza più elevata, l’interposizione di idonee reattanze limitatrici tra l’impianto di produzione e la rete, il ricorso ad un diverso punto di connessione. Tali espedienti, però, comportano una serie di inconvenienti per la regolazione della tensione, in particolare quando la GD non è in servizio; inconvenienti per l’unificazione dei macchinari e delle apparecchiature, dovendo realizzare soluzioni ad hoc, ed implicano maggiori perdite.  Complicazione dei sistemi di automazione e protezione Il passaggio da rete passiva a rete attiva dei sistemi di distribuzione pone dei problemi riguardo alle attuali protezioni non direzionali e protezioni di massima corrente installate in cabina primaria, le quali potrebbero avere interventi intempestivi su linee non affette da guasto, a causa di guasti su linee adiacenti afferenti alla medesima sbarra (perdità di selettività), o interventi ritardati per la riduzione della corrente di cortocircuito alla partenza della linea affetta da guasto (perdita di sensibilità). Inoltre, si complica l’eliminazione dei guasti transitori o semipermanenti e diventa impraticabile la ricerca e l’isolamento dei tronchi affetti da guasto, che attualmente viene attuato da dispositivi concepiti per funzionamento direzionale, col risultato di peggiorare la qualità del servizio in termini di durata delle interruzioni. Tutto ciò obbliga ad una rivisitazione, una ritaratura, una verifica della selettività e dei tempi di intervento dei sistemi di protezione, per tener conto dell’intensità, della durata e del verso delle correnti di guasto.

Figura II.4 - Effetto della generazione distribuita sulla selettività delle protezioni

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 Incremento delle sollecitazioni termiche dei conduttori L’installazione di un generatore in un punto della rete determina un incremento dei flussi energetici in transito tra il nodo di connessione e le sbarre MT. Questo può comportare delle criticità anche riguardo alle sollecitazioni termiche a cui sono sottoposti i conduttori della rete. Infatti, nel caso in cui il valore della corrente sulla linea dovesse superare la portata del conduttore, si avrebbe un deterioramento più spinto ed una minore affidabilità e durata della sua vita utile.  Inversione del flusso di potenza La presenza della GD, a seconda della tipologia, della potenza e del punto di connessione degli impianti, può causare l’inversione dei flussi potenza nei rami della rete e l’inversione del flusso di potenza all’interfaccia AT/MT in cabina primaria. In condizioni normali la potenza attiva viene trasferita dalla rete AT verso la rete MT; se il suo flusso si inverte, la rete di distribuzione diventa una parte attiva del sistema elettrico e gli attuali dispositivi di protezione e di controllo non sono idonei ad operare in tali condizioni.  Possibili funzionamenti indesiderati in isola di porzione di reti (islanding) Nel momento in cui si verifica l’apertura di un interruttore di linea MT, tutta la rete a valle dovrebbe risultare non in tensione. Se però a quella rete isolata vi sono allacciati degli impianti di GD che rimangono in funzione, i carichi continueranno ad essere alimentati da quest’ultimi e si incorrerà nel cosiddetto fenomeno dell’«islanding», ovvero il funzionamento di quella porzione di rete MT in isola. Questa pratica è esplicitamente vietata in Italia e in molti altri Paesi, per i problemi di sicurezza e di esercizio che essa implica, e viene evitata nel caso di mancata alimentazione dalla cabina primaria attraverso il distacco di tutti i generatori a valle. Oggi alcuni impianti industriali allacciati alla rete pubblica dispongono anche di generazione propria e, in caso di interruzione dell’alimentazione esterna, possono funzionare in isola. Un sistema di controllo consente il riequilibrio tra carico e generazione interna disponibile. Tuttavia, tale modo di operare non può essere esteso alle reti di distribuzione pubbliche, poiché né la GD né i carichi sono controllati direttamente dal Distributore. Inoltre, se l’impianto industriale è concentrato in un area ristretta, l’estensione della rete MT è notevolmente maggiore e ciò richiederebbe un sistema di comunicazione complesso e costoso per poter effettuare il necessario controllo.

Nell’ipotesi di permettere il funzionamento della GD in isola, si porrebbe poi il problema del parallelo tra la rete a monte e quella in isola alla ripresa dell’alimentazione dalla cabina primaria. La richiusura, infatti, richiederebbe più tempo e si avrebbero interruzioni più lunghe, con un peggioramento della qualità del servizio per tutte le utenze non appartenenti all’isola di carico. Inoltre, in presenza di guasti transitori, il mantenimento in tensione della linea da parte della GD potrebbe non consentire l’estinzione del guasto, con la conseguenza del fallimento della richiusura rapida.  Immissione in rete di armoniche indesiderate Qualora la rete MT funzionasse in isola, nascerebbe anche un problema di qualità dell’alimentazione in termini di frequenza, di variazione della tensione e di contenuto di armoniche, che non potrebbero essere garantiti allo stesso livello di quando la rete di 40

distribuzione è connessa a quella di trasmissione. I disturbi armonici dipendono dalla tecnologia di conversione dell’energia impiegata e dalla tipologia di interconnessione adoperata. Le variazioni della tensione si verificano soprattutto in presenza di generatori eolici e fotovoltaici, la cui potenza erogata oscilla seguendo i rapidi mutamenti del vento e del sole rispettivamente.

La Generazione Distribuita, comunque, non ha necessariamente un impatto negativo sulle reti di distribuzione, ma sotto diversi aspetti potrebbe costituire un’opportunità per la rete, purché l’esercizio e il dispacciamento dei generatori dispersi venga opportunamente regolamentato. Tra i benefici potenziali che la GD può offrire al sistema elettrico vi sono: 

Possibilità di posticipare eventuali adeguamenti delle linee di trasmissione e distribuzione necessari per aumentare la loro capacità di trasporto e soddisfare la crescente domanda degli utilizzatori.



Possibilità di posticipare la costruzione di nuove centrali di tipo tradizionale o il potenziamento di quelle esistenti e minori rischi finanziari associati agli investimenti per la realizzazione di nuovi gruppi di generazione.



Possibilità di sfruttare delle risorse energetiche rinnovabili diffuse sul territorio, come la fonte solare, eolica, idrica o da biomassa.



Possibilità di sfruttare come fonti energetiche i residui di altri processi.



Ottenimento di una maggiore diversificazione nell’approvvigionamento di risorse energetiche.



Maggiore reperibilità di siti idonei all’installazione di piccoli impianti.



Riduzione dell’impatto ambientale delle installazioni.



Riduzione dei costi di progettazione, realizzazione e manutenzione per la modularità delle tecnologie per la GD, che presentano per di più costi di produzione competitivi, grazie alle elevate efficienze raggiunte dalle macchine di taglia medio-piccola.



Miglioramento dell’affidabilità, della continuità e della qualità del servizio, grazie alla possibilità di coprire più agevolmente i picchi locali di carico, di ridurre i rischi e gli effetti di eventuali blackout, di ridare potenza alla rete in tempi brevi dopo un guasto.



Maggiore flessibilità nella gestione del carico.



Limitazione delle perdite di energia nelle linee elettriche per il fatto che la generazione avviene in prossimità dei carichi. Tale riduzione delle perdite è però strettamente dipendente dalla localizzazione degli impianti, dalla configurazione della rete e dalle condizioni di esercizio della stessa.

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II.3 Evoluzione della rete di distribuzione Sebbene gli enti distributori non accettino di buon grado l’idea di modificare l’attuale stato del sistema, considerati anche i notevoli costi associati a tali mutamenti, e la loro opinione prevalente è che ad adeguarsi debba essere la GD e non la rete, con ogni probabilità in uno scenario futuro le reti elettriche di distribuzione in MT e in BT cesseranno di rappresentare semplicemente delle terminazioni passive del sistema di trasmissione, aventi come unico scopo quello di fornire energia ai consumatori, e si dovranno inevitabilmente evolvere in reti attive, attraverso un profondo rinnovamento delle filosofie di progettazione, automazione, controllo e protezione. Infatti, le moderne reti di distribuzione, oltre ad assicurare la connessione tra produttori e utenti finali, soddisfacendone le necessità in termini di flessibilità, economicità, efficienza ed affidabilità, dovranno consentire una diffusione consistente della GD, garantire il libero accesso agli impianti di taglia medio-piccola dispersi sul territorio, essere in grado di assorbire l’energia prodotta in qualsiasi sito e di trasferirla mediante flussi bidirezionali alle aree in deficit, permettere di beneficiare dei vantaggi tecnici ed economici offerti dalla stessa GD e dei vantaggi economici derivanti da una completa liberalizzazione del mercato elettrico. Il processo di evoluzione si articolerà quasi certamente in diverse fasi, alcune delle quali si svilupperanno nel breve-medio periodo mentre altre richiederanno tempi più lunghi, anche in base alla velocità di penetrazione della GD, e coinvolgerà diversi campi: normativo, infrastrutturale, tecnologico. Dal punto di vista normativo, occorrerà un nuovo quadro regolatorio che stabilisca ruoli, competenze, responsabilità di tutti gli attori coinvolti e favorisca la partecipazione delle risorse distribuite alla gestione della rete elettrica, la quale di conseguenza non ricadrebbe esclusivamente sull’ente distributore. Inoltre, potrebbe rivelarsi utile instaurare nuovi scenari di mercato, che riconoscano come un servizio al quale far corrispondere un canone il contributo offerto dai produttori o dagli utenti, in termini di continuità del servizio, regolazione della tensione, controllo del reattivo, disponibilità ad accettare interruzioni della fornitura, ecc. Dal punto di vista infrastrutturale, per poter migrare al nuovo modello di rete attiva, sarà necessario il ricorso alle reti magliate, ottenute a partire dalle attuali configurazioni radiali mediante la richiusura degli IMS (Interruttori di Manovra Sezionatori) posti nei lati di controalimentazione. Sebbene si tratti di una soluzione onerosa, che richiederebbe la rivalutazione dei dispositivi di protezione, controllo e automazione impiegati per la regolazione della tensione e per l’individuazione e la gestione dei guasti, ciò permetterebbe un’elevata penetrazione della GD, senza introdurre particolari controindicazioni e vincoli tecnici. In campo tecnologico, bisognerà sviluppare un sistema di comunicazione capillare, innovativo e affidabile che consenta di supervisionare il sistema in tempo reale, di coordinare le interazioni fra i generatori, di controllare la potenza attiva e reattiva immessa dai generatori stessi, di controllare la domanda di energia richiesta dai carichi, di gestire gli eventuali sistemi di accumulo, di far fronte adeguatamente alle contingenze, di regolare la tensione. In tal modo il ruolo del Distributore (Distribution System Operator, DSO) verrà reso simile a quello riservato al TSO (Trasmission System Operator) nelle reti di trasmissione.

Man mano che la rete di distribuzione assumerà un assetto più favorevole all’accoglimento della GD, è plausibile ritenere che si assisterà al superamento del criterio “fit & forget”, un approccio estremamente cautelativo che limita notevolmente la quantità massima di generazione installabile e che il gestore della rete ad oggi è costretto ad applicare, dal momento che non è possibile governare i generatori in funzione dello stato della rete durante l’esercizio. L’accelerazione nella diffusione 42

della GD costituirà, a sua volta, un ulteriore stimolo all’evoluzione del sistema di distribuzione.

II.4 La rete di distribuzione del futuro: la Smart Grid La Direttiva europea 2009/72/CE suggerisce che “Gli Stati membri dovrebbero incoraggiare la modernizzazione delle reti di distribuzione, ad esempio attraverso l’introduzione di reti intelligenti costruite in modo da favorire la generazione decentrata e l’efficienza energetica”. La stessa Direttiva rimane però alquanto vaga e generica sul significato di “rete intelligente” o “Smart Grid”, a cui non fa corrispondere un insieme univoco di funzionalità o di caratteristiche tecniche. Esistono numerose definizioni di Smart Grid, ciascuna delle quali evidenzia un particolare aspetto (ad esempio l’evoluzione dei componenti delle reti, il ruolo del mercato, l’integrazione delle rinnovabili, l’efficienza e il rispetto dell’ambiente, ecc.). Quella fornitaci dall’ERGEG 12 precisa che una Smart Grid è una rete elettrica che può integrare in modo efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti ad essa collegati (produttori, consumatori, produttori-consumatori), al fine di garantire un sistema elettrico economicamente efficiente, sostenibile, con basse perdite e con un elevato livello di sicurezza, disponibilità degli approvvigionamenti e qualità del servizio. In altre parole, le reti energetiche del futuro dovranno acquisire nuove funzionalità grazie alle possibilità offerte dall’utilizzo di tecnologie informatiche e di comunicazione avanzate (Information Communication Technology, ICT), integrate alla rete elettrica e alle tradizionali tecnologie elettromeccaniche in un’unica infrastruttura, che dovrebbero consentire una gestione ottimale delle immissioni e dei prelievi nei vari punti delle linee di distribuzione, anche in presenza di una importante quota di capacità di generazione distribuita, una maggiore interazione fra gli attori coinvolti ed un crescente coinvolgimento dei consumatori nelle dinamiche del sistema elettrico.

Tale sistema “intelligente” dovrà essere altamente automatizzato e provvisto di sistemi estesi di monitoraggio e controllo in tempo reale, nuove interconnessioni, flussi bidirezionali di energia e di informazioni, strutture per lo stoccaggio dell’energia elettrica. Inoltre, esso dovrà consentire gli scambi di energia, anche transfrontalieri, fra regioni limitrofe, permettere un pieno sfruttamento della GD, con particolare riguardo verso le risorse energetiche rinnovabili, ed essere in grado di adattarsi alle diverse condizioni di esercizio, anche in caso di anomalie o di guasti. Le principali caratteristiche di una Smart Grid sono quindi: 

Il Self-healing (autodifesa), ossia la capacità di predire eventuali problemi, di rilevare quelli esistenti attraverso continui monitoraggi operati per mezzo di sensori elettronici sparsi su tutta la rete, di analizzare tali problemi e di risolverli mediante azioni correttive.

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L’ERGEG (European Regulators’ Group for Electricity and Gas, in italiano Gruppo dei Regolatori Europei per l’Energia Elettrica e il Gas) è stato un organo consultivo della Commissione europea, formato dai rappresentanti delle autorità nazionali di regolamentazione in campo energetico. È stato istituito nel 2003 allo scopo di favorire il recepimento delle disposizioni europee da parte dei vari Stati membri, uniformare la regolamentazione riguardante i rispettivi mercati interni e sostenere la creazione di un mercato unico europeo per l’energia elettrica e il gas. Dal 2011 è stato rimpiazzato dall’ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, in italiano Agenzia per la Cooperazione fra i Regolatori nazionali dell’Energia).

43



La capacità di fornire un servizio affidabile e di alta qualità e di garantire una maggiore continuità del servizio, attraverso l’implementazione di moderne tecnologie di monitoraggio delle linee di distribuzione, per il controllo della tensione ai nodi, dei flussi di potenza reattiva e della power quality.



La capacità di coinvolgere i consumatori ed il loro comportamento nella pianificazione e nella gestione della rete, attraverso strategie di Demand Side Management (DSM) o Demand Side Response (DSR). Queste prevedono che l’utente finale possa interfacciarsi in ogni momento con la rete, venendo a conoscenza del prezzo dell’energia direttamente sul contatore di casa, e possa di conseguenza valutare se consumare, se rinviare i propri consumi in orari di minore carico o se generare in proprio l’energia di cui necessita. In questo modo il cliente finale può contribuire attivamente alla riduzione dei picchi di carico e ad un miglior funzionamento del sistema elettrico complessivo.



L’utilizzo di diverse tecnologie di generazione e di stoccaggio dell’energia.

I benefici attesi a seguito dell’introduzione del modello di Smart Grid dipendono da diversi fattori, legati alla specifica situazione di rete considerata, e comprendono: 

il pieno sfruttamento delle opportunità offerte dalla liberalizzazione del mercato elettrico;



la riduzione delle perdite di rete;



il miglioramento dell’efficienza energetica del sistema elettrico;



il miglioramento dell’affidabilità;



la riduzione dei costi di gestione e manutenzione della rete e ottimizzazione degli investimenti;



la completa integrazione delle fonti rinnovabili;

Nonostante sembri essere inevitabile ed essenziale per far fronte alle mutate esigenze energetiche, il processo di transizione verso le Smart Grid presenta numerosi ostacoli di natura economica e tecnologica, per il superamento dei quali saranno necessari dei tempi lunghi e degli investimenti ingenti. A complicare il tutto vi è il fatto che non esiste una modalità unica di implementazione delle SG, valida per tutti i mercati e per tutti i sistemi elettrici, ognuno dei quali è caratterizzato da regole e specificità proprie. Proprio questa mancanza di chiarezza e di precisi riferimenti tecnici e normativi rappresenta la principale barriera allo sviluppo delle SG e non incoraggia gli investitori a concentrare le loro risorse sul progresso di tecnologie la cui redditività è incerta. La valutazione dei costi-benefici è per di più complessa, soprattutto se si considerano aspetti di natura ambientale e sociale difficilmente monetizzabili, e per molte applicazioni non vi è coincidenza tra il soggetto chiamato a sostenere l’investimento e coloro che godranno dei benefici attesi. Sotto questo aspetto, 44

il ruolo del regolatore è fondamentale per favorire una corretta ripartizione dei benefici e assicurare condizioni di fattibilità per gli investimenti. Molte delle tecnologie necessarie per le SG hanno oggi raggiunto diversi gradi di maturità, possiedono differenti esigenze in termini di R&D e sono disponibili come elementi separati. L’ideale sarebbe riuscire a sviluppare tutte le tecnologie necessarie fino ad un livello di maturità tale da poterle installare su vasta scala, puntando sulla loro integrabilità e interoperabilità. Tra le principali tecnologie abilitanti per le SG vi sono: - un sistema di comunicazione capillare, flessibile, economico e sicuro, per l’acquisizione da più punti dei valori istantanei dei principali parametri della rete e lo scambio in tempo reale tra utilities e utenti delle informazioni raccolte, secondo delle dinamiche analoghe a quelle che stanno alla base del funzionamento della rete internet; - dei sistemi di accumulo di energia, per aumentare la flessibilità degli impianti e ottimizzare l’utilizzo della loro capacità di generazione, soprattutto se si tratta di impianti che sfruttano fonti energetiche rinnovabili fortemente aleatorie; - dei sistemi di protezione e controllo di nuova generazione, evoluti, automatici, capaci di operare al meglio su questa tipologia di reti e di minimizzare i periodi di fuori servizio.

Un’altra problematica da risolvere è quella legata alla sicurezza informatica nelle SG, a causa dei potenziali rischi derivanti da accessi indesiderati a infrastrutture critiche o da attacchi ai sistemi di comunicazione, automazione e controllo da parte di pirati informatici, qualora questi sistemi siano facilmente vulnerabili. Infine, un ulteriore ostacolo potrebbe essere rappresentato dall’opinione pubblica che, sebbene si dimostri sempre più sensibile al tema dei cambiamenti climatici e dell’efficienza energetica, potrebbe non essere consapevole della necessità di far evolvere le reti elettriche come mezzo per ridurre le emissioni. Se si considera poi che la realizzazione delle SG potrebbe determinare un aumento delle bollette e che per di più si richiede al consumatore la sua partecipazione ed un cambiamento nelle sue abitudini di consumo elettrico, è probabile che il pubblico si mostri addirittura contrario all’implementazione delle SG.

Figura II.5 – Confronto fra la rete elettrica tradizionale e la Smart Grid

     

Rete elettrica tradizionale Rete passiva Sistema verticalmente integrato Flussi di potenza unidirezionali Bilanci di produzione nazionali Logica “fit & forget” Topologia di rete radiale/lineare

     

Smart Grid Rete attiva Sistema decentralizzato Flussi di potenza multidirezionali Bilanci di produzione locali Integrazione dei carichi Struttura interconnessa

45

Figura II.6 - Schema funzionale di una Smart Grid

Il passaggio dalle attuali reti di distribuzione alle Smart Distribution Network dovrebbe avvenire attraverso tre stadi intermedi, che in verità potrebbero anche essere considerati come parti integranti di una Smart Grid: l’Active Grid, la Microgrid e la Virtual Utility.

II.4.1 Active Grid Un’Active Grid è sostanzialmente una rete di distribuzione in MT con elevata presenza di generazione diffusa, nella quale il Gestore non si occupa soltanto di fornire energia agli utenti finali, ma anche di controllare la potenza richiesta dai carichi, la potenza prodotta dai generatori, i flussi di potenza nei rami della rete e i valori della tensione ai nodi. Lo sviluppo di una Active Grid può essere suddiviso in tre fasi. In una prima fase si ha semplicemente un controllo locale della generazione, direttamente nel punto di connessione. Nella seconda fase, un sistema di controllo gestisce tutte le risorse energetiche distribuite nella zona controllata e realizza un dispacciamento coordinato e l’ottimizzazione del profilo di tensione. La terza fase prevede la creazione di una struttura fortemente interconnessa, che può considerarsi suddivisa in celle locali, le quali sono responsabili della propria gestione (protezione, regolazione della tensione, ecc.) e prendono parte al mercato elettrico, acquistando o vendendo energia alle celle adiacenti o al sistema trasmissione.

46

II.4.2 Microgrid Le Microgrid consistono in piccole reti di bassa tensione che riproducono al loro interno la struttura del sistema di produzione e distribuzione dell’energia elettrica. Nonostante sia un tema oramai ricorrente in letteratura, attualmente non esiste una definizione precisa del concetto di Microgrid, che ad ogni modo può essere considerata come un insieme di generatori, carichi e sistemi di accumulo connessi tra loro e capaci di operare indipendentemente dalla rete elettrica a monte, talvolta definita Macrogrid. Le Microgrid possono essere assimilate alle celle delle active grid menzionate pocanzi, in quanto dotate di un sistema di controllo locale che regola gli scambi di energia fra le microsorgenti, i carichi e la rete esterna. Per di più, in caso di disservizi al sistema di alimentazione principale, esse possono continuare a funzionare in isola intenzionale, fornendo energia ai carichi prioritari e disabilitando quelli che hanno accettato di far parte di un programma di riduzione del carico (load curtailment). Tra i maggiori benefici procurati dalle Microgrid si possono citare la semplicità costruttiva e la sua elasticità, intesa come la possibilità di essere facilmente ampliata in relazione all’acquisizione di nuova utenza e agli aumenti di carico. Un altro importante vantaggio è la possibilità di valorizzare al meglio la microcogenerazione, che costituisce una delle tecnologie più promettenti in termini di riduzione delle emissioni inquinanti e di risparmio energetico, laddove vi è l’esigenza di disporre contemporaneamente di energia elettrica e termica in rapporti variabili, durante la giornata e durante l’anno. Inoltre, le Microgrid si potrebbero rivelare convenienti in tutte quelle aree in cui i costi di trasporto e distribuzione siano eccessivi o dove la rete elettrica si presenti particolarmente carente. La gestione efficiente ed economica di una rete isolata potrebbe però risultare difficoltosa, a causa del ridotto numero di utenti ad essa connessi, che non garantisce la normale compensazione tra i vari carichi. Ciò comporterebbe la necessità di sovradimensionare gli impianti di produzione e di diversificare le tipologie di fonti energetiche utilizzate (fotovoltaico, eolico, celle a combustibile, CHP, ecc.), al fine di poter soddisfare la domanda di energia in qualsiasi condizione di esercizio e con un elevato livello di affidabilità, con il risultato di incorrere in maggiori oneri che potrebbero vanificare quei benefici tecnici ed economici che una Microgrid può offrire. D’altra parte, un numero troppo elevato di utenti rischierebbe di portare al livello delle microreti i tipici problemi delle grandi reti in MT. Attualmente, comunque, esistono anche altre questioni che scoraggiano lo sviluppo di Microgrid autonome per la distribuzione dell’energia, come ad esempio: - l’individuazione di una figura che gestisca la microrete e che si preoccupi di garantire un’adeguata affidabilità del sistema; - l’individuazione di una figura che decida quali unità possono continuare a produrre e quali invece debbano essere mantenute in riserva per far fronte alla variabilità della domanda; - l’individuazione di una modalità mediante la quale le unità produttive possano comunicare tra loro, coordinarsi e partecipare alla regolazione delle tensione e della frequenza.

Nonostante non esistano ancora risposte in merito, è opinione diffusa che tali servizi potrebbero essere forniti dalle stesse società di distribuzione, poiché detengono le competenze per farlo.

Diverso è il discorso nel caso delle Microgrid non autonome che, pur essendo anche in questo caso realizzate, sviluppate e mantenute a spese dei consumatori e dei produttori locali, presentano l’indubbio vantaggio di poter contare sulla rete di distribuzione esterna per l’alimentazione dei 47

clienti finali, specie nel caso di perdita della GD, per il mantenimento della tensione e della frequenza ai valori nominali e per la vendita di eventuali esuberi di energia elettrica prodotta.

Lo stoccaggio di energia è di fondamentale importanza per le Microgrid, affinché possano disporre in maniera immediata di quel quantitativo di energia necessaria a rispondere alle repentine variazioni di carico (concetto di load following), e diventa persino indispensabile in caso di elevata penetrazione delle fonti rinnovabili aleatorie.

II.4.3 Virtual Utility Le moderne tecnologie di comunicazione consentiranno di ottimizzare l’impiego della generazione distribuita, grazie alla possibilità che offriranno di gestire a distanza un insieme di generatori, carichi e sistemi di accumulo dispersi sul territorio, come un’unica singola centrale di generazione o cogenerazione. Questo genere di modello è noto come Virtual Utility o Virtual Power Plant, il quale, avendo a disposizione tutte le informazioni a proposito di: - layout dei sistemi installati; - unità di generazione e cogenerazione distribuite; - generatori di acqua calda o vapore; - unità di condizionamento; - sistemi di stoccaggio dell’energia (elettrica e termica); - stato delle diverse unità; - previsione della domanda energetica (elettrica e termica); - previsione del costo del combustibile; - previsione del prezzo dell’energia elettrica (import/export verso la rete esterna); dovrà essere in grado di prendere delle decisioni cruciali riguardo a quali unità far operare e per quanto tempo, come e quando impiegare le unità di accumulo e quando acquistare o cedere energia alla rete elettrica esterna. Per poter svolgere una funzione di questo tipo, una Virtual Utility dovrà essere dotata di alcune funzionalità fondamentali che le permettano di: 

Monitorare il funzionamento delle risorse distribuite localmente e a distanza;



Monitorare i consumi energetici e memorizzarli per la creazione di un archivio storico;



Prevedere o acquisire da altre fonti i dati relativi alle condizioni atmosferiche, ai prezzi dei combustibili, ai prezzi dell’energia elettrica da acquistare o cedere, ai costi di manutenzione, al fine di massimizzare i benefici in termini economici; 48



Modellare in anticipo le prestazioni delle risorse distribuite;



Indirizzare alle varie unità dei comandi di start/stop/operation level localmente e a distanza, in base ai segnali di prezzo provenienti dal mercato elettrico;



Facilitare la comunicazione tra le diverse risorse distribuite attraverso la creazione di una rete peer to peer, secondo il modello della rete internet;



Comunicare con gli altri sistemi di controllo o supervisione;



Scambiare offerte con un operatore per la fornitura di un servizio energetico per conto di una singola unità o di un aggregato di unità;



Fornire un sistema di allarme o di fermo automatico in caso di malfunzionamento di una o più unità.

Figura II.7 - Schema funzionale di un Virtual Power Plant

In sostanza, col modello della Virtual Utility si passerà dal tradizionale dispacciamento centralizzato ad un dispacciamento detto “semplicemente coordinato a livello centrale”. L’obiettivo sarà quello di 49

trasferire il potere decisionale dall’operatore centrale ai vari soggetti autonomi, aventi una conoscenza migliore dei propri impianti e maggiori competenze per poterli gestire al meglio. In questo modo, la gran parte delle azioni di controllo verrà svolta a livello locale e solo le informazioni più indispensabili saranno inviate al coordinatore centrale, che verificherà lo stato complessivo del sistema. Una tale organizzazione decentralizzata del sistema consentirà di raggiungere il duplice obiettivo di dirigere in maniera ottimale la produzione e di ridurre il più possibile la mole di dati e informazioni scambiati tra il coordinatore centrale e i diversi produttori.

Questo risultato si potrà ottenere se ciascun soggetto autonomo sarà in grado di valutare l’effetto delle sue decisioni sull’assetto futuro del sistema, senza conoscere lo stato delle altre risorse.

Presumibilmente, ciò sarà reso possibile dall’esistenza di un software in dotazione ad ogni singola unità, che permetterà di venire a conoscenza dello stato corrente del sistema, di prevederne l’evoluzione a breve termine e di avanzare offerte di produzione e domande di carico per il giorno successivo, così che si possa definire il prezzo orario dell’energia elettrica e stabilire quali produttori potranno avere accesso al mercato. Anche gli utenti finali potranno essere dotati di una simile strumentazione, che consentirà loro di prendere autonomamente decisioni riguardanti l’adesione a programmi di gestione del carico o la variazione della domanda in funzione dei prezzi correnti o previsti. Così tutti i soggetti partecipanti al mercato elettrico saranno sempre più coinvolti e potranno contribuire attivamente al raggiungimento di una maggiore stabilità dei prezzi ed affidabilità del sistema. Il coordinamento decentralizzato, inoltre, permette la realizzazione di un sistema di controllo di tipo gerarchico, in cui il coordinatore centrale che dirige la produzione in una certa area ristretta può essere considerato a sua volta come un soggetto autonomo nell’ambito di un contesto di dimensioni maggiori. In tal modo, aree estese e particolarmente ricche di GD possono essere controllate agevolmente, senza eccessivi appesantimenti nella comunicazione e nell’elaborazione di dati. Questo tipo di approccio al momento sembra essere il più appropriato alla gestione di sistemi fortemente distribuiti, dove la molteplicità e la dispersione dei produttori può rendere sconveniente o addirittura antieconomico la classica soluzione del dispacciamento centralizzato.

II.5 Il nuovo ruolo dell’utente finale: il prosumer Con il cosiddetto “terzo pacchetto energia” del 2009, volto a liberalizzare ulteriormente i mercati interni dell’energia elettrica e del gas e a favorire la rimozione delle barriere commerciali ancora esistenti, l’Unione Europea ha sottolineato l’importanza di accrescere i diritti per i consumatori, attribuendo un peso particolare alla necessità di fornire loro informazioni dirette, tramite i cosiddetti contatori intelligenti o smart meters. La Direttiva, infatti, richiede agli Stati membri di sostituire entro il 2020 almeno l’80% dei vecchi contatori dell’energia elettrica, là dove risulti economicamente conveniente in seguito ad un’analisi costi-benefici. Grazie a questi contatori di nuova generazione, i consumatori potranno conoscere in tempo reale l’entità dei loro prelievi e adottare decisioni consapevoli sulle modalità e sui tempi di utilizzo dell’energia elettrica, a seconda dell’andamento dei prezzi nell’arco della giornata. Inoltre, gli smart meters faciliteranno la comunicazione tra utente finale e fornitore, il quale potrà inviare segnali di prezzo ed offrire tariffe multiorarie o variabili in funzione dello stato del sistema, che favoriranno lo spostamento dei 50

consumi non essenziali nei periodi in cui i prezzi sono più bassi, il livellamento del profilo di domanda, la riduzione dei prezzi nelle ore di punta, la riduzione dei margini di riserva e l’abbassamento dei costi associati ai servizi ancillari, assicurando un impiego più efficiente dell’energia e procurando indubbi benefici economici ai clienti disposti a flessibilizzare la propria domanda e in generale all’intero sistema elettrico. Nel caso in cui l’utente finale disponga di impianti per la produzione di energia elettrica in loco, eventualità che sarà sempre più frequente nel prossimo futuro, il contatore intelligente costituirà anche un’interfaccia utile per la gestione dei flussi energetici, che potranno avvenire in senso bidirezionale. Infatti, a seconda dei segnali provenienti dal mercato, i produttori locali potranno decidere liberamente se prelevare l’energia dalla rete di distribuzione o generarla autonomamente e, in tal caso, valutare se è più conveniente impiegare l’energia prodotta per l’autoconsumo o per la vendita e l’immissione in rete. Nasce così una nuova figura nel panorama del mercato energetico, che prende il nome di «prosumer». Tale vocabolo, mutuato dall’inglese, deriva dalla fusione delle due parole “producer” e “consumer” e si riferisce ad un utente ibrido che non è più soltanto un semplice consumatore, né un comune produttore che genera e vende l’energia per il solo scopo di lucro, ma è al tempo stesso produttore e consumatore finale di energia elettrica. I consumatori, svincolandosi dal classico ruolo puramente passivo, assumeranno così un ruolo più attivo e si configureranno come prosumers. Questi, per poter competere con i grandi attori del sistema e poter massimizzare la loro partecipazione al mercato, potrebbero aver bisogno del supporto e della guida di soggetti creati ad hoc detti “Aggregatori di domanda ed offerta”, che permetteranno a tutti i prosumers di ottimizzare il proprio profilo orario di immissione/prelievo e di aggregare la loro capacità di modulazione, rendendola disponibile al sistema elettrico.

In definitiva, i contatori intelligenti garantiranno un maggior coinvolgimento dell’utenza finale e una maggiore interazione con la rete, cosa che costituisce un elemento cardine per lo sviluppo delle Smart Grid, sia per le potenzialità commerciali, sia per le necessità di modulazione ed elasticità richieste al consumatore. Consentiranno inoltre di ottimizzare l’utilizzo delle fonti rinnovabili in ambito residenziale o industriale.

II.6 L’importanza dei sistemi di accumulo Se da un lato la crescente penetrazione delle rinnovabili non programmabili (fotovoltaico ed eolico) comporta dei vantaggi dal punto di vista ambientale e della diversificazione delle fonti di approvvigionamento, dall’altro essa pone diverse problematiche per via della loro natura intermittente e imprevedibile. La quantità di energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da FRNP dipende infatti dalla disponibilità della fonte naturale, che è fortemente variabile nel tempo.

Questo determina l’alternarsi di periodi di surplus e di periodi di deficit della produzione da rinnovabile, che rende più difficoltoso l’inseguimento del carico, caratterizzato anch’esso da una certa variabilità nel tempo, e il mantenimento del perfetto bilancio tra l’energia elettrica richiesta e quella prodotta. Nei periodi di surplus di produzione da FRNP, gli impianti convenzionali devono funzionare a regime ridotto, rimanere in stand-by o addirittura spegnersi, per poi essere rapidamente riavviati dopo poche ore per sopperire al deficit di produzione da FRNP, col risultato che si innalzano i costi di generazione e si gonfia il costo della bolletta energetica. Per far fronte a tale 51

esigenza di flessibilità, che gli impianti convenzionali faticano a garantire, una soluzione potrebbe essere lo sviluppo dei sistemi di accumulo, ovvero dei sistemi che consentono il disaccoppiamento temporale tra generazione e consumo, mediante lo stoccaggio di determinati quantitativi di energia elettrica nelle ore di alta produzione e il suo rilascio in un secondo momento, quando le fonti rinnovabili smettono di produrre (concetto del time shift). Nel processo di trasformazione che sta interessando la rete elettrica, l’impiego di tali tecnologie può giocare un ruolo fondamentale per migliorare le capacità operative della rete, mantenere la costanza dei flussi, rendere meno critico il funzionamento degli impianti tradizionali, favorire una maggiore integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili, aumentare l’affidabilità del sistema elettrico complessivo, riducendo nel contempo i costi di gestione e rinviando la necessità di nuove infrastrutture. I sistemi di accumulo, inoltre, potrebbero contribuire alla fornitura di servizi ancillari indispensabili alla power quality e alla stabilità della rete, fino ad oggi garantiti esclusivamente dagli impianti convenzionali. I soggetti potenzialmente interessati all’uso di queste tecnologie sono molti: dagli impianti di generazione non programmabili, che potrebbero rendere più prevedibile il proprio comportamento; alle unità di generazione tradizionali, che potrebbero garantire il servizio di riserva in modo più flessibile ed efficiente; ai prosumers, che potrebbero sfruttare al meglio la propria produzione, incrementando la quota di energia autoconsumata. Anche il gestore della rete di trasmissione o i gestori delle reti di distribuzione potrebbero avvantaggiarsene, per dotarsi di propri strumenti per la fornitura dei servizi ausiliari necessari a garantire la sicurezza del sistema (sistemi detti power intensive) o per alleviare le congestioni di rete (sistemi detti energy intensive), in attesa di realizzare i necessari potenziamenti infrastrutturali.

La diffusione dei sistemi di accumulo su larga scala è però oggi fortemente penalizzata dall’elevato costo, che molto spesso non viene ripagato dai benefici economici derivanti dal loro impiego, e dal fatto che talune tecnologie tuttora non possiedono caratteristiche di prestazione, dimensione, velocità di ricarica e scarica soddisfacenti e non hanno ancora raggiunto una piena maturazione. Un impulso all’adozione di questi sistemi potrebbe derivare dall’imposizione dell’obbligo per gli impianti a FRNP di fornire quantomeno il servizio di riserva primaria, come già avviene per le unità di produzione convenzionali di grossa taglia, e dall’introduzione di una remunerazione per i servizi resi alla rete. Ad oggi sono presenti sul mercato varie tipologie di sistemi di stoccaggio dell’energia, alcune delle quali sono più adatte per installazioni di dimensioni medio-grandi connesse alla rete, altre sono più indicate alla realizzazione di sistemi più piccoli, come quelli domestici. Le numerose tecnologie esistenti possono essere suddivise in diverse categorie, a seconda del metodo di accumulo, delle caratteristiche prestazionali e della taglia, ma la classificazione più comune è quella basata sul metodo di conversione utilizzato. L’energia elettrica, infatti, ad eccezione dell’accumulo nel campo elettrico di un condensatore e in quello elettromagnetico di un magnete superconduttore, non può essere immagazzinata direttamente, ma deve essere prima convertita in un’altra forma di energia. Per quanto concerne questo aspetto, le metodologie di accumulo si possono quindi distinguere in:  Accumulo meccanico - Pompaggio idroelettrico - Sistemi ad aria compressa (Compressed Air Energy Storage, CAES) - Volani 52

 Accumulo elettrochimico - Accumulatori elettrochimici (comunemente detti batterie) - Supercondensatori (denominati anche condensatori elettrochimici)  Accumulo elettromagnetico - Magneti superconduttori (Superconducting Magnetic Energy Storage, SMES)  Accumulo termico - Accumulatori del calore - Accumulatori del freddo  Accumulo chimico - Idrogeno - Biocombustibili

- L’accumulo meccanico avviene tramite la conversione dell’energia elettrica in energia potenziale o cinetica. L’esempio più diffuso di accumulo di energia potenziale è quello degli impianti di pompaggio d’acqua, che rappresentano il 99% della potenza di accumulo installata a supporto del sistema elettrico e costituiscono una tecnologia matura dal punto di vista tecnico e commerciale. Il loro funzionamento si basa sull’utilizzo di due bacini posti a quote differenti e dall’alternarsi di due fasi di esercizio: una di generazione ed una di pompaggio. Durante le ore in cui l’energia prodotta è superiore a quella richiesta (per esempio le ore notturne), l’acqua è pompata dall’invaso inferiore all’invaso superiore; durante le ore di picco della domanda, invece, l’acqua accumulata a monte viene fatta ridiscendere a valle e utilizzata per produrre energia elettrica. Il ciclo di carica e scarica ha un rendimento energetico di circa l’80% e, malgrado comporti una perdita di energia, presenta una convenienza economica perché per il pompaggio si impiega energia a basso costo, mentre l’energia prodotta viene immessa in rete quando il suo valore economico è sufficientemente elevato.

Questi impianti hanno tempi di risposta di alcuni minuti e sono essenziali per la copertura delle punte di carico (peak shaving), la regolazione della frequenza ed il buon funzionamento delle reti di trasmissione. Un’altra forma di accumulo di energia potenziale è quella rappresentata dagli impianti CAES, i quali, mediante l’utilizzo di compressori alimentati da energia elettrica a basso costo, disponibile per esempio durante le ore notturne, prevedono lo stoccaggio di aria compressa all’interno di cavità sotterranee ermetiche, ad una pressione di circa 70-100 bar. Quando necessario, l’aria compressa viene prelevata dalla cavità ed inviata ad un normale gruppo turbogas. Questi impianti sono poco diffusi, presentano rendimenti inferiori a quelli tipici delle centrali di pompaggio e tempi di risposta di pochi minuti o addirittura secondi. Si tratta di sistemi ideali per la copertura dei picchi di domanda. L’accumulo sotto forma di energia cinetica avviene invece attraverso la messa in movimento di una massa rotante detta volano. La conversione di energia viene effettuata da una macchina elettrica reversibile, che funziona da motore durante la fase di ricarica del volano e da generatore durante la fase di scarica. Il sistema è interfacciato alla rete tramite un convertitore di potenza, dal momento che il regime di rotazione del volano decresce e 53

che quindi la tensione in uscita è a frequenza variabile. I volani ad asse verticale sono realizzati in materiali leggeri, come la fibra di carbonio, e sono contenuti all’interno di contenitori cilindrici, nei quali sono presenti dei cuscinetti magnetici e viene mantenuto un certo grado di vuoto per ridurre gli attriti aerodinamici e la rumorosità del rotore. Ciascun volano può arrivare ad erogare fino a 500 kW e per potenze più elevate si può ricorrere al collegamento in parallelo di più unità. I punti di forza di questa tecnologia sono il costo competitivo, la lunga durata della vita utile, l’efficienza abbastanza elevata e la rapidità della ricarica. Il principale limite è costituito dalle dissipazioni dovute agli attriti, per quanto questi vengano ridotti al minimo.

- L’accumulo elettrochimico avviene tramite lo svolgimento di processi elettrochimici reversibili che permettono la conversione dell’energia elettrica in energia chimica. Visto dai suoi morsetti esterni, un accumulatore elettrochimico è un bipolo che scambia energia elettrica in corrente continua con un circuito esterno. Quando la corrente entra dal polo positivo si ha un accumulo di energia all’interno dell’accumulatore, quando esce dal medesimo si ha la restituzione al circuito esterno di parte dell’energia accumulata. Gli accumulatori elettrochimici sono basati su un dispositivo elementare detto cella elettrochimica. Qualunque sia la tipologia di cella, essa è un sistema in corrente continua con un polo positivo ed uno negativo, avente una tensione dell’ordine di 1-2 V. Poiché tensioni di questo ordine sono molte piccole per le comuni necessità di potenza, risulta indispensabile realizzare dei sistemi elettrochimici, noti come batterie elettrochimiche, in cui si connettono in serie più celle, per realizzare dei sistemi con tensioni dell’ordine delle decine o centinaia di volt. Spesso accade che un numero limitato di celle venga posto all’interno di un contenitore per realizzare un componente meccanicamente omogeneo detto modulo; la batteria sarà poi in generale costituita da più moduli in serie. Sussiste la possibilità teorica di realizzare anche la connessione in parallelo di più elementi in serie, anche se essa è raramente utilizzata per la difficoltà di ripartire uniformemente la corrente fra i vari rami. L’elettrodo che eroga corrente viene denominato catodo, l’altro viene denominato anodo. La quantità di carica erogata dipende sia dal valore della corrente di scarica che dalla temperatura. In molti casi una batteria di accumulatori elettrochimici è corredata di un sistema di supervisione che ne legge le tensioni parziali di cella o di modulo, le temperature di cella o di modulo, ed effettua delle elaborazioni per valutare lo stato di salute o di carica. Questo sistema viene normalmente detto Battery Monitoring System (BMS). In caso di temperature eccessivamente alte o basse, o tensioni eccessivamente alte o basse, il BMS generalmente è in grado di interrompere l’esecuzione del processo di carica e scarica in corso e/o di inviare segnalazioni sul funzionamento della batteria ad un altro apparato connesso. Esistono numerose tecnologie di accumulatori che si differenziano per le caratteristiche costruttive, per le coppie di elettrodi e per il tipo di elettrolita utilizzati. Le principali si dividono in quattro categorie: gli accumulatori con elettrolita acquoso (batteria piombo-acido, nichel-cadmio, nichel-idruro di metallo); accumulatori a circolazione di elettrolita; accumulatori ad alta temperatura (batteria sodiozolfo, sodio-cloruro di nichel); accumulatori litio-ioni. I sistemi elettrochimici, grazie alla grandissima versatilità di impiego e modularità, che permettono all’occorrenza di modificarne la configurazione, le prestazioni (cambiando la combinazione degli elementi in serie e in parallelo) o addirittura il sito di installazione, rendono possibile far fronte alle molteplici esigenze degli utilizzatori ed alle complesse necessità del sistema elettrico. Per questo vengono usati in moltissime applicazioni, come l’elettronica portatile (applicazioni di piccola energia), l’avviamento dei motori a combustione interna, la propulsione di veicoli, l’alimentazione di riserva, l’alimentazione di emergenza di carichi privilegiati, l’alimentazione di sistemi isolati dalla rete (applicazioni di grande 54

energia). Inoltre, si prestano molto bene alle applicazioni ibride, che richiedono autonomie dell’ordine dell’ora e la capacità di erogare picchi di potenza. L’impiego a supporto del sistema elettrico, tuttavia, rappresenta ad oggi una percentuale piuttosto limitata della totale potenza installata. Attualmente la batteria più utilizzata nelle reti elettriche è quella a sodio-zolfo. Le proprietà più importanti dei sistemi di accumulo elettrochimico, che si presentano variabili da una tipologia all’altra, sono l’elevato rapporto tra la potenza offerta e l’energia immagazzinata, l’alta densità energetica e i tempi di risposta rapidi. Lo svantaggio principale è rappresentato dal costo elevato. Altri aspetti negativi sono la progressiva riduzione della vita utile della batteria, che si verifica all’aumentare del numero di cicli di carica/scarica a cui viene sottoposta, ed il fenomeno dell’autoscarica, che comporta una graduale riduzione della carica erogabile da una batteria inattiva.

Tale fenomeno si accentua sensibilmente al crescere della temperatura.

I supercondensatori sono composti da due elettrodi, un separatore ed un elettrolita e permettono l’accumulo di una certa quantità di carica elettrica, che dipende dalla superficie dell’interfaccia elettrodo-elettrolita. Si caratterizzano per la maggiore semplicità e reversibilità dell’immagazzinamento dell’energia rispetto alle batterie convenzionali, per la longevità, per l’elevata densità di potenza e per la capacità di fornire grandi potenze in tempi molto brevi, cosa che li rende particolarmente indicati per la fornitura di determinati servizi ausiliari alla rete. L’unico limite di questa tecnologia è legata alla quantità contenuta di carica accumulabile.

- Per l’immagazzinamento dell’energia, l’accumulo elettromagnetico si serve del campo magnetico generato dal flusso di corrente attraverso una bobina, costituita da materiale superconduttore. Un sistema di refrigerazione criogenica assicura il raffreddamento necessario a rendere la bobina superconduttrice. Una volta carica, la corrente non decresce e l’energia magnetica può essere immagazzinata per lungo tempo. L’efficienza è elevatissima, aggirandosi intorno al 95%, ma tale tecnologia è penalizzata dagli elevati costi dovuti alla refrigerazione spinta e all’acquisto del pregiato materiale superconduttore. Altri vantaggi sono i tempi di risposta molto brevi e l’elevata affidabilità legata all’assenza di parti in movimento. Gli SMES si prestano bene alla fornitura di servizi indispensabili alla stabilità delle reti di trasmissione o di distribuzione.

- L’accumulo di energia termica rappresenta una delle metodologie di stoccaggio dell’energia più tradizionali e semplici da attuare. Generalmente l’accumulo avviene attraverso il riscaldamento o il raffreddamento di un corpo solido o liquido. La capacità di una sostanza di immagazzinare energia termica è espressa dal suo calore specifico ed aumenta nel caso in cui questa sia interessata da un passaggio di stato, per il contributo aggiuntivo del calore latente. Le varie tipologie di accumulo termico vengono solitamente suddivise in tre categorie (bassa, media, alta), a seconda della massima temperatura raggiunta. L’esempio più avanzato di stoccaggio dell’energia termica è presente negli impianti solari termodinamici.

- L’accumulo chimico avviene attraverso lo svolgimento di reazioni chimiche reversibili che permettono la conversione dell’energia elettrica e termica in energia chimica di diverse sostanze, come l’idrogeno e i biocombustibili, che possono essere trasportati per lunghe distanze e stoccati per lunghi periodi, praticamente senza perdite. L’idrogeno, in particolare, può essere ottenuto da varie fonti (combustibili fossili, acqua, biomasse), con molteplici processi (reforming, elettrolisi, processi fotobiologici), e si presume possa costituire in futuro uno dei principali vettori energetici.

Tuttavia, la competitività economica dell’accumulo chimico è ancora da dimostrare con certezza e 55

solo alcuni dei suddetti processi hanno raggiunto una piena maturazione e diffusione a livello commerciale.

Tabella II.1 – Confronto tra i diversi sistemi di accumulo Tecnologia

Costo $/kW

Efficienza %

Numero di cicli possibili

Tempo di risposta

Pompaggio d’acqua

1.500-2.700

80-82

∞

da secondi a minuti

CAES

960-2.150

60-70

∞

da secondi a minuti

Volani

1.950-2.200

85-87

>100.000

istantaneo

Batteria Piomboacido

950-5.800

75-90

2.200-100.000

millisecondi

Batteria Litio-ione

1.000-4.100

87-94

4.500-100.000

millisecondi

Batteria Sodio-Zolfo

3.100-4.000

75

4.500

millisecondi

Supercondensatori

N.D.

90-94

∞

millisecondi

SMES

N.D.

95

∞

istantaneo

Tabella II.2 – Confronto tra le densità di energia delle varie modalità di accumulo Metodo di accumulo

Tipo di accumulo

Densità di energia kWh/m3

Accumulo di energia meccanica

Energia potenziale

1

Energia cinetica in volani

10

Energia in campi elettrici

10

Energia in campi elettromagnetici

10

Sistemi di accumulo elettrochimico

Batteria Piombo-acido

100

Batteria Litio-ione

500

Accumulo di energia termica

Calore sensibile in acqua

115

Calore latente in cambiamenti di fase

636

Idrogeno liquido

2400

Benzina

8500

Accumulo di energia elettrica

Accumulo di energia chimica

56

Capitolo III III.1 L’edificio come microsistema energetico sostenibile L’esigenza di utilizzare in maniera sostenibile le risorse energetiche e naturali costituisce oggi una delle tematiche più importanti che i Paesi industrializzati si trovano ad affrontare. Tali riflessioni non possono non coinvolgere anche il mondo dell’edilizia, dal momento che in Europa gli edifici sono responsabili del 40% della domanda di energia primaria (27% edifici residenziali; 13% edifici commerciali, uffici, ecc.), del 60% del consumo totale di energia elettrica e, a causa della loro dipendenza dalle fonti fossili, contribuiscono per circa il 36% alle emissioni globali di CO 2 in atmosfera. Per di più, le previsioni di crescita degli agglomerati urbani suggeriscono che l’impatto dell’edilizia sui consumi energetici e sull’ambiente sia destinato ad aumentare nei prossimi decenni.

La maggior parte del fabbisogno energetico negli edifici è imputabile al condizionamento degli ambienti (riscaldamento e raffrescamento, 75,7%), seguito dal consumo elettrico per l’illuminazione e l’alimentazione delle varie apparecchiature (12,4%) e da quello relativo alla produzione di acqua calda sanitaria (11,9%). Anche in Tunisia l’incidenza degli edifici si presenta abbastanza importante, essendo pari al 26% della domanda di energia primaria (17% edifici residenziali; 9% altri edifici) e al 58% del consumo totale di energia elettrica.

Per tutti questi motivi, l’Unione Europea considera il settore dell’edilizia di importanza strategica per il raggiungimento degli ambiziosi target fissati da qui al 2050 e proprio a quest’ambito ha dedicato diverse Direttive, con lo scopo di promuovere l’efficienza energetica e la sostenibilità ambientale degli edifici. Il passaggio da un’edilizia inefficiente ad una edilizia sostenibile costituisce uno stimolo ad un impiego migliore delle risorse disponibili e comporta una serie di vantaggi, come il contenimento dei consumi e il risparmio nella bolletta energetica a carico degli utenti, la riduzione delle emissioni di gas climalteranti e dell’impatto sull’ambiente, la riduzione della dipendenza energetica dall’estero, la valorizzazione del mercato immobiliare. La progettazione di un edificio sostenibile richiede un approccio scientifico e tecnologico integrato, che tenga conto non soltanto dei tradizionali criteri di funzionalità, di contenimento dei costi e del risultato estetico, ma anche della sua collocazione, delle condizioni ambientali e climatiche locali, della salute e del benessere degli occupanti, avendo come obiettivo di base la minimizzazione del suo consumo di energia e il soddisfacimento di elevati requisiti prestazionali. Oltre alla compatibilità ambientale, un’altra caratteristica essenziale perché un fabbricato possa essere definito “sostenibile” è l’integrazione delle energie rinnovabili all’interno del progetto. Un forte impulso allo sviluppo e alla diffusione di questa nuova tipologia di edilizia, caratterizzata da un’elevata efficienza energetica e da una sostenibilità a lungo termine, è stato dato dall’entrata in vigore della Direttiva 2010/31/UE (EPBD recast), che ha introdotto il concetto innovativo di «edificio a energia quasi zero» (NZEB, o Nearly Zero Energy Building) e l’obbligo per tutti gli immobili realizzati dopo il 31 dicembre 2020 di raggiungere tale standard. Il termine è invece anticipato al 31 dicembre 2018 per quegli immobili di nuova costruzione occupati da enti pubblici o di proprietà di quest’ultimi.

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III.2 Gli edifici a energia quasi zero La Direttiva EPBD recast del 2010 descrive genericamente gli NZEB come degli edifici caratterizzati da consumi energetici estremamente ridotti (Low Energy Building) e tali da poter essere soddisfatti mediante l’impiego di tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili, senza entrare volutamente nel dettaglio e lasciando ampi margini di interpretazione agli Stati membri. Per poter raggiungere lo standard NZEB occorre far convergere tre strategie: - il risparmio energetico ottenibile attraverso un’accurata progettazione dell’involucro; - l’efficienza energetica degli impianti; - la produzione di energia da fonti rinnovabili.

Per prima cosa, è necessario conseguire un abbattimento drastico del fabbisogno globale dell’edificio, grazie all’adozione di soluzioni progettuali attente alle condizioni climatiche, microclimatiche e geografiche del sito e ad una scelta appropriata della forma, dell’orientamento e dell’isolamento dell’involucro edilizio. Dopo aver messo in atto tutte le misure passive, bisogna dotare l’edificio di impianti ad elevato rendimento (pompe di calore, impianti di cogenerazione, celle a combustibile, corpi illuminanti ed elettrodomestici a basso consumo energetico, ecc.), che siano comunque compatibili con un costo di costruzione non elevato e la cui corretta integrazione con l’involucro consente di contenere ulteriormente il fabbisogno di energia. La pompa di calore, in particolare, rappresenta la tecnologia su cui bisogna puntare maggiormente per il riscaldamento e il raffrescamento degli ambienti di un edificio NZEB, per via delle elevate prestazioni che è capace di offrire. Tra tutte le strategie ipotizzabili per la riduzione dei consumi dell’edificio, una fondamentale e “a costo zero” è la modifica dello stile di vita dei residenti/utenti che, grazie ad una maggiore consapevolezza nella gestione delle risorse energetiche, possono evitare inutili sprechi e partecipare attivamente al raggiungimento dell’obiettivo NZEB.

Figura III.1 – Fasi da seguire nella progettazione di un edificio a energia quasi zero, in ordine di priorità

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Una volta apportati tutti i possibili interventi atti ad accrescere l’efficienza energetica e minimizzare il ruolo della componente attiva del sistema edilizio, la domanda di energia rimanente dovrà essere soddisfatta, totalmente o quasi, mediante l’impiego di sistemi di produzione alimentati da fonti rinnovabili, permettendo così all’immobile di conseguire l’autosufficienza energetica. La riduzione del fabbisogno energetico dell’edificio, ottenuta attraverso le prime due strategie (risparmio ed efficienza), agevola il ricorso alle tecnologie rinnovabili per la copertura della domanda di energia residua, in quanto consente di limitarne la taglia, l’estensione e dunque il costo. Le risorse rinnovabili adoperabili in edilizia sono il sole (fotovoltaico, solare termico), il vento (eolico), il terreno (geotermico), le biomasse ed in rari casi l’acqua (idroelettrico a basso impatto). Quella più diffusamente disponibile e quindi più utilizzata è il sole. Le fonti energetiche convenzionali possono svolgere una funzione integrativa, a patto che il loro eventuale consumo sia limitato e venga bilanciato da una quantità pressoché uguale di energia generata a partire dalle fonti rinnovabili.

Tabella III.1 – Differenze tra un edifico attuale ed un edificio del futuro Edificio attuale

NZEB

Involucro edilizio

concepito senza tenere conto degli effetti sui consumi energetici

concepito avendo come scopo la minimizzazione del fabbisogno energetico

Impianti di riscaldamento, condizionamento e ventilazione (HVAC)

impianti grandi e sovradimensionati

impianti di piccola taglia, integrati con sistemi solari, di cogenerazione, teleriscaldamento, teleraffrescamento, accumulo

Impianti a fonti rinnovabili

nessuna integrazione sistematica con l’edificio

integrazione completa e sistematica con l’edificio

non utilizzati

sistemi di controllo per l’ottimizzazione del comfort e delle performance energetiche, per la previsione della domanda, per la riduzione del carico di picco

generalmente non presi in considerazione insieme

studiati contemporaneamente mediante un processo integrato che permette di ottimizzare ciascun sottosistema

Sistemi di automazione

Progettazione e funzionamento dell’edificio

La Direttiva, comunque, non mira a coinvolgere soltanto le nuove costruzioni, ma lo standard NZEB viene richiesto anche agli edifici esistenti, in caso di riqualificazione energetica dell’intero 59

immobile o di ristrutturazioni significative. Una ristrutturazione viene considerata importante quando, oltre ad essere finalizzata al conferimento di una superiore qualità prestazionale della costruzione, interessa più del 25% della superficie del suo involucro o possiede un costo complessivo superiore al 25% del valore totale dell’immobile. L’ambito della nuova edificazione risulta fondamentale in un’ottica a lungo termine, ma nell’immediato è l’adeguamento ai nuovi standard del patrimonio attuale a rappresentare la sfida più rilevante e impegnativa.

Figura III.2 – Tipologie di interventi che richiedono il raggiungimento del requisito NZEB

Ad ogni modo, tale processo non è esente da ostacoli, che potrebbero causare un rallentamento nella diffusione degli edifici a energia quasi zero. Tra questi, i principali sono: 

Riluttanza da parte di architetti ed ingegneri ad abbandonare le tradizionali modalità di progettare e costruire;



Maggiore complessità nella realizzazione di componenti altamente efficienti;



Difficoltà nell’integrazione delle tecnologie rinnovabili in strutture di piccole dimensioni;



Opinione diffusa riguardo alle tecnologie rinnovabili, percepite come costose e inaffidabili;



Costo di investimento più elevato per la costruzione di un edificio NZEB;



Mancanza di un numero significativo di clienti disposti a provare nuovi progetti e nuove tecnologie.

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III.2.1 Tipologie di NZEB Attualmente non esiste una definizione di NZEB precisa e condivisa a livello internazionale, per cui la questione è ancora oggetto di un acceso dibattito scientifico. Le diverse concezioni di edificio NZEB si differenziano per alcuni aspetti come:  l’unità di misura per il bilancio. Il bilancio può essere calcolato assumendo come grandezza di riferimento l’energia primaria, le emissioni di CO2, l’energia finale, l’exergia o i costi. I vari approcci presentano dei limiti e delle problematiche di valutazione differenti. Per esempio, scegliendo l’energia primaria come parametro da vincolare al bilancio degli NZEB, nasce la necessità di definire adeguati fattori di conversione dell’energia13, per tenere conto della filiera a monte di ciascun vettore energetico e potere così differenziare un kWh elettrico da un kWh termico o da un kWh di gas naturale. L’unità di misura preferita dalla EPBD 2010/31/UE per il bilancio è proprio l’energia primaria.  i tipi di consumo energetico da conteggiare. Il consumo energetico negli edifici viene calcolato solitamente considerando la climatizzazione invernale, la climatizzazione estiva, la ventilazione, la produzione di acqua calda sanitaria, l’illuminazione. Tuttavia, per una valutazione più completa, potrebbero essere incluse anche altre tipologie di consumo dipendenti dal comportamento degli utenti, come gli usi elettrici non comuni (elettrodomestici, strumenti elettronici, ecc.) o i consumi per la cottura dei cibi. Alcuni autori ritengono sia opportuno considerare l’energia incorporata (Embodied Energy), ossia l’energia contenuta e consumata per la produzione, il trasporto, la messa in opera, la manutenzione e la dismissione dei materiali e dei componenti del sistema involucroimpianti, durante l’intero ciclo di vita dell’edificio.  la risoluzione temporale adottata nella stesura dei bilanci. Il periodo di tempo osservato nella valutazione dell’effettivo raggiungimento dello standard NZEB è variabile, infatti il calcolo si può estendere all’intero ciclo di vita dell’edificio o alla fase d’uso dell’edificio (solitamente ritenuta pari a 50 anni), oppure può basarsi sui dati rilevati su scala annuale, stagionale o mensile. Nella letteratura esistente, l’approccio fondato sull’arco di tempo di un anno risulta essere il preferito.  i confini del sistema analizzato. I confini del sistema fissati per operare il bilancio delle energie possono essere ristretti all’impronta dell’edificio (footprint), oppure al sito di progetto (on-site), oppure essere estesi alla fonte di approvvigionamento (off-site). In pratica, il problema riguarda il luogo di produzione delle risorse rinnovabili (per esempio la biomassa) o la provenienza dall’esterno dell’energia generata da eventuali centrali alimentate da fonti rinnovabili (fotovoltaico, eolico, idroelettrico), presenti nelle vicinanze 13

Il fattore di conversione in energia primaria è un rapporto adimensionale che esprime la quantità di energia primaria impiegata per produrre un’unità di energia fornita, per un dato vettore energetico. Esso tiene conto dell’energia necessaria per l’estrazione, il processamento, lo stoccaggio, il trasporto e, nel caso dell’energia elettrica, del rendimento medio del sistema di generazione e delle perdite medie di trasmissione del sistema elettrico nazionale; nel caso del teleriscaldamento, delle perdite medie di distribuzione della rete.

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ma non direttamente appartenenti all’edificio. Si discute inoltre sull’opportunità di creare un sistema di scambio di energia “verde” certificata o un sistema di crediti di emissioni, delle misure premiali o delle penalità da attribuire alle varie soluzioni.  la relazione tra l’edificio e la rete. Gli edifici NZEB possono essere allacciati alla rete (ongrid o grid-tied) o essere indipendenti dall’infrastruttura energetica (off-grid). In quest’ultimo caso, l’edificio si dice autonomo e richiede l’utilizzo di sistemi di stoccaggio dell’energia elettrica e dell’energia termica per far fronte ai periodi con carichi di picco. A causa dell’incostanza e dell’aleatorietà delle fonti rinnovabili, della necessità di sovradimensionare gli impianti di produzione per la copertura del fabbisogno dell’edificio, dei limiti tecnici ed economici dei sistemi di accumulo e dello spreco derivante dall’impossibilità di cedere alla rete l’energia prodotta in eccesso, la realizzazione di edifici NZEB non connessi alla rete risulta svantaggiosa e alquanto complessa, se non è motivata da ragioni particolari. Al contrario, la soluzione on-grid consente all’edificio di immettere in rete l’energia in surplus e di prelevarla durante i periodi di picco nei consumi o di deficit nella produzione da fonti rinnovabili. In questo caso, la rete dovrà essere capace di gestire e bilanciare tali flussi di energia.

Il concetto di edificio a energia quasi zero può quindi essere sviluppato in vari modi, a seconda delle intenzioni dell’investitore, dei costi da sostenere e delle strategie adottate per l’ottenimento di un bilancio energetico nullo o quasi nullo. Questo ha portato gli studiosi ad individuare essenzialmente quattro distinte tipologie di edificio NZEB, classificabili nel seguente modo:  Net (o Nearly) Zero Site Energy Building Edificio che, mediante le risorse rinnovabili presenti sul sito, produce tanta energia quanta è necessaria in un anno, assumendo come confini del sistema l’edificio stesso. Questa soluzione ha come vantaggi quello di favorire la progettazione di immobili altamente efficienti e di consentire una facile verifica del bilancio, attraverso un contatore installato presso l’edificio. Tuttavia, essa non permette di fare distinzione tra i diversi vettori energetici o di tenere conto delle inefficienze della filiera a monte di ciascun vettore.

Figura III.3 – Rappresentazione schematica di un Net Zero Site Energy Building

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 Net (o Nearly) Zero Source Energy Building Edificio che produce tanta energia quanta è necessaria in un anno, assumendo come confini del sistema la fonte di produzione di energia. Il calcolo del bilancio complessivo viene effettuato in termini di energia primaria, per cui tutti i flussi energetici in ingresso e in uscita dal sistema devono essere moltiplicati per i rispettivi fattori di conversione. Ciò implica che la quantità di energia prodotta da questo genere di edifici deve essere maggiore, poiché deve compensare anche le perdite avutesi durante la generazione e il trasferimento dell’energia, dalla fonte al consumatore finale. Questa soluzione fornisce una rappresentazione più accurata dell’impatto totale dell’edificio sul sistema energetico, ma è penalizzata dalla necessità di reperire i valori dei fattori di conversione per ciascun vettore energetico e dall’errore commesso nel considerare tali fattori costanti nel tempo. D’altro canto, un’analisi più realistica che tenga conto della variabilità di queste grandezze risulterebbe eccessivamente complessa. Questa interpretazione di edificio NZEB corrisponde a quella fornita dalla Direttiva europea.

Figura III.4 – Rappresentazione schematica di un Net Zero Source Energy Building

 Net (o Nearly) Zero Energy Emissions Building Edificio nel quale si realizza il bilancio tra le emissioni provocate dal consumo di fonti tradizionali e le emissioni evitate grazie alla produzione di energia da fonti rinnovabili avutasi presso l’edifico stesso. Pertanto, se un edificio impiega energia generata sfruttando fonti a emissioni zero (idroelettrica, nucleare, eolico, biomassa), esso non avrà bisogno di produrre energia a partire da fonti rinnovabili on-site. Al contrario, se l’edificio, come spesso accade, si serve di risorse che comportano il rilascio di gas serra (ad es. gas naturale), 63

esso dovrà produrre da FER ed esportare in rete una quantità di energia sufficiente a compensare le emissioni causate. Di conseguenza, si può affermare che con questo approccio il raggiungimento dello standard NZEB è fortemente influenzato dal mix di generazione dell’energia elettrica utilizzato da un determinato Paese o da una determinata regione. Questa soluzione ha il vantaggio di favorire lo sviluppo di modelli sostenibili dal punto di vista ambientale, ma è penalizzata, come nel caso precedente, dalla difficoltà di reperire dei valori adeguati dei fattori di emissione14, da usare nel calcolo del bilancio.

Figura III.5 – Rappresentazione schematica di un Net Zero Energy Emissions Building

 Net (o Nearly) Zero Energy Costs Building Edificio nel quale si realizza il bilancio tra i costi sostenuti per l’acquisto delle risorse energetiche (compresi i relativi oneri) e il ricavato della vendita in rete dell’energia elettrica prodotta presso l’edifico stesso. Con questo approccio gli utenti sono maggiormente incentivati a migliorare l’efficienza e a mantenere un comportamento virtuoso dal punto di vista energetico. Inoltre, il raggiungimento dell’obiettivo NZEB può essere facilmente verificato consultando la bolletta energetica. Questa soluzione progettuale, però, si fonda su previsioni di mercato che negli anni potrebbero anche rivelarsi errate e presenta il grosso limite di dipendere fortemente dai prezzi dell’energia, in genere molto variabili. Per esempio, nel caso di un aumento dei prezzi non previsto, potrebbe accadere che un edificio inizialmente contraddistinto da un bilancio nullo non riesca più a raggiungere lo standard Costs ZEB negli anni successivi.

14

Il fattore di emissione è una grandezza, espressa in t CO2/t, t CO2/TJ, t CO2/Sm3, t CO2/tep o in t CO2/MWh, che indica quante tonnellate di CO2 vengono liberate dalla combustione completa di una quantità unitaria di combustibile o per la produzione di una quantità unitaria di energia elettrica.

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Figura III.6 – Rappresentazione schematica di un Net Zero Energy Costs Building

Tabella III.2 – Vantaggi e svantaggi delle diverse tipologie di NZEB Aspetti positivi

Aspetti negativi

- Facile da applicare; - Verificabile attraverso provvedimenti on-site; - Agenti esterni non influiscono sulle prestazioni; - Incoraggia misure di progettazione energetica efficiente;

- Non vengono considerati tutti i costi della rete; - Non è in grado di paragonare risorse energetiche diverse; - Non tiene conto delle differenze tra le emissioni dei diversi tipi di combustibile;

Source ZEB

- Permette di equiparare il valore energetico dei diversi tipi di combustibile utilizzati nel sito; - Modello migliore per l’impatto sul sistema energetico nazionale;

- Non tiene conto delle differenze tra le emissioni dei diversi tipi di combustibile; - Non tiene conto delle variazioni regionali o giornaliere dei rendimenti di produzione dell’energia elettrica; - Confini di calcolo troppo ampi; - Necessita di appropriati fattori di conversione in energia primaria;

Emissions ZEB

- Modello migliore per un’energia verde; - Tiene conto delle differenze tra le emissioni dei diversi tipi di combustibili;

- Necessita di appropriati fattori di emissione;

Costs ZEB

- Facile da implementare e misurare; - Consente il controllo della domandarisposta; - Verificabile dalle bollette;

- Non è chiaro come l’utente possa ottenere i ricavi della vendita di energia alla rete; - Tariffe energetiche precarie rendono difficile il calcolo nel tempo;

Site ZEB

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Ciascuna tipologia di edificio NZEB richiede strategie progettuali differenti e, come mostrato dalla Tabella III.2, presenta vantaggi e limiti specifici. Il denominatore comune tra tutte le possibili definizioni è l’equilibrio tra i flussi energetici in ingresso all’edificio (delivered energy) e i flussi energetici in uscita dall’edificio (exported energy), ovvero:

đ?‘’đ?‘– ∙ đ?‘¤đ?‘’,đ?‘– − đ?‘‘đ?‘– ∙ đ?‘¤đ?‘‘,đ?‘– = đ??¸ − đ??ˇ ≅ 0 dove i si riferisce all’i-esimo vettore energetico, ei esprime l’energia esportata relativa all’i-esimo vettore energetico, di l’energia importata relativa all’i-esimo vettore energetico, we,i e wd,i indicano i rispettivi fattori di conversione per l’i-esimo vettore energetico, E è la totale energia esportata pesata e D è la totale energia importata pesata. Il termine “nearlyâ€?, utilizzato nella Direttiva europea e presente in molte pubblicazioni scientifiche, fa riferimento al fatto che questo saldo può risultare leggermente negativo, il che è accettabile in tutti quei casi in cui il raggiungimento di un saldo netto esattamente pari a zero si riveli non ottimale dal punto di vista economico. Alcuni progetti sperimentali, invece, hanno dimostrato che in taluni casi non solo è possibile conseguire l’obiettivo ZEB, ma addirittura è possibile superarlo, producendo presso l’immobile piĂš energia di quanto ne venga consumata. Un edificio di questo tipo è comunemente denominato Plus Energy Building (PEB) o Energy Positive House.

Figura III.7 – Schema dei flussi energetici coinvolti nel funzionamento di un edificio NZEB

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III.3 L’approvvigionamento energetico degli NZEB Come è stato osservato in precedenza, lo sfruttamento delle fonti rinnovabili costituisce l’ultimo passo verso la realizzazione di un “Nearly Zero Energy Building”. La prima fase, infatti, deve necessariamente essere rivolta al ridimensionamento del fabbisogno energetico, poiché, se così non fosse, il soddisfacimento mediante la produzione da FER della domanda di un edificio particolarmente energivoro e l’ottenimento di un bilancio quasi zero risulterebbero impossibili o alquanto dispendiosi da realizzare. Difatti, la disponibilità di risorse rinnovabili nel sito dell’edificio o nelle sue vicinanze è in genere limitata, così come ristretti sono gli spazi utilizzabili.

A seconda della sua origine, l’energia rinnovabile impiegata per alimentare i consumi di un edificio NZEB si può suddividere in energia rinnovabile on-site e in energia rinnovabile off-site. La prima categoria comprende: - l’energia solare captata entro il confine del sistema da pannelli fotovoltaici e convertita in energia elettrica; - l’energia solare captata entro il confine del sistema da collettori solari termici e trasformata in energia termica utile; - l’energia meccanica prelevata e trasformata in energia elettrica da microgeneratori eolici installati entro il confine del sistema; - l’energia prelevata entro il confine del sistema da fonte aerotermica, geotermica, idrotermica, utilizzata direttamente oppure riqualificata mediante pompa di calore in energia a più elevata entalpia.

Alla seconda categoria appartiene, invece, l’energia rinnovabile che viene prodotta al di fuori del perimetro dell’edificio e che necessita di essere trasportata fino al sito di consumo, attraverso le infrastrutture energetiche. Tale energia può essere utilizzata direttamente (energia elettrica) o convertita in un’altra forma, mediante gli impianti di generazione (biomassa). La necessità di ricorrere a risorse off-site nasce dal fatto che non sempre la generazione di energia da FER è attuabile in loco, a causa della mancanza di spazio sufficiente, del contesto climatico di quel determinato luogo o per motivi legati alla tipologia e alla destinazione d’uso dell’edificio. Tra le fonti rinnovabili disponibili on-site, viene poi fatta un’ulteriore distinzione tra quelle reperibili dentro l’impronta dell’edificio e quelle reperibili all’interno dell’area adiacente all’edificio e di proprietà dello stesso. Mentre per quanto riguarda le fonti rinnovabili disponibili off-site, si distingue tra quelle che vengono prelevate e sfruttate al di fuori del sito e quelle che provengono sì dall’esterno, ma vengono utilizzate all’interno del sito.

Dal confronto fra le diverse opzioni di fornitura dell’energia rinnovabile, basato su criteri riguardanti l’impatto ambientale, l’efficienza energetica, la disponibilità delle fonti, le perdite nei processi di conversione e trasporto dell’energia, è possibile stabilire una sorta di gerarchia tra le varie risorse, passando dagli impieghi più auspicabili a quelli meno preferibili (Tabella III.3 e Figura III.8). Tale classifica privilegia le tecnologie rinnovabili integrate nell’involucro edilizio, vale a dire i pannelli fotovoltaici, i collettori solari e le turbine mini-eoliche collocati sulle coperture. Dopo questa prima opzione, al secondo posto vi sono gli impianti fotovoltaici ed eolici realizzabili nell’area di progetto. Gli impianti di cogenerazione, le celle a combustibile e le 67

microturbine non sono considerate tecnologie per la produzione di energia on-site, poiché generano energia termica ed elettrica servendosi di combustibili fossili.

Tabella III.3 – Gerarchia tra le diverse modalità di approvvigionamento di un edificio NZEB N°

Opzioni di fornitura

Esempi

0

Ridurre il consumo energetico attraverso l’adozione di tecnologie ad alta efficienza

Illuminazione naturale, sistemi HVAC efficienti, ventilazione naturale, raffrescamento evaporativo

Risorse disponibili on-site

1

Utilizzo di risorse rinnovabili disponibili nell’impronta dell’edificio

Pannelli fotovoltaici, collettori solari e turbine eoliche collocate sull’edificio

2

Utilizzo di risorse rinnovabili disponibili entro i confini dell’edificio

Pannelli fotovoltaici, collettori solari, turbine eoliche e idroelettrico a basso impatto collocate sul sito ma non sull’edificio

Risorse disponibili off-site

3

Utilizzo di risorse rinnovabili disponibili fuori dal sito per produrre energia sul sito

Biomassa, pellet, etanolo, biodiesel, prodotti di scarto che possono essere importati nel sito per produrre energia elettrica o termica

4

Acquisto di energia rinnovabile generata fuori dal sito

Campi fotovoltaici, campi eolici, idroelettrico, crediti di emissioni o acquisto di energia “verde” certificata

Chiaramente, ottenere uno NZEB che si approvvigioni di energia prodotta in loco è più significativo. L’uso di un campo vicino, ad esempio, non è così favorevole come un tetto, in quanto la superficie esterna all’impronta del fabbricato in futuro potrebbe subire modifiche o essere edificata, non potendo pertanto garantire la fornitura a lungo termine. La produzione effettuata all’interno del “building footprint” è l’unica che può garantire l’approvvigionamento per tutta la durata di vita della costruzione. Tuttavia, qualora lo sfruttamento di risorse on-site non sia fattibile, al fine di raggiungere ugualmente un consumo netto pari a zero, l’edificio deve rifornirsi di energia rinnovabile off-site. Molti studi addirittura mettono in discussione la priorità di generare l’energia in situ, promuovendo la produzione in impianti centralizzati di grandi dimensioni (campi fotovoltaici ed eolici), i quali sono caratterizzati da un rendimento più elevato e da un minor rischio di mettere in crisi la rete, rispetto alla microgenerazione diffusa. Questa soluzione, però, comporta maggiori perdite lungo le linee di trasmissione e distribuzione e risolleva il problema del consumo di suolo, 68

che invece l’integrazione degli impianti nell’edificio mira a risolvere. D’altra parte, con un edificio che acquista dalla rete tutta la sua energia, gli utenti potrebbero essere presumibilmente poco incentivati a ridurre i carichi e a migliorare l’efficienza energetica, il che non soddisferebbe a pieno i requisiti di uno NZEB.

Figura III.8 – Classificazione delle varie forme di approvvigionamento

Lo sfruttamento delle risorse rinnovabili on-site consente agli utenti finali di produrre localmente l’energia necessaria a coprire in toto o in parte il loro fabbisogno. In tal modo, il consumatore diviene anche il produttore di quella energia, cioè diventa un prosumer. L’autoconsumo diretto dell’energia rinnovabile on-site, ossia l’utilizzo di quest’ultima nel medesimo luogo della sua generazione, offre numerosi vantaggi dal punto di vista tecnico, economico ed ambientale, quali una maggiore affidabilità nell’approvvigionamento; una maggior tutela nei confronti delle interruzioni della fornitura dalla rete; una riduzione considerevole della dipendenza energetica dell’edificio da fonti esterne; un abbattimento drastico del carico che grava sull’infrastruttura elettrica, con conseguente diminuzione dei picchi e delle congestioni di rete dovuti al settore edilizio; la possibilità per l’utente di difendersi dalla volatilità dei prezzi del mercato energetico, che si traduce in un risparmio notevole nella bolletta. Inoltre, il fatto che l’energia elettrica venga generata e consumata nello stesso sito consente di evitare tutte le perdite e gli sprechi dovuti al passaggio 69

attraverso le linee della rete, il che va a favore dell’efficienza dell’intero sistema energetico e si traduce in una riduzione significativa delle emissioni di gas serra.

Lo svantaggio principale degli impianti alimentati da fonti rinnovabili on-site è rappresentato dal costo specifico ancora abbastanza elevato, sebbene si sia ridotto moltissimo nel corso dell’ultimo decennio. Tuttavia, una volta affrontata la spesa, il ritorno dell’investimento è agevolato dai bassi costi operativi ed ancor più dalla possibilità di cedere alla rete gli eventuali surplus di energia elettrica, in cambio di un corrispettivo. Per tutte le ragioni evidenziate, l’autoconsumo costituisce il miglior modo di valorizzare l’energia prodotta in loco, per cui sarebbe conveniente incentivarlo.

Malgrado ciò, ad oggi la pratica di autoconsumare l’energia prodotta sul posto non è ancora ben regolamentata in molti Paesi europei, tra i quali l’Italia, ed esistono una serie di barriere normative ed economiche che ne impediscono la diffusione e lo sviluppo.

L’autoconsumo, comunque, si può realizzare solo nel caso in cui il profilo orario di consumo si sovrappone temporalmente ad almeno una parte del profilo orario di produzione, ma la domanda di un edificio molto spesso non è in sincronia con la generazione di energia da fonti rinnovabili (sole e vento), che per loro natura sono intermittenti e dipendenti da fattori climatico-ambientali imprevedibili e aleatori. Questa mancanza di simultaneità tra la produzione e il consumo, che prende il nome di «mismatch» (Figura III.9), costituisce un limite, in quanto l’edificio è costretto a esportare l’energia verso la rete, nei periodi in cui la produzione è maggiore del fabbisogno, e a prelevarla in seguito, quando la produzione è carente ed è la domanda a prevalere, impedendo all’utente di beneficiare a pieno dei vantaggi derivanti dalla generazione on-site. A causa del mismatch, infatti, la frazione di energia autoconsumata generalmente non arriva a superare il 30% della domanda complessiva. L’idea di poter cedere alla rete l’energia in eccesso presuppone inoltre che questa sia in grado di assorbirla in qualsiasi momento, per soddisfare dei consumi Figura III.9 – Esempio di mismatch altrove. In realtà, in uno scenario caratterizzato da un’elevata presenza di edifici NZEB, l’immissione di energia da parte di tante produzioni puntuali diffuse sul territorio rischierebbe di compromettere la stabilità della rete elettrica, poiché non sempre ad un picco della generazione da rinnovabile corrisponde un picco dei consumi. Dunque, per rendere minimo l’impatto degli NZEB sulla rete occorre massimizzare l’autoconsumo e questo si può realizzare mettendo in atto due strategie: 

Modificare il profilo di carico attraverso una gestione attenta della domanda;



Immagazzinare l’energia in eccesso mediante l’utilizzo di sistemi di accumulo.

La prima strategia, comunemente detta «Demand Response» (DR), consiste in una gestione intelligente della domanda di energia, che consente all’utente di rimandare i propri consumi in orari in cui la generazione on-site è maggiore e di adattare il più possibile il profilo di carico al profilo di produzione. La seconda strategia, che prevede il ricorso ad un sistema di accumulo, permette di stoccare buona parte dell’energia in eccesso e di rimetterla a disposizione in quelle ore della giornata caratterizzate da un deficit nella produzione. In tal modo, è possibile innalzare la percentuale di energia autoconsumata fino al 70% o poco più. In ogni caso, il 100% non può mai essere raggiunto per due motivi: le inevitabili perdite connesse ai processi di carica e scarica; la 70

contenuta capacità di accumulo, che costringe a cedere l’energia alla rete quando la batteria è già totalmente carica. Da questo punto di vista, il ricorso al demand response risulta fondamentale per un uso ottimale del sistema di accumulo, ottenuto grazie alla riduzione del numero di flussi di energia verso e dalla batteria e alla minimizzazione delle relative perdite.

Nelle Figure seguenti viene fatto un confronto tra un sistema privo di tecnologie per lo stoccaggio dell’energia elettrica (Figura III.10) ed uno dotato di batterie (Figura III.11), da cui si evince chiaramente quanto sia indispensabile l’accumulo ai fini della massimizzazione dell’autoconsumo.

Figura III.10 – Esempio di profilo giornaliero di carico e di produzione di un impianto fotovoltaico

Figura III.11 – Esempio di ottimizzazione dell’autoconsumo tramite l’accumulo di energia elettrica

71

III.4 Il Progetto DE.DU.ENER.T Il Progetto “Le DÉveloppement DUrable dans la production ÉNERgétique dans le Territoire” (in italiano “progetto per lo sviluppo sostenibile nel settore della produzione di energia sul territorio”), il cui acronimo è DE.DU.ENER.T, è un’iniziativa finanziata nell’ambito del Programma di Cooperazione Transfrontaliera IEVP CT Italia – Tunisia 2007-2013 (Instrument Européen de Voisinage et de Partenariat, Coopération Transfrontalière), che ha come obiettivo generale quello di contribuire alla sviluppo a livello nazionale ed internazionale di un modello di sistema energeticamente autosufficiente e di creare una strategia comune per lo sviluppo delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica, rafforzando al contempo la collaborazione tra i due Paesi coinvolti. Al fine di raggiungere lo scopo prefissato, l’attenzione è stata posta in maniera particolare sulla ottimizzazione dei sistemi di generazione distribuita da fonti rinnovabili, sulla ottimizzazione dei sistemi innovativi per lo stoccaggio dell’energia rinnovabile, sulla minimizzazione degli scambi con i distributori energetici (elettricità e gas) e sulla razionalizzazione del consumo delle risorse energetiche da parte degli edifici, i quali vengono considerati in questo progetto come dei microsistemi energetici sostenibili. Secondo tale concezione, un edificio deve disporre, oltre che dei normali carichi, anche di sistemi attivi per la produzione di energia elettrica e termica, basati su risorse rinnovabili; di sistemi di accumulo dell’energia elettrica e termica generata; di sistemi per la gestione e il controllo dei flussi energetici, che consentano di ottenere un equilibrio ottimale tra il consumo, la produzione e l’accumulo, un elevato livello di efficienza energetica ed una riduzione delle emissioni di gas serra e dell’impatto sull’ambiente. In tal modo, l’edificio non rappresenta più un semplice centro di consumo, ma un nodo intelligente che svolge un ruolo sia attivo che passivo all’interno della rete.

Figura III.12 – Approccio e obiettivi da raggiungere nel progetto DE.DU.ENER.T

72

L’approccio condiviso fra i partner del progetto pertanto considera l’utente finale non come un tradizionale consumatore di energia, ma come un attore protagonista dello scenario energetico.

L’utente, infatti, oltre a consumare energia, la produce sfruttando le risorse rinnovabili presenti nel suo territorio (prosumer) e svolge attivamente azioni di controllo della propria domanda, allo scopo di ridurre il più possibile gli assorbimenti di potenza elettrica, senza peraltro rinunciare al proprio comfort. Partendo da questa visione complessiva e tenendo conto delle esigenze comunitarie in termini di efficientamento energetico degli edifici (Direttiva 2010/31/UE – EPBD recast), il progetto prevede la realizzazione prototipale e la sperimentazione sul campo di due dimostratori di microsistemi energetici sostenibili: uno a Valderice (Trapani) ed uno a Borj Cédria (presso Tunisi).

Questi sono costituiti da edifici ad uso terziario, integrati a sistemi di produzione di energia da fonti rinnovabili (solare fotovoltaico, solare termico, micro-eolico), a sistemi di accumulo dell’energia e a sistemi di gestione e controllo. I dimostratori possono essere schematizzati come mostrato in Figura III.13.

Figura III.13 – Schema di principio dei due dimostratori

Come si evince dalla figura precedente, il dimostratore dell’edificio intelligente viene realizzato attraverso l’interazione di tre diversi canali: 

il canale energetico elettrico [blu], costituito dai carichi (controllabili e non), dai generatori locali di energia elettrica (fotovoltaico e eolico), dai sistemi di accumulo dell’energia elettrica e dalla rete di distribuzione pubblica con la quale l’edificio interagisce; 73



il canale energetico termico [rosso], costituito dagli utilizzatori dell’impianto idrico dell’edificio, dai generatori locali di energia termica tradizionali (a gas o elettrici), dagli impianti a collettore solare, dalla rete di distribuzione interna dell’acqua calda sanitaria (ACS) e dalle reti pubbliche di distribuzione dell’acqua e del gas combustibile alle quali è collegato l’edificio;



il canale dati [verde], costituito da sensori, smart meters, attuatori, dai sistemi di controllo dei generatori e dei carichi controllabili, dalla rete per la trasmissione dei dati e dalla rete internet per lo scambio di dati col mondo esterno.

III.4.1 Il dimostratore di Valderice Riguardo all’Italia, l’edificio scelto come oggetto della sperimentazione e come sede dell’impianto pilota si trova a Valderice, un comune della provincia di Trapani (Sicilia), in Via San Barnaba 41, il quale ospita gli uffici del SUAP (Sportello Unico per le Attività Produttive). Si tratta di un edificio di proprietà del Comune di Valderice, che presenta caratteristiche tali da adattarsi bene alle necessità del progetto. Il fabbricato in questione, avente una Latitudine Nord di 38°02’, una Longitudine Est di 12°36’ ed una altitudine di 260 m, è costituito da una struttura portante in cemento armato, con quattro elevazioni fuori terra, e da solai in latero-cemento. Al piano terra, si trovano la hall di ingresso con reception, la cucina, la mensa, la sala hobby, i magazzini, i locali tecnici, il locale caldaia. Il primo e il secondo piano ospitano gli uffici, mentre al terzo piano troviamo la sala riunioni, il bar, la sala mensa ed altri uffici. Gli infissi esterni sono realizzati in alluminio anodizzato e vetro singolo e sono sprovvisti di persiane o avvolgibili. La copertura è piana, dalla forma sufficientemente regolare, provvista di muri parapetto nonché di un torrino ascensore (Figura III.14). La sua superficie utile è di circa 400 m2.

Figura III.14 – A sinistra, stralcio mappale del sito scelto. A destra, immagine satellitare della copertura dell’edificio

74

75

Figura III.15 – Pianta del piano terra

76

Figura III.16 – Pianta del primo piano

77

Figura III.17 – Pianta del secondo piano

78

Figura III.18 – Pianta del terzo piano

79

Figura III.19 – Pianta della copertura

Inoltre, l’edificio è dotato di un impianto di riscaldamento centralizzato, alimentato a gas metano, e di diverse unità split, destinate al raffrescamento di alcuni ambienti. L’edificio è connesso alla rete di distribuzione in bassa tensione di Enel Distribuzione S.p.a., a mezzo di un punto di consegna trifase. Tutti i dati relativi alla fornitura elettrica sono riportati nella Tabella III.4. I consumi medi annui di energia elettrica, rilevati dalle bollette elettriche dell’edificio, sono invece riportati in Tabella III.5.

Tabella III.4 – Caratteristiche della fornitura di energia elettrica DSO

Enel Distribuzione S.p.a.

Venditore di energia elettrica

Enel Energia

Livello di tensione

BT

Tensione di alimentazione

400 V

Fasi del sistema

3F+N

Frequenza nominale

50 Hz

Classificazione del sistema BT in accordo alla norma CEI 64-8

TT

Potenza disponibile in prelievo

25 kW

Classificazione dell’utilizzatore ai sensi della norma CEI 0-21

Utente passivo

Tabella III.5 – Consumi medi annui di energia elettrica nelle tre fasce di prezzo Fascia di prezzo

Orario

Costo energia elettrica [€/kWh]

Consumi medi annui [kWh]

F1

8:00 – 19:00 dal lunedì al venerdì

0,110

14.204

0,0969

10.749

0,0765

13.437

F2

7:00 – 8:00 e 19:00 – 23:00 dal lunedì al venerdì 7:00 – 23:00 sabato

F3

23:00 – 7:00 dal lunedì al sabato 0:00 – 24:00 domenica

80

25 20

P [kW]

15 10 5 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

h Figura III.20 – Diagramma di carico elettrico medio giornaliero dell’edificio

L’edificio è alimentato anche dalla rete di distribuzione pubblica del gas, per l’alimentazione della caldaia e delle cucine. I dati relativi alla fornitura di gas sono riportati in Tabella III.6.

Tabella III.6 – Caratteristiche della fornitura di gas Rivenditore di gas

Eni S.p.a. Gas & Power

Utilizzo

Riscaldamento e cucina

Consumo annuale

8495 Sm3

Esaminando le mappe relative alla radiazione solare e alla velocità del vento, si è trovato che la zona geografica sulla quale insiste l’edificio scelto è caratterizzata da una producibilità fotovoltaica pari a circa 1650 kWh/kWp e da una producibilità eolica compresa tra le 2000 e le 2500 ore equivalenti. Attraverso lo studio della documentazione messa a disposizione, è stata poi svolta un’analisi accurata dei carichi energetici, i cui profili dipendono dal numero degli occupanti, dalle abitudini nei diversi periodi dell’anno, dai cicli di lavoro degli utilizzatori, dal comportamento termico dell’edificio, dalle caratteristiche e dall’efficienza energetica delle apparecchiature elettriche. Il consumo giornaliero complessivo dell’edificio si è stimato essere di circa 600 kWh. Di conseguenza, è su questi elementi che bisognerà agire per modificare razionalmente il profilo di assorbimento dell’edificio (demand response). L’analisi dei carichi elettrici è stata poi ulteriormente approfondita, suddividendo quest’ultimi in:   

Ordinari; Preferenziali; Privilegiati; 81

sulla base dei requisiti di continuità del servizio. A seconda poi della possibilità di regolarne l’assorbimento di potenza, gli stessi carichi elettrici sono stati classificati nelle quattro seguenti categorie:    

Interrompibili e controllabili; Interrompibili e incontrollabili; Non interrompibili e controllabili; Non interrompibili e incontrollabili.

Questa descrizione dettagliata ha consentito di individuare gli interventi necessari per la razionalizzazione dei consumi energetici e per l’efficientamento degli impianti tecnici e di identificare i sistemi più idonei per il controllo dei vari carichi elettrici. In particolare, sono stati definiti i componenti che l’impianto elettrico deve contenere allo scopo di modulare la potenza assorbita dai carichi (dimmer e sensori di luminosità) o di comandare lo spegnimento degli stessi, per ridurre la potenza richiesta in relazione alle condizioni ambientali esterne.

III.4.1.1 L’impianto ibrido Una volta conclusasi l’analisi preliminare dell’edificio, il passo successivo è stata l’esecuzione di uno studio di fattibilità, per mezzo del quale, tenendo conto degli obiettivi di progetto, del budget disponibile e dei profili di carico, sono state individuate le taglie ottimali degli impianti di microproduzione dell’energia elettrica e termica da fonti rinnovabili, del sistema di accumulo elettrico, nonché dei componenti e dispositivi necessari all’efficientamento energetico dell’edificio oggetto della sperimentazione. Inoltre, per ciascuno di questi impianti è stato identificato il layout ed il punto di connessione alle reti. Tali valutazioni hanno condotto alla definizione di un sistema ibrido che comprende:  un impianto fotovoltaico da 8 kWp in silicio policristallino;  un impianto eolico da 1,2 kWp del tipo VAWT (ad asse verticale);  uno storage elettrico dalla capacità di 2 kWh (batterie al litio);  un impianto solare termico per la produzione di acqua calda sanitaria (ACS).

Con riferimento agli impianti di produzione energetica da fonte solare, per la determinazione dell’esatta ubicazione si è tenuto conto delle caratteristiche costruttive dell’edificio e della presenza di fenomeni di ombreggiamento, sia durante l’arco della giornata che nei diversi periodi dell’anno.

L’impianto fotovoltaico, del tipo grid-connected e monitorabile da remoto, è allacciato in bassa tensione alla rete del Distributore ed è costituito in totale da 32 moduli in silicio policristallino, per un totale di 8 kWp. Questi sono montati sul tetto dell’edificio (Figura III.21) e sono suddivisi in quattro stringhe su tre pannelli, orientati verso Sud e inclinati di 30° rispetto al piano orizzontale della copertura. Due stringhe sono connesse ad un inverter monofase da 4 kW (Figura III.22), dotato della funzionalità MPPT (Maximum Power Point Tracker) per l’ottimizzazione della 82

produzione elettrica. Le restanti due stringhe sono connesse ad un altro inverter monofase da 4 kW, integrato al sistema di accumulo e controllato da un sistema di gestione che consente di massimizzare l’autoconsumo, di aumentare l’efficienza e quindi di minimizzare i costi per l’approvvigionamento dell’energia elettrica da parte del SUAP. L’impianto nel suo complesso dovrebbe essere capace di garantire una produzione di energia annua di circa 13.000 kWh, equivalente ad una media di 35,5 kWh/giorno.

Figura III.21 – Campo fotovoltaico dell’impianto ibrido di Valderice

Figura III.22 – Modelli di inverter impiegati nell’impianto fotovoltaico di Valderice. A sinistra, è visibile il modello SMA SUNNY-BOY 4000TL-21; a destra, è visibile il modello SMA SUNNY-BOY 3600SE

83

Le Tabelle III.7 e III.8 riassumono rispettivamente i dati tecnici del modulo fotovoltaico e dei relativi inverter utilizzati nel dimostratore di Valderice.

Tabella III.7 – Scheda tecnica del modulo fotovoltaico Dati elettrici Misurazioni effettuate in condizioni di prova standard (STC): irraggiamento 1000 W/m2; massa d’aria AM 1.5; temperatura delle celle 25 °C

WRS255-ST60F

Nome modello Potenza nominale (Pnom)

250 Wp

Efficienza (η)

15,27%

Tensione di punto di massima potenza (Vmax)

29,89 V

Corrente di punto di massima potenza (Imax)

8,36 A 37,62 V

Tensione a vuoto (Voc) Corrente di cortocircuito (Icc)

9,01 A

Tensione massima di sistema

1000 V -40 – 90 °C

Gamma di temperatura Temperatura operativa nominale della cella (NOCT)

Coefficienti di temperatura

45 ± 2 °C

Potenza

-0,44 %/°C

Tensione

-0,32 %/°C

Corrente

0,059 %/°C

Dati elettrici Misurazioni effettuate alla temperatura operativa nominale della cella (NOCT): irraggiamento 800 W/m2; massa d’aria 1.5 AM; temperatura ambiente 20 °C; velocità del vento 1 m/s

194,68 Wp

Potenza nominale (Pnom) Tensione di punto di massima potenza (Vmax)

29,37 V

Corrente di punto di massima potenza (Imax)

6,63 A

Tensione a vuoto (Voc)

35,2 V

Corrente di cortocircuito (Icc)

7,28 A Dati meccanici

Dimensioni modulo Peso Numero celle Dimensioni celle Tipo di vetro Spessore vetro

1650x992x38 mm 18 kg 60 156x156 mm Temperato ad alta trasmittanza 3,2 mm

Telaio

Lega d’alluminio anodizzato

Scatola di giunzione

IP-65 con 6 diodi di bypass

Cavi di uscita

Cavi 1000 mm / Connettori MC4

84

Tabella III.8 – Datasheet degli inverter (impianto fotovoltaico) SMA SUNNY-BOY 4000TL-21

SMA SUNNY-BOY 3600SE

4200 W

5200 W

Tensione massima in entrata

750 V

750 V

Corrente massima in entrata

15 A / 15 A

15 A / 15 A

Tensione massima MPP

500 V

500 V

Tensione minima MPP

125 V

175 V

4000 W

3680 W

180 – 280 V

180 – 280 V

50 ± 5 Hz

50 ± 5 Hz

22 A

16 A

regolabile

regolabile

97%

97,1%

490x519x185 mm

877x711x252 mm

26 kg

30 kg

-25 – 60 °C

0 – 40 °C

0 a 100%

0 a 95%

1W

< 0,5 W

Topologia

Senza trasformatore

Senza trasformatore

Sistema di refrigerazione

Convezione naturale

Convezione naturale

IP-65

IP-54

Nome modello Input Potenza nominale DC

Output Potenza nominale AC Tensione AC Frequenza Corrente massima di uscita Fattore di potenza Rendimento

Dati generali Dimensioni Peso Gamma di temperatura Umidità Consumo in modalità notturna

Livello di protezione

Riguardo al sistema di stoccaggio dell’energia elettrica, la scelta è ricaduta su una batteria al litioferro-fosfato (LiFePO4), integrata all’interno di uno dei due inverter dell’impianto fotovoltaico. Ad oggi, questa risulta essere la tecnologia più appropriata per gli impieghi nell’edilizia, per via della sue ottime caratteristiche di sicurezza e atossicità, dell’elevata stabilità ad alta tensione, delle buone prestazioni elettrochimiche, del costo non proibitivo, della bassa corrente di autoscarica e del ridotto impatto ambientale. Tali batterie sono inoltre contraddistinte da un numero di cicli di carica e scarica considerevole, che le rende più resistenti all’invecchiamento e più adatte alle applicazioni che coinvolgono l’utilizzo di fonti rinnovabili e lo scambio di energia a prezzi variabili. La capacità di accumulo dello storage elettrico usato nella sperimentazione è di 2 kWh. L’impianto solare termico (Figura III.23) è costituito da due collettori, posti sul tetto dell’edificio, e da un serbatoio di accumulo Cordivari, dalla capacità di 250 litri. Esso dovrebbe garantire la produzione giornaliera di circa 300 litri di acqua calda sanitaria, a disposizione di quattro servizi 85

igienici presenti all’interno dell’edificio, e permettere un risparmio medio pari a 20 kWh/giorno. Il sistema è a circolazione naturale ed utilizza come fluido termovettore l’R134a, che scorre all’interno dei collettori, si riscalda e cede il calore assorbito all’acqua presente nell’accumulatore termico. Il circuito secondario di distribuzione dell’ACS è collegato all’impianto di distribuzione idro-sanitario dell’edificio, a mezzo di un’apposita elettropompa di circolazione installata sulla copertura.

Figura III.23 – Collettori solari installati sull’edificio di Valderice

Con riferimento all’impianto di produzione di energia elettrica da fonte eolica, per la determinazione dell’esatta ubicazione si è tenuto conto delle esigenze di spazio delle diverse turbine microeoliche presenti sul mercato e dei fattori in grado di influenzare la ventosità del sito, come la morfologia e la rugosità del terreno, la presenza di vegetazione, la presenza di edifici o altri ostacoli vicini. L’impianto microeolico è realizzato con la tecnologia VAWT ad asse verticale. La turbina microeolica, del tipo H-Darrieus (Figura III.24), è costituita da un rotore a tre pale e ha una potenza nominale pari a 1 kW. Essa è collegata alla rete di bassa tensione attraverso un inverter monofase da 2 kW (Figura III.26). L’impianto microeolico dovrebbe essere capace di garantire una produzione di energia annua di circa 3.000 kWh, equivalente ad una media di 8,2 kWh/giorno. Insieme al sistema eolico, sono stati installati un pulsante di arresto ed una resistenza elettrica, che funge da freno in caso di emergenza. Questi due componenti si trovano all’interno di un piccolo locale tecnico (Figura III.27) adiacente al torrino ascensore, assieme agli inverter, ai contatori, al dispositivo di interfeccia (richiesto dalla Norma CEI 0-21) e a tutti i quadri contenenti i dispositivi di sezionamento, manovra e protezione, sia del lato in corrente continua che del lato in corrente 86

alternata, secondo quanto previsto dalla norma CEI 64-8. Il collegamento a terra del sistema ibrido è stato realizzato servendosi dell’impianto di terra già esistente, che è del tipo TT. Le Tabelle III.9 e III.10 riassumono rispettivamente i dati tecnici della turbina microelica e del relativo inverter utilizzati nel dimostratore di Valderice.

Figura III.24 – Turbina microeolica SKYLINE SL-10, montata sulla copertura dell’edificio di Valderice

87

Figura III.25 – Curva di potenza e curva di produzione della turbina microeolica SKYLINE SL-10

Tabella III.9 – Specifiche tecniche della turbina microeolica Specifiche di funzionamento Nome modello

SKYLINE SL-10

Potenza nominale

1000 W

Potenza massima

1200 W

Velocità di rotazione

50 – 250 rpm

Velocità di avvio

2 m/s

Velocità di inizio produzione

3 m/s

Velocità di arresto

16 m/s

Sistema di controllo

MPPT control

Sistema di frenatura

Diversione automatica di carico su due livelli di resistenza esterna

Alternatore

Sincrono a magneti permanenti a flusso assiale

Trasmissione meccanica

Diretta (no moltiplicatore di giri) 220 – 24 V

Tensione in uscita

Specifiche dimensionali Diametro

2m

Altezza

2m

Area spazzata

4 m2

Peso

68 kg

Materiale pale Materiale supporti

Fibra di carbonio Alluminio

88

Figura III.26 – Modello di inverter impiegato nell’impianto microeolico di Valderice (ABB UNO 2.0-I-OUTD-W)

Tabella III.10 – Datasheet dell’inverter (impianto eolico) Nome modello:

UNO-2.0-I-OUTD-W

Input Potenza nominale DC

2100 W

Tensione massima in entrata

500 V

Corrente massima in entrata

12,5 A / 12,5 A

Tensione massima MPP

470 V

Tensione minima MPP

200 V

Output Potenza nominale AC Tensione AC Frequenza

2000 W 180 – 264 V 50 ± 3 Hz

Corrente massima di uscita

10,5 A

Fattore di potenza

> 0,99

Rendimento

96,3%

Dati generali Dimensioni Peso Gamma di temperatura Umidità Consumo in modalità notturna Topologia Sistema di refrigerazione Livello di protezione

518x367x161 mm < 17 kg -25 – 60 °C 0 a 100% < 0,6 W Con trasformatore ad alta frequenza Convezione naturale IP-65

89

Figura III.27 – Visione di insieme dei quadri elettrici e degli inverter all’interno del locale tecnico

L’edificio è inoltre dotato di un impianto per la regolazione dell’illuminazione artificiale interna agli uffici, in funzione dell’illuminazione naturale (integrazione luce naturale – luce artificiale), per il contenimento dei relativi consumi elettrici. Per di più, tra le funzionalità che l’impianto ibrido realizzato possiede, vi sono anche la capacità di sostenere un carico locale in emergenza, svolgendo una funzione di back-up e UPS (Uninterruptible Power Supply), e la possibilità di riversare in rete il surplus di energia prodotta a partire da fonti rinnovabili che, se non sfruttate, andrebbero perdute.

Infine, il dimostratore di Valderice comprende pure un sistema di monitoraggio dell’energia prodotta, per mezzo del quale si potrà studiare il funzionamento del microsistema energetico creato.

Figura III.28 – Disposizione degli elementi costitutivi dell’impianto sulla copertura dell’edificio

90

91

Figura III.29 – Vista d’insieme dei componenti dell’impianto posti sulla copertura dell’edificio di Valderice

Figura III.30 – Schema elettrico unifilare dell’impianto ibrido di Valderice

III.4.1.2 Benefici e risultati attesi Il dimostratore di Valderice risponde alla norma italiana CEI 0-21, la regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica. In accordo a tale norma, il sistema, ricevendo segnali appositi dal Distributore, consentirà di regolare la potenza attiva, la potenza reattiva, la tensione e la frequenza in transitorio, partecipando a programmi di Demand Response.

Sulla base delle potenze nominali degli impianti e dei dati climatici riguardanti il territorio di Valderice (temperatura, radiazione solare e ventosità), è stato possibile stimare in: - 20 kWh il risparmio giornaliero medio per la produzione di acqua calda sanitaria da fonte solare, per effetto dell’impianto solare termico; - 35,5 kWh il risparmio giornaliero medio per la produzione di energia elettrica da fonte solare, per effetto dell’impianto FV con accumlo; - 8,2 kWh il risparmio giornaliero medio per la produzione di energia elettrica da fonte eolica, per effetto dell’impianto micro-eolico.

Tenendo conto, inoltre, dei consumi di energia elettrica e di gas naturale dell’edifico in esame, rilevati dalle relative bollette, si attendono dalla sperimentazione i seguenti benefici e risultati: 92

 Riduzione tra il 5% e il 10% dei consumi per l’illuminazione;  Riduzione tra il 17% e il 25% dei consumi per la produzione di ACS;  Riduzione tra il 42% e il 45% dei consumi totali di energia elettrica dell’edificio;  Riduzione tra il 15% e il 22% dei consumi di gas naturale dell’edificio;  Massimizzazione dell’autoconsumo;  Risparmio in bolletta.

III.4.2 Il dimostratore di Borj Cédria Riguardo alla Tunisia, l’edificio scelto come oggetto della sperimentazione e come sede dell’impianto pilota si trova a Borj Cédria, una località situata a circa 20 km a sud-est di Tunisi, all’interno del “Centre de Recherches et des Technologies de l’Énergie” (CRTEn, in italiano Centro di Ricerca e delle Tecnologie dell’Energia). Il sito di installazione presenta una Latitudine Nord di 36°44’, una Longitudine Est di 10°20’ ed una altitudine di soli 2 m. Il Centro, realizzato allo scopo di accompagnare lo sviluppo del tessuto industriale nel territorio tunisino, ampliare la conoscenza nel campo delle fonti rinnovabili, modernizzare il comparto energetico del Paese e contribuire alla formazione universitaria e post-universitaria, opera sotto la tutela del Ministero dell’Istruzione Superiore e della Ricerca Scientifica della Tunisia (Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique, MESRS) e consta, ad oggi, di cinque laboratori: 

il Laboratorio di Fotovoltaico (Laboratoire de Photovoltaïque, LPV);



il Laboratorio dei Nanomateriali e dei Sistemi per le Energie Rinnovabili (Laboratoire des Nanomatériaux et des Systèmes pour les Énergies Renouvelables, LNSER);



il Laboratorio dei Semiconduttori, delle Nanostrutture e delle Tecnologie Avanzate (Laboratoire des Semi-conducteurs, des Nanostructures et des Technologies Avancées, LSNTA);



il Laboratorio dei Processi Termici (Laboratoire des Procédés Thermiques, LPT);



il Laboratorio del Controllo dell’Energia Eolica e della Valorizzazione Energetica dei Rifiuti (Laboratoire de Maîtrise de l’Énergie Éolienne et de Valorisation Énergétique des Déchets, LMEEVED);

93

Figura III.31 – Ingresso del CRTEn a Borj Cédria

Questi sono ospitati all’interno di diversi edifici, che si estendono su una superficie totale di circa 3500 m2. In particolare, l’edificio al quale è collegato l’impianto ibrido è quello del laboratorio LPT. Esso è alimentato dalla rete di distribuzione pubblica in BT, ma non possiede una fornitura di gas. Per questo motivo, tutti i consumi energetici dell’edificio sono di natura elettrica. Secondo quanto rilevato dalle bollette, il fabbisogno elettrico annuo ammonta in media a 49.505 kWh. Data la sua natura di ente di ricerca sulle energie rinnovabili, il CRTEn è in possesso di impianti di generazione. In virtù di questo, esso è classificabile come un utente attivo del sistema elettrico nazionale tunisino.

TOT 6000

5000

E (kWh)

4000

3000

2000

1000

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Figura III.32 – Diagramma annuale dei consumi del laboratorio LPT del CRTEn, dal mese di Gennaio (1) al mese di Dicembre (12) 94

Esaminando le mappe relative alla radiazione solare e alla velocità del vento, si è trovato che la zona geografica sulla quale insiste l’edificio scelto è caratterizzata da una radiazione solare massima pari a 247 kWh/m2, registrata nel mese di luglio, e da una velocità media del vento pari a 2,9 m/s (per il sito di Valderice i valori sono rispettivamente 254 kWh/m2 e 6,8 m/s).

III.4.2.1 L’impianto ibrido Terminata l’analisi preliminare dell’edificio, si è passati alla definizione delle taglie ottimali degli impianti e del loro layout, tenendo in considerazione gli obiettivi di progetto e il budget disponibile.

Ciò ha condotto alla realizzazione di un sistema ibrido costituito da:  un impianto fotovoltaico da 12 kWp in silicio monocristallino;  un impianto eolico da 1,35 kWp del tipo HAWT (ad asse orizzontale);  uno storage elettrico dalla capacità di 1200 Ah (batterie al piombo-gel);  un impianto solare termico per la produzione di acqua calda sanitaria (ACS).

L’impianto fotovoltaico, del tipo grid-connected e monitorabile da remoto, è allacciato alla rete interna del CRTEn in bassa tensione ed è costituito in totale da 48 moduli in silicio monocristallino, per un totale di 12 kWp (Figura III.33). Esso è collegato alla rete per mezzo di tre inverter monofase da 6 kW, uno per ogni stringa, e di un inverter trifase da 12 kW (Figure III.34 e III.35).

Il sistema di stoccaggio dell’energia elettrica è costituito da 12 batterie al piombo-gel, le quali si presentano particolarmente adatte ad un utilizzo intensivo e sono caratterizzate da una vita utile abbastanza lunga, compresa tra i 500 e i 2000 cicli. La capacità di accumulo complessiva dello storage creato è di 1200 Ah. Le Tabelle III.11, III.12 e III.13 riassumono rispettivamente i dati tecnici del modulo fotovoltaico, dei relativi inverter e delle batterie di accumulo utilizzati nel dimostratore di Borj Cédria.

Figura III.33 – Campo fotovoltaico dell’impianto ibrido di Borj Cédria

95

Figura III.34 – Modelli di inverter impiegati nell’impianto fotovoltaico di Borj Cédria. A sinistra, è visibile il modello SMA SUNNY TRIPOWER 12000TL; a destra, è visibile il modello SMA SUNNY ISLAND 6.0H

Figura III.35 – Inverter e batterie al piombo-gel all’interno della sala di controllo del CRTEn

96

Tabella III.11 – Scheda tecnica del modulo fotovoltaico Dati elettrici Misurazioni effettuate in condizioni di prova standard (STC): irraggiamento 1000 W/m2; massa d’aria AM 1.5; temperatura delle celle 25 °C

YINGLI SOLAR-PANDA 250 WC

Nome modello Potenza nominale (Pnom)

250 Wp

Efficienza (η)

15,3%

Tensione di punto di massima potenza (Vmax)

30,5 V

Corrente di punto di massima potenza (Imax)

8,2 A

Tensione a vuoto (Voc)

38,1 V

Corrente di cortocircuito (Icc)

8,71 A

Tensione massima di sistema

600 V -40 – 90 °C

Gamma di temperatura Temperatura operativa nominale della cella (NOCT)

Coefficienti di temperatura

46 ± 2 °C

Potenza

-0,42 %/°C

Tensione

-0,31 %/°C

Corrente

0,04 %/°C

Dati elettrici Misurazioni effettuate alla temperatura operativa nominale della cella (NOCT): irraggiamento 800 W/m2; massa d’aria 1.5 AM; temperatura ambiente 20 °C; velocità del vento 1 m/s

181,6 Wp

Potenza nominale (Pnom) Tensione di punto di massima potenza (Vmax)

27,6 V

Corrente di punto di massima potenza (Imax)

6,58 A

Tensione a vuoto (Voc)

35,1 V

Corrente di cortocircuito (Icc)

7,02 A Dati meccanici

Dimensioni modulo Peso Numero celle Dimensioni celle Tipo di vetro Spessore vetro Telaio Scatola di giunzione Cavi di uscita

1650x990x40 mm 19,1 kg 60 156x156 mm Temperato ad alta trasmittanza 3,2 mm Lega d’alluminio anodizzato ≥ IP-65 Cavi 1100 mm / Connettori H4

97

Tabella III.12 – Datasheet degli inverter (impianto fotovoltaico) SMA SUNNY TRIPOWER 12000TL

SMA SUNNY ISLAND 6.0H

12275 W

6200 W

Tensione massima in entrata

1000 V

750 V

Corrente massima in entrata

18 A / 10 A

20 A / 120 A

Tensione massima MPP

800 V

/

Tensione minima MPP

440 V

/

12000 W

6000 W

160 – 280 V

202 – 253 V

50 ± 5 Hz

50 ± 5 Hz

17,4 A

50 A

regolabile

regolabile

98,3%

95%

470x730x240 mm

467x612x242 mm

38 kg

63 kg

-25 – 60 °C

-25 – 60 °C

0 a 100%

0 a 95%

1W

<4W

Topologia

Senza trasformatore

Senza trasformatore

Sistema di refrigerazione

Convezione forzata

Convezione naturale

IP-65

IP-54

Nome modello Input Potenza nominale DC

Output Potenza nominale AC Tensione AC Frequenza Corrente massima di uscita Fattore di potenza Rendimento

Dati generali Dimensioni Peso Gamma di temperatura Umidità Consumo in modalità notturna

Livello di protezione

Tabella III.13 – Dati di targa della batteria al piombo-gel Nome modello:

Ultracell 100 AH 12 V

Tensione nominale Capacità nominale Corrente di scarica Corrente di scarica massima Gamma di temperatura Durata di vita Peso Dimensioni

12 V 100 Ah 24 A 1000 A (5 s) -20 – 50 °C 15 anni 30,4 kg 328x173x232 mm

98

Figura III.36 – Schema elettrico unifilare dell’impianto fotovoltaico di Borj Cédria

L’impianto solare termico (Figura III.37) è costituito da due collettori piani ATS Solar e da un serbatoio di accumulo con serpentina di marca Beretta Idra DS 300, dalla capacità di 300 litri. I collettori sono montati sul tetto dell’edifcio, con un’inclinazione di 45° rispetto al piano orizzontale, e hanno una superficie complessiva di 4 m2. Il sistema di accumulo è a circolazione forzata ed utilizza come fluido termovettore una miscela di acqua e glicole. L’impianto dovrebbe garantire la produzione giornaliera di circa 240 litri di acqua calda sanitaria ad una temperatura di 40°C, a disposizione dei servizi igienici presenti nell’edificio del CRTEn. L’impianto microeolico è realizzato con la tecnologia HAWT ad asse orizzontale. Il generatore microeolico è costituito da un rotore a tre pale (Figura III.38) e ha una potenza nominale pari a 1 kW. Esso è collegato alla rete di bassa tensione mediante un inverter monofase da 2 kW (Figura III.39) ed è protetto contro le sovratensioni da un controllore EOL44.

Tutti gli inverter e i quadri elettrici contenenti i dispositivi di sezionamento, manovra e protezione del sistema ibrido, sia del lato in corrente continua che del lato in corrente alternata, sono collocati all’interno di una sala di controllo adiacente all’impianto.

99

Figura III.37 – Collettori solari (a sinistra) e serbatoio di accumulo/bollitore installati a Borj Cédria

Figura III.38 – Turbina microeolica SOLEA 1400, montata a terra nel sito di Borj Cédria

100

Le Tabelle III.14 e III.15 riassumono rispettivamente i dati tecnici della turbina microelica e del relativo inverter utilizzati nel dimostratore di Borj Cédria.

Tabella III.14 – Specifiche tecniche della turbina microeolica Specifiche di funzionamento Nome modello

SOLEA 1400

Potenza nominale

1000 W

Potenza massima

1375 W

Velocità di rotazione Velocità di avvio

860 tr/min 3 m/s

Velocità di inizio produzione

3,5 m/s

Velocità di produzione nominale

12 m/s

Velocità di arresto

25 m/s

Sistema di frenatura Alternatore Trasmissione meccanica Diametro Peso Materiale pale Materiale supporti

Meccanico ed elettronico Sincrono a magneti permanenti Diretta (no moltiplicatore di giri) 2m 30 kg Nylon e fibra di vetro Alluminio

Figura III.39 – Modello di inverter impiegato nell’impianto microeolico di Borj Cédria (GINLONG GCI-2K)

101

Tabella III.15 – Datasheet dell’inverter (impianto eolico) Nome modello:

GINLONG GCI-2K

Input Potenza nominale DC

2200 W

Tensione massima in entrata

400 V

Corrente massima in entrata

9A/ 9A

Tensione massima MPP

540 V

Tensione minima MPP

30 V

Output Potenza nominale AC Tensione AC Frequenza

2000 W 180 – 270 V 50 ± 3 Hz

Corrente massima di uscita

8,7 A

Fattore di potenza

> 0,99

Rendimento

> 95%

Dati generali Dimensioni Peso Gamma di temperatura Consumo in modalità notturna

520x385x120 mm 12,7 kg -25 – 60 °C <6W

Topologia

Senza trasformatore

Sistema di refrigerazione

Convezione naturale

Livello di protezione

IP-65

III.4.2.2 Benefici e risultati attesi Sulla base delle potenze nominali degli impianti e dei dati climatici riguardanti il territorio di Borj Cédria (temperatura, radiazione solare e ventosità), è stato possibile stimare in: - 5,9 kWh il risparmio giornaliero medio per la produzione di acqua calda sanitaria da fonte solare, per effetto dell’impianto solare termico; - 55 kWh il risparmio giornaliero medio per la produzione di energia elettrica da fonte solare, per effetto dell’impianto FV con accumlo; - 8 kWh il risparmio giornaliero medio per la produzione di energia elettrica da fonte eolica, per effetto dell’impianto micro-eolico.

Tra i benefici attesi dalla sperimentazione vi sono anche la massimizzazione dell’autoconsumo ed un risparmio in bolletta.

102

Capitolo IV IV.1 Risultati sperimentali dell’impianto di Valderice Il dimostratore di Valderice, che rappresenta il fulcro del progetto DE.DU.ENER.T. e che, come mostrato dettagliatamente nel capitolo precedente, si compone essenzialmente di un sistema ibrido fotovoltaico/accumulo/eolico, di un impianto solare termico e di un sistema di controllo del flusso luminoso delle lampade, è entrato in esercizio il 9 Marzo del 2016. Da quella data in poi ha avuto inizio la successiva fase del progetto, cioè quella del monitoraggio e dell’analisi dei dati raccolti, che è stata condotta in accordo ad una procedura condivisa dai ricercatori italiani e tunisini e applicabile in entrambi i Paesi. Si definisce monitoraggio l’operazione di rilevazione periodica e sistematica di parametri variabili nel tempo, eseguita allo scopo di controllare il comportamento e l’andamento di un sistema, attraverso l’impiego di appositi strumenti. La procedura di connessione alla rete del dimostratore italiano ha determinato un forte ritardo nell’avvio del monitoraggio, a causa della mancanza di coordinamento sul fronte degli impianti ibridi tra Enel Distribuzione, che gestisce gli aspetti relativi alla connessione, e Terna, che gestisce il catasto degli impianti di generazione da fonti rinnovabili su tutto il territorio italiano. Il protocollo di monitoraggio è stato concepito tenendo conto delle seguenti norme tecniche: 

la Norma CEI 0-21, dal titolo “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica”, che ha lo scopo di definire i criteri tecnici per la connessione degli utenti alle reti elettriche di distribuzione, con tensione nominale in corrente alternata fino a 1 kV;



la Norma UNI EN ISO 9001, dal titolo “Sistemi di gestione per la qualità - Requisiti”, che specifica gli standard di riferimento internazionalmente riconosciuti per la gestione della qualità per un’organizzazione, pubblica o privata, di qualsiasi dimensione o settore, che intenda dimostrare la propria capacità di fornire con regolarità beni o servizi conformi ai requisiti richiesti dal cliente; perseguire la soddisfazione del cliente stesso in merito ai prodotti; migliorare nel tempo le prestazioni aziendali; accrescere la propria competitività nei mercati.

IV.2 Sistema di monitoraggio dell’impianto Il monitoraggio dell’impianto di Valderice è reso possibile dalla presenza dei seguenti strumenti di misura: i contatori di produzione (detti anche misuratori di energia elettrica), il contatore di scambio e i sistemi di controllo integrati negli inverter, comprendenti i display a bordo macchina ed il cosiddetto Sunny Portal. I contatori di produzione sono stati installati dal Distributore e sono due, per poter rilevare separatamente l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico e quella 103

prodotta dall’impianto eolico. I due inverter fotovoltaici sono collegati ad un unico misuratore trifase, l’inverter eolico è invece collegato ad un misuratore monofase. Ogni misuratore è in grado di rilevare per ciascuna fascia di contabilizzazione dell’energia elettrica il valore del picco di potenza generata e dell’energia attiva prodotta nel periodo. Nella Figura IV.1 è possibile osservare i due contatori di produzione del dimostratore italiano, installati all’interno dell’apposito alloggio di protezione. La potenza elettrica netta che l’edificio preleva dalla rete viene invece misurata per mezzo del contatore di scambio, anch’esso installato dal Distributore e situato nel punto di consegna dell’energia.

Figura IV.1 – Misuratori per l’energia generata dagli inverter fotovoltaici e dall’inverter per eolico dell’impianto di Valderice

Ciascuno dei tre inverter presenta un display con dei pulsanti di controllo sul bordo dei dispositivi, che permette di leggere i dati più significativi e rappresentativi del funzionamento della macchina.

Nel caso dell’inverter eolico, il display costituisce l’unico strumento disponibile per il monitoraggio dello stesso (Figura IV.4). Per i due inverter fotovoltaici di marca SMA, invece, le prestazioni possono essere monitorate e confrontate più dettagliatamente attraverso il portale internet Sunny Portal. Quest’ultimo consente al gestore dell’impianto FV di accedere in tempo reale e da remoto a tutti i dati chiave del sistema, di verificare il corretto funzionamento delle stringhe e di conoscere lo stato di carica delle batterie sempre e ovunque. Il Sunny Portal, inoltre, offre la possibilità di visualizzare e analizzare i valori misurati delle tensioni e delle correnti (sia sul lato AC che sul lato DC), dei flussi di energia, dei rendimenti, ecc., anche tramite dei diagrammi. I dati rilevati vengono poi archiviati in tabelle, utilizzando un software commerciale del tipo spreadsheet (foglio elettronico o foglio di calcolo). Le Figure IV.2 e IV.3 mostrano rispettivamente la schermata di accesso al Sunny Portal e la schermata principale del portale. L’accesso al sito è protetto tramite una password, che viene modificata con cadenza mensile.

104

Figura IV.2 â&#x20AC;&#x201C; Schermata di accesso al portale internet Sunny Portal (https://www.sunnyportal.com/Templates/Start.aspx?ReturnUrl=%2f)

Figura IV.3 â&#x20AC;&#x201C; Esempio di schermata principale del portale internet Sunny Portal

105

Figura IV.4 – Display a bordo dell’inverter eolico di Valderice

IV.3 Procedura di monitoraggio Il monitoraggio viene condotto attenendosi alle istruzioni operative di seguito enumerate: 1. Ogni settimana vengono rilevati i valori dell’energia assorbita dalla rete e dei picchi di potenza (totali e nelle tre fasce di prezzo), attraverso i contatori Enel. Mensilmente viene verificato che i valori misurati corrispondano a quelli riportati nella bolletta elettrica.

2. Ogni settimana vengono rilevati i consumi di gas metano, attraverso il contatore Eni. Mensilmente viene verificato che i valori misurati corrispondano a quelli riportati nella bolletta del gas.

3. Ogni giorno vengono rilevati i valori della temperatura esterna, della velocità del vento e della radiazione solare.

4. In automatico i sistemi di monitoraggio degli inverter rilevano costantemente i valori dell’energia elettrica prodotta, scambiata, accumulata e dei picchi di potenza.

5. Tutti i dati vengono settimanalmente ordinati in tabelle, dalle quali si ricavano dei grafici raffiguranti gli andamenti nel tempo delle grandezze monitorate.

6. I dati acquisiti vengono confrontati con gli analoghi valori delle serie storiche relative all’edificio, prima dell’installazione dell’impianto ibrido.

7. Si valuta il risparmio medio giornaliero e il risparmio medio mensile rispetto allo scenario di partenza (caso 0), cioè quello relativo all’edificio prima che subisse gli interventi di efficientamento previsti dal progetto.

8. Si calcolano gli indicatori di performance del dimostratore.

L’elenco di tutte le grandezze monitorate, con le rispettive unità di misura e gli strumenti utilizzati per il loro rilevamento, è riportato nella Tabella IV.1.

106

Tabella IV.1 – Elenco delle grandezze monitorate e relativi strumenti di misura Grandezza monitorata

Simbolo

Unità di misura

Strumento di misura

Energia elettrica assorbita dall’edificio

Ea

kWh

Misuratore Enel

Energia elettrica assorbita dall’edificio in fascia F1

EaF1

kWh

Misuratore Enel

Energia elettrica assorbita dall’edificio in fascia F2

EaF2

kWh

Misuratore Enel

Energia elettrica assorbita dall’edificio in fascia F3

EaF3

kWh

Misuratore Enel

Energia elettrica prodotta dall’impianto ibrido

Eb

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica prodotta dall’impianto ibrido in fascia F1

EbF1

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica prodotta dall’impianto ibrido in fascia F2

EbF2

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica prodotta dall’impianto ibrido in fascia F3

EbF3

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica prodotta dall’inverter 1

Eb1

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica prodotta dall’inverter 2

Eb2

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica prodotta dall’inverter 3

Eb3

kWh

Sistema di monitoraggio

Energia elettrica accumulata nello storage

Ec

kWh

Sistema di monitoraggio

Picco di potenza assorbita dalla rete elettrica

Pa

kW

Sistema di monitoraggio

Picco di potenza prodotta dall’impianto ibrido

Pb

kW

Sistema di monitoraggio

Picco di potenza prodotta dall’inverter 1

Pb1

kW

Sistema di monitoraggio

Picco di potenza prodotta dall’inverter 2

Pb2

kW

Sistema di monitoraggio

Picco di potenza prodotta dall’inverter 3

Pb3

kW

Sistema di monitoraggio

Temperatura esterna media giornaliera

Td

°C

Stazione meteo

Temperatura esterna media mensile

Tm

°C

Stazione meteo

Radiazione solare media giornaliera

Id

W/m2

Stazione meteo

Radiazione solare media mensile

Im

2

W/m

Stazione meteo

Velocità del vento media giornaliera

Vd

m/s

Stazione meteo

Velocità del vento media mensile

Vm

m/s

Stazione meteo

Metri cubi di metano prelevati dalla rete di distribuzione del gas

Gm

Sm3

Misuratore Eni

Numero di fuori servizio mensili dell’impianto

FS

-

Sistema di monitoraggio

Risparmio economico medio conseguito nel mese

R

€

Calcolo

107

Inoltre, al fine di poter effettuare una valutazione sintetica di quelle che sono le prestazioni offerte dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido, sono stati definiti una serie di indicatori di performance, tra i quali i piĂš importanti sono: - lâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore del risparmio energetico, calcolato su base mensile come il complementare a 1 (o a 100, nel caso in cui lâ&#x20AC;&#x2122;indicatore venga espresso in percentuale) di I1, a sua volta dato dalla formula đ?&#x2018;°đ?&#x;? =

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A; + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;

- lâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore del risparmio economico, calcolato su base mensile come il complementare a 1 (o a 100, nel caso in cui lâ&#x20AC;&#x2122;indicatore venga espresso in percentuale) di I2, a sua volta dato dalla formula đ?&#x2018;°đ?&#x;? =

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2018;­đ?&#x;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2018;­đ?&#x;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2018;­đ?&#x;&#x2018; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2018;­đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x2018;­đ?&#x;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2018;­đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x2018;­đ?&#x;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2018;­đ?&#x;&#x2018; + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x2018;­đ?&#x;&#x2018; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x;&#x2018;

dove c1, c2 e c3 indicano i prezzi dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica rispettivamente per le fasce di contabilizzazione F1, F2 e F3.

- lâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore della riduzione delle emissioni di CO2, calcolato su base annuale mediante la formula đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x2018; = đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2020; dove Ce è il coefficiente di conversione dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica in tonnellate di CO2, che dipende dalle caratteristiche del mix energetico nazionale.

- lâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore della riduzione del picco di potenza, calcolato su base mensile come il valore assoluto di I4, dato dalla formula đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x201A;â&#x20AC;˛ â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x201A; đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x2019; = đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x201A; dove Paâ&#x20AC;&#x2122; è il picco di potenza assorbita registrato con lâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido in funzione.

- lâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore della modifica del diagramma di carico, definito come lâ&#x20AC;&#x2122;insieme dei diagrammi di carico medi mensili registrati dopo lâ&#x20AC;&#x2122;installazione dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido.

108

IV.4 Acquisizione ed elaborazione dei dati sperimentali Una volta acquisiti i dati grazie alla strumentazione precedentemente descritta, si è potuto procedere alla loro analisi, che ha prodotto i risultati mostrati nelle tabelle e nei diagrammi seguenti.

Innanzitutto, dal momento che la quantità di energia elettrica generata dagli impianti a fonti rinnovabili è strettamente correlata alle condizioni climatiche del sito, appare doveroso presentare un resoconto delle principali grandezze meteorologiche. Le Tabelle IV.2 contengono i valori medi giornalieri della temperatura, della radiazione solare e della velocità del vento, dal mese di Marzo al mese di Dicembre.

Tabelle IV.2 (1/4) – Valori medi giornalieri della temperatura esterna (Td), della radiazione solare (Id) e della velocità del vento (Vd) a Valderice (Marzo – Aprile – Maggio) GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Mar 02-Mar 03-Mar 04-Mar 05-Mar 06-Mar 07-Mar 08-Mar 09-Mar 10-Mar 11-Mar 12-Mar 13-Mar 14-Mar 15-Mar 16-Mar 17-Mar 18-Mar 19-Mar 20-Mar 21-Mar 22-Mar 23-Mar 24-Mar 25-Mar 26-Mar 27-Mar 28-Mar 29-Mar 30-Mar 31-Mar

12 13 14 12 13 13 12 10 10 10 10 9 12 13 11 11 11 12 12 14 19 17 13 13 12 13 13 14 15 16 20

157,1 315,0 382,3 413,2 369,0 313,9 385,0 209,3 355,8 192,9 175,9 167,1 230,3 301,1 291,2 267,8 380,1 390,6 424,8 417,1 444,4 173,5 76,5 365,2 494,0 143,8 485,7 258,3 443,2 501,1 449,4

7,2 6,7 9,4 8,1 7,8 3,1 5,3 3,9 5,3 4,4 4,7 3,1 4,4 4,2 2,2 3,1 2,5 3,9 2,2 6,9 12,5 6,1 9,2 5,6 4,2 4,2 2,5 3,3 2,8 5,6 10

GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Apr 02-Apr 03-Apr 04-Apr 05-Apr 06-Apr 07-Apr 08-Apr 09-Apr 10-Apr 11-Apr 12-Apr 13-Apr 14-Apr 15-Apr 16-Apr 17-Apr 18-Apr 19-Apr 20-Apr 21-Apr 22-Apr 23-Apr 24-Apr 25-Apr 26-Apr 27-Apr 28-Apr 29-Apr 30-Apr

19 18 17 17 18 16 17 16 13 14 16 21 21 16 16 19 21 19 19 17 16 16 16 18 16 14 17 17 18 19

389,3 111,3 473,3 472,4 418,3 315,7 71,6 312,2 211,5 401,0 488,7 460,1 384,5 472,0 523,0 503,6 491,5 460,9 501,6 542,7 359,7 368,5 362,7 401,8 363,1 538,7 407,9 205,0 477,2 495,8

8,9 3,1 2,8 4,4 5,0 2,2 2,8 6,4 5,3 6,4 3,3 6,9 5,8 3,9 4,4 6,4 6,4 3,6 6,7 3,3 2,8 2,5 3,9 7,2 8,3 3,6 5,6 4,2 4,4 5,0

GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Mag 02-Mag 03-Mag 04-Mag 05-Mag 06-Mag 07-Mag 08-Mag 09-Mag 10-Mag 11-Mag 12-Mag 13-Mag 14-Mag 15-Mag 16-Mag 17-Mag 18-Mag 19-Mag 20-Mag 21-Mag 22-Mag 23-Mag 24-Mag 25-Mag 26-Mag 27-Mag 28-Mag 29-Mag 30-Mag 31-Mag

17 13 17 17 16 17 16 18 19 21 22 19 18 19 19 19 18 18 19 18 19 19 19 18 19 21 26 21 21 20 20

405,6 262,1 334,5 461,3 560,7 464,7 163,5 386,5 506,0 430,2 435,1 330,9 487,1 413,5 427,4 529,3 544,3 500,2 322,0 352,2 531,1 548,9 517,4 557,2 509,3 494,8 473,1 431,7 413,0 538,0 395,0

5,0 7,2 8,9 5,6 2,8 3,1 3,6 2,8 5,0 7,5 7,2 5,6 5,6 6,7 7,8 5,8 4,4 3,9 3,9 6,4 4,7 2,2 5,3 4,2 2,8 3,3 6,9 4,7 4,2 4,2 2,8

109

Tabelle IV.2 (2/4) – Valori medi giornalieri della temperatura esterna (Td), della radiazione solare (Id) e della velocità del vento (Vd) a Valderice (Giugno – Luglio – Agosto) GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Giu 02-Giu 03-Giu 04-Giu 05-Giu 06-Giu 07-Giu 08-Giu 09-Giu 10-Giu 11-Giu 12-Giu 13-Giu 14-Giu 15-Giu 16-Giu 17-Giu 18-Giu 19-Giu 20-Giu 21-Giu 22-Giu 23-Giu 24-Giu 25-Giu 26-Giu 27-Giu 28-Giu 29-Giu 30-Giu

20 19 20 20 20 22 21 21 21 22 23 23 24 23 26 30 25 24 23 22 22 21 22 23 23 23 24 23 23 24

337,2 528,1 527,6 423,1 306,3 511,3 513,0 466,3 405,6 401,9 430,7 290,2 431,3 467,2 472,6 358,3 444,6 458,2 386,7 371,7 386,3 239,3 299,8 351,7 444,8 499,8 318,9 393,7 430,9 414,4

3,3 2,8 2,5 3,1 2,8 3,3 3,9 3,3 3,3 4,2 5,0 6,4 6,4 4,4 4,7 10,3 4,7 5,3 5,6 5,0 5,0 3,1 3,9 3,9 4,2 2,8 2,8 4,2 4,2 3,9

GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Lug 02-Lug 03-Lug 04-Lug 05-Lug 06-Lug 07-Lug 08-Lug 09-Lug 10-Lug 11-Lug 12-Lug 13-Lug 14-Lug 15-Lug 16-Lug 17-Lug 18-Lug 19-Lug 20-Lug 21-Lug 22-Lug 23-Lug 24-Lug 25-Lug 26-Lug 27-Lug 28-Lug 29-Lug 30-Lug 31-Lug

25 24 24 26 25 24 26 24 25 26 28 28 27 26 24 24 24 23 24 26 25 26 26 26 26 26 25 25 25 25 26

467,8 449,8 454,0 463,0 433,7 476,1 341,0 315,3 494,3 520,3 350,8 539,9 515,6 519,1 415,7 272,4 522,6 530,6 527,4 524,6 510,6 491,5 478,1 452,6 348,7 497,0 503,5 508,7 508,1 517,8 505,6

2,8 3,6 3,3 2,8 2,8 3,1 3,9 3,3 3,3 3,3 2,8 2,5 3,1 4,7 9,7 8,1 5,3 4,2 3,9 4,2 3,6 3,1 3,3 3,3 6,1 4,4 3,1 3,6 3,1 4,2 3,3

01-Ago 02-Ago 03-Ago 04-Ago 05-Ago 06-Ago 07-Ago 08-Ago 09-Ago 10-Ago 11-Ago 12-Ago 13-Ago 14-Ago 15-Ago 16-Ago 17-Ago 18-Ago 19-Ago 20-Ago 21-Ago 22-Ago 23-Ago 24-Ago 25-Ago 26-Ago 27-Ago 28-Ago 29-Ago 30-Ago 31-Ago

26 25 25 26 26 25 26 26 26 25 26 25 24 24 24 23 23 24 24 27 26 26 26 26 26 25 25 24 24 25 27

487,4 506,5 501,3 491,1 491,3 419,3 428,0 492,0 487,0 480,2 432,4 478,3 495,0 264,3 522,8 524,0 303,6 491,5 483,1 493,3 488,3 428,2 438,5 405,0 466,3 451,4 482,7 481,5 483,9 454,4 345,8

3,6 3,9 4,4 3,9 3,3 5,3 6,4 3,9 3,3 2,8 5,6 4,4 4,2 2,8 3,1 2,8 2,8 2,8 2,5 2,8 3,3 4,2 5,8 5,8 5,3 3,6 2,2 2,8 2,8 2,5 4,2

110

Tabelle IV.2 (3/4) – Valori medi giornalieri della temperatura esterna (Td), della radiazione solare (Id) e della velocità del vento (Vd) a Valderice (Settembre – Ottobre) GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Set 02-Set 03-Set 04-Set 05-Set 06-Set 07-Set 08-Set 09-Set 10-Set 11-Set 12-Set 13-Set 14-Set 15-Set 16-Set 17-Set 18-Set 19-Set 20-Set 21-Set 22-Set 23-Set 24-Set 25-Set 26-Set 27-Set 28-Set 29-Set 30-Set

25 26 24 25 25 26 21 22 25 25 25 24 23 23 25 26 24 22 24 23 23 23 21 21 21 21 21 21 21 23

369,2 441,5 469,0 442,9 287,7 420,4 305,6 413,9 341,5 398,0 373,2 397,6 335,3 363,7 331,8 368,8 433,1 375,2 294,7 334,2 268,4 446,2 303,8 426,6 157,9 381,3 384,3 318,1 368,3 268,5

3,3 4,7 3,1 3,1 3,3 5,8 3,1 3,6 5,0 3,1 3,1 3,1 2,5 3,1 3,6 5,3 3,9 3,9 7,5 3,3 5,0 5,0 2,8 2,5 2,2 3,1 3,3 2,8 2,2 2,5

jjjjjj

GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Ott 02-Ott 03-Ott 04-Ott 05-Ott 06-Ott 07-Ott 08-Ott 09-Ott 10-Ott 11-Ott 12-Ott 13-Ott 14-Ott 15-Ott 16-Ott 17-Ott 18-Ott 19-Ott 20-Ott 21-Ott 22-Ott 23-Ott 24-Ott 25-Ott 26-Ott 27-Ott 28-Ott 29-Ott 30-Ott 31-Ott

24 23 22 20 19 19 21 18 19 20 22 20 22 26 23 21 19 18 20 19 19 19 22 23 22 22 21 19 19 17 17

231,3 338,9 377,3 436,1 331,9 397,9 317,8 366,9 294,7 348,8 330,3 383,8 365,5 229,4 312,0 385,6 322,0 340,0 322,5 214,6 178,2 339,8 277,5 322,9 325,9 271,8 255,1 295,6 321,1 331,5 333,8

5,8 3,3 2,2 2,2 2,5 3,1 5,6 2,2 3,9 3,1 7,2 3,9 13,6 14,7 5,3 4,2 2,2 2,8 2,5 3,3 3,1 2,5 5,6 4,7 5,8 3,1 5,0 7,5 4,4 3,1 2,5

111

Tabelle IV.2 (4/4) – Valori medi giornalieri della temperatura esterna (Td), della radiazione solare (Id) e della velocità del vento (Vd) a Valderice (Novembre – Dicembre) GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Nov 02-Nov 03-Nov 04-Nov 05-Nov 06-Nov 07-Nov 08-Nov 09-Nov 10-Nov 11-Nov 12-Nov 13-Nov 14-Nov 15-Nov 16-Nov 17-Nov 18-Nov 19-Nov 20-Nov 21-Nov 22-Nov 23-Nov 24-Nov 25-Nov 26-Nov 27-Nov 28-Nov 29-Nov 30-Nov

16 18 19 17 20 22 19 17 16 18 18 16 14 16 16 17 17 16 15 16 16 17 18 19 16 14 14 14 12 12

333,8 269,0 270,6 316,2 268,4 257,3 122,0 194,7 284,6 275,0 288,9 296,1 249,7 223,9 183,1 179,3 80,6 162,8 135,3 297,8 325,8 291,1 306,9 120,8 113,9 321,4 278,3 262,2 278,3 268,4

2,5 3,3 3,3 2,8 7,2 7,2 4,4 6,4 8,9 8,6 5,6 6,7 3,1 5,8 3,6 5,0 4,2 5,8 4,4 2,2 2,8 5,3 7,5 12,8 3,9 2,2 1,9 2,2 3,1 5,8

jjjjj

GIORNO

Td °C

Id 2 W/m

Vd m/s

01-Dic 02-Dic 03-Dic 04-Dic 05-Dic 06-Dic 07-Dic 08-Dic 09-Dic 10-Dic 11-Dic 12-Dic 13-Dic 14-Dic 15-Dic 16-Dic 17-Dic 18-Dic 19-Dic 20-Dic 21-Dic 22-Dic 23-Dic 24-Dic 25-Dic 26-Dic 27-Dic 28-Dic 29-Dic 30-Dic 31-Dic

10 12 12 13 13 15 15 15 13 12 12 16 13 12 13 12 12 12 14 15 14 13 11 11 13 11 11 13 12 9 9

195,8 236,7 169,2 300,3 183,9 90,8 89,2 270,6 248,3 298,6 237,8 302,8 288,3 248,6 227,8 155,0 237,5 249,7 233,6 242,8 249,2 259,4 261,4 238,3 151,9 221,7 245,6 260,3 271,4 171,1 245,8

2,8 2,8 3,1 2,8 4,4 6,1 1,7 1,9 2,5 2,5 2,5 6,1 1,9 2,8 1,9 2,2 2,5 2,2 10,3 8,9 3,1 2,5 2,8 2,2 3,1 2,5 1,9 3,9 6,7 3,6 3,3

I valori medi giornalieri della temperatura esterna e della velocità del vento sono stati prelevati dal sito www.ilmeteo.it, per la località di Valderice. I valori medi giornalieri della radiazione solare, invece, sono stati forniti su richiesta formale dal SIAS (Servizio Informativo Agrometeorologico Siciliano), per la stazione meteorologica di Trapani Fulgatore, situata a circa 15 km da Valderice.

Nella Tabella IV.3 vengono presentati i valori medi mensili delle tre grandezze considerate.

112

Tabelle IV.3 – Valori medi mensili della temperatura esterna (Tm), della radiazione solare (Im) e della velocità del vento (Vm) a Valderice MESE

Tm °C

Im W/m2

Vm m/s

Marzo

12,9

321,8

5,3

Aprile

17,2

399,5

4,9

Maggio

18,8

442,8

5,0

Giugno

22,6

410,4

4,3

Luglio

25,3

473,2

3,9

Agosto

25,2

458,0

3,8

Settembre

23,3

360,7

3,6

Ottobre

20,5

319,4

4,5

Novembre

16,3

241,0

4,9

Dicembre

12,5

228,5

3,5

W/m2

Figura IV.5 - Radiazione solare media mensile nel sito di Valderice per l'anno 2016 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

Per quanto riguarda il funzionamento dell’impianto ibrido, grazie ai dati prelevati dal portale Sunny Portal a partire dal 09/03/2016, data di entrata in esercizio del sistema, è stato possibile ricostruire per i diversi mesi monitorati gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e del picco di potenza, registrati ad intervalli di tempo regolari dagli inverter connessi all’impianto fotovoltaico: l’SMA SB 4000TL-21 e l’SMA SB 3600SE. 113

Nel mese di Marzo, i valori assunti da queste tre grandezze sono stati quelli contenuti nella Tabella IV.4, di seguito riportata. Per ciascuno dei due inverter, la casella colorata in giallo esprime il massimo valore della potenza di picco rilevato nel mese considerato (grandezza nota come Pb1 per l’inverter 1 e come Pb2 per l’inverter 2).

Tabella IV.4 – Produzione giornaliera, produzione cumulata e picchi di potenza registrati nel mese di Marzo dell’anno 2016 MARZO SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

Giorno

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb1) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb2) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

01/03 02/03 03/03 04/03 05/03 06/03 07/03 08/03 09/03 10/03 11/03 12/03 13/03 14/03 15/03 16/03 17/03 18/03 19/03 20/03 21/03 22/03 23/03 24/03 25/03 26/03 27/03 28/03 29/03 30/03 31/03

0 0 0 0 0 0 0 10,59 7,458 6,665 7,827 8,636 13,364 13,832 12,682 20,765 11,658 20,122 21,146 21,885 8,241 0 2,368 11,632 24,025 6,862 19,203 15,152 21,773 24,188 21,252

0 0 0 0 0,021 0,021 0,021 10,611 18,069 24,734 32,561 41,197 54,561 68,393 81,075 101,84 113,498 133,62 154,766 176,651 184,892 184,892 187,26 198,892 222,917 229,779 248,982 264,134 285,907 310,095 331,347

0 0 0 0 0 0 0 0 3,408 1,728 3,312 3,18 3,024 3,456 3,456 3,348 3,444 3,348 3,384 3,408 3,372 3,132 0,924 3,54 3,48 2,4 3,468 3,456 3,444 3,36 3,264

0 0 0 0 0 0 0 5,2 3,658 3,243 3,975 4,373 6,752 6,826 12,752 21,146 11,494 20,302 21,238 22,554 8,206 0 2,326 11,301 24,259 7,002 19,366 15,519 21,859 24,448 21,344

0 0 0 0 0 0 0,019 5,219 8,877 12,12 16,095 20,468 27,22 34,046 46,798 67,944 79,438 99,74 120,978 143,532 151,738 151,738 154,064 165,365 189,624 196,626 215,992 231,511 253,37 277,818 299,162

0 0 0 0 0 0 0 0 1,8 0,864 1,656 1,608 1,62 1,836 1,812 3,444 3,648 3,456 3,564 3,504 3,588 3,168 0,936 3,528 3,636 3,048 3,588 3,636 3,504 3,492 3,42

0 0 0 0 0 0 0 15,79 11,116 9,908 11,802 13,009 20,116 20,658 25,434 41,911 23,152 40,424 42,384 44,439 16,447 0 4,694 22,933 48,284 13,864 38,569 30,671 43,632 48,636 42,596

0 0 0 0 0,021 0,021 0,04 15,83 26,946 36,854 48,656 61,665 81,781 102,439 127,873 169,784 192,936 233,36 275,744 320,183 336,63 336,63 341,324 364,257 412,541 426,405 464,974 495,645 539,277 587,913 630,509

114

Riassumendo, nel mese di Marzo si sono avuti: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2022; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;&#x2014;, đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

- Energia prodotta complessivamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x2014; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; - Energia prodotta mediamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Ź = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2022;, đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;?đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

- Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2013; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž

Sempre nel mese di Marzo, gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e dei picchi di potenza delle due stringhe dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico sono stati quelli rappresentati nei diagrammi seguenti (rispettivamente Figura IV.6, Figura IV.7 e Figura IV.8).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

60 50

kWh

40 30 20 10 0

Figura IV.6 - Produzione giornaliera dell'impianto fotovoltaico nel mese di Marzo 115

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

700 600

kWh

500 400 300 200 100 0

Figura IV.7 - Produzione cumulata dell'impianto fotovoltaico nel mese di Marzo

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

4 3,5 3

kW

2,5 2 1,5 1 0,5 0

Figura IV.8 â&#x20AC;&#x201C; Picco di potenza giornaliero generato dall'impianto fotovoltaico nel mese di Marzo

116

Il funzionamento dell’impianto fotovoltaico è stato poi studiato più nel dettaglio, analizzando ciò che si è verificato nel corso di alcune giornate particolari, ritenute maggiormente rappresentative del comportamento che l’impianto in media ha assunto in quel mese considerato.

Il giorno tipo scelto per il mese di Marzo è stato il 15 Marzo 2016, i cui dati caratteristici sono presentati nella Tabella IV.5.

Tabella IV.5 – Valori della produzione cumulata e della potenza rilevate nel giorno tipico del mese di Marzo Giorno 15 MARZO 2016 SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Orario

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

00.00 06.00 06.40 07.20 08.00 08.40 09.20 10.00 10.40 11.20 12.00 12.40 13.20 14.00 14.40 15.20 16.00 16.40 17.20 18.00 18.40 19.20 23.55

54,561 54,561 54,561 54,561 54,583 54,966 55,845 56,402 57,244 57,863 58,812 60,534 61,309 62,62 64,528 66,236 67,058 67,583 68,173 68,318 68,383 68,393 68,393

0 0 0 0 0,072 1,224 0,612 0,996 0,672 0,396 2,268 1,128 1,296 2,808 3,192 2,724 0,672 0,876 0,576 0,168 0,048 0 0

27,22 27,22 27,22 27,22 27,224 27,415 27,853 28,129 28,548 28,843 29,328 30,215 30,599 31,272 32,248 33,112 33,513 33,749 33,925 33,98 34,038 34,046 34,046

0 0 0 0 0,036 0,624 0,3 0,504 0,324 0,18 1,152 0,552 0,636 1,512 1,632 1,38 0,324 0,372 0 0,156 0,036 0 0

Potenza totale kW 0 0 0 0 0,108 1,848 0,912 1,5 0,996 0,576 3,42 1,68 1,932 4,32 4,824 4,104 0,996 1,248 0,576 0,324 0,084 0 0

117

L’andamento della produzione oraria avutosi nel giorno tipo considerato per il mese di Marzo è raffigurato nel diagramma seguente (Figura IV.9).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Potenza totale

6

Potenza oraria, kW

5 4 3 2 1

00.00 00.45 01.30 02.15 03.00 03.45 04.30 05.15 06.00 06.45 07.30 08.15 09.00 09.45 10.30 11.15 12.00 12.45 13.30 14.15 15.00 15.45 16.30 17.15 18.00 18.45 19.30 20.15 21.00 21.45 22.30 23.15

0

Ora

Figura IV.9 – Produzione oraria dell’impianto fotovoltaico in un giorno tipico del mese di Marzo (15 Marzo 2016)

118

I risultati ottenuti per il mese di Aprile sono quelli mostrati dalla Tabella IV.6, di seguito riportata.

Tabella IV.6 â&#x20AC;&#x201C; Produzione giornaliera, produzione cumulata e picchi di potenza registrati nel mese di Aprile dellâ&#x20AC;&#x2122;anno 2016 APRILE SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

Giorno

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb1) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb2) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

01/04 02/04 03/04 04/04 05/04 06/04 07/04 08/04 09/04 10/04 11/04 12/04 13/04 14/04 15/04 16/04 17/04 18/04 19/04 20/04 21/04 22/04 23/04 24/04 25/04 26/04 27/04 28/04 29/04 30/04

18,09 5,665 22,862 22,658 20,996 16,65 3,221 14,832 8,568 15,85 23,876 23,181 21,645 22,263 23,889 24,856 23,907 22,588 24,679 25,227 19,696 16,505 15,822 17,381 19,456 25,696 17,457 9,498 17,638 23,778

349,437 355,102 377,964 400,622 421,618 438,268 441,489 456,321 464,889 480,739 504,615 527,796 549,441 571,704 595,593 620,449 644,356 666,944 691,623 716,85 736,546 753,051 768,873 786,254 805,71 831,406 848,863 858,361 875,999 899,777

3,324 1,08 3,168 3,3 3,12 3,156 0,984 3,252 3,24 3,516 3,312 3,24 3,384 3,468 3,252 3,432 3,276 3,168 3,42 3,348 3,468 2,988 3,216 3,348 3,456 3,432 3,456 2,22 3,372 3,396

18,329 5,589 22,914 22,733 21,02 16,819 3,178 14,662 8,675 16,022 24,02 23,294 21,8 22,445 24,216 25,097 24,158 22,737 24,9 25,715 19,86 16,628 15,925 17,443 19,693 26,329 17,643 7,24 17,273 23,93

317,491 323,08 345,994 368,727 389,747 406,566 409,744 424,406 433,081 449,103 473,123 496,417 518,217 540,662 564,878 589,975 614,133 636,87 661,77 687,485 707,345 723,973 739,898 757,341 777,034 803,363 821,006 828,246 845,519 869,449

3,516 1,044 3,24 3,384 3,216 3,3 0,996 3,432 3,372 3,66 3,396 3,312 3,624 3,6 3,42 3,528 3,432 3,264 3,564 3,528 3,564 3,072 3,48 3,588 3,612 3,624 3,672 2,244 3,504 3,552

36,419 11,254 45,776 45,391 42,016 33,469 6,399 29,494 17,243 31,872 47,896 46,475 43,445 44,708 48,105 49,953 48,065 45,325 49,579 50,942 39,556 33,133 31,747 34,824 39,149 52,025 35,1 16,738 34,911 47,708

666,928 678,182 723,958 769,349 811,365 844,834 851,233 880,727 897,97 929,842 977,738 1024,213 1067,658 1112,366 1160,471 1210,424 1258,489 1303,814 1353,393 1404,335 1443,891 1477,024 1508,771 1543,595 1582,744 1634,769 1669,869 1686,607 1721,518 1769,226

119

Riassumendo, nel mese di Aprile si sono avuti: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2013;, đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;?đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2022; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

- Energia prodotta complessivamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2013;, đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;?đ?&#x;&#x2022; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; - Energia prodotta mediamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Ź = đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2022;, đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x2022; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

- Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž

Gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e dei picchi di potenza delle due stringhe dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico sono rappresentati nei diagrammi seguenti (rispettivamente Figura IV.10, Figura IV.11 e Figura IV.12).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

60 50

kWh

40 30 20 10 0

Figura IV.10 - Produzione giornaliera dell'impianto fotovoltaico nel mese di Aprile 120

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

2000 1800 1600 1400 kWh

1200 1000 800 600 400 200 0

Figura IV.11 - Produzione cumulata dell'impianto fotovoltaico nel mese di Aprile

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

4 3,5 3

kW

2,5 2 1,5 1 0,5 0

Figura IV.12 â&#x20AC;&#x201C; Picco di potenza giornaliero generato dall'impianto fotovoltaico nel mese di Aprile

121

Il giorno tipo considerato per il mese di Aprile è stato il 25 Aprile 2016, i cui dati caratteristici sono presentati nella Tabella IV.7.

Tabella IV.7 â&#x20AC;&#x201C; Valori della produzione cumulata e della potenza rilevate nel giorno tipico del mese di Aprile Giorno 25 APRILE 2016 SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Orario

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

00.00 06.00 06.40 07.20 08.00 08.40 09.20 10.00 10.40 11.20 12.00 12.40 13.20 14.00 14.40 15.20 16.00 16.40 17.20 18.00 18.40 19.20 20.00 23.55

786,254 786,254 786,254 786,322 786,722 787,292 787,836 788,482 789,905 791,476 793,026 795,138 797,026 797,954 798,749 800,754 802,514 804,134 805,193 805,555 805,647 805,698 805,71 805,71

0 0 0 0,24 0,708 1,392 0,456 1,176 2,748 2,352 2,136 3,12 1,212 0,828 1,488 3,132 2,892 2,28 1,056 0,24 0,096 0,048 0 0

757,341 757,341 757,341 757,402 757,797 758,368 758,911 759,558 760,996 762,503 764,095 766,293 768,244 769,172 769,966 772,006 773,783 775,415 776,542 776,89 776,977 777,024 777,034 777,034

0 0 0 0,216 0,708 1,404 0,456 1,188 2,796 1,272 2,16 3,228 1,212 0,828 1,476 3,204 2,916 2,292 1,092 0,24 0,096 0,048 0 0

Potenza totale kW 0 0 0 0,456 1,416 2,796 0,912 2,364 5,544 3,624 4,296 6,348 2,424 1,656 2,964 6,336 5,808 4,572 2,148 0,48 0,192 0,096 0 0

122

L’andamento della produzione oraria avutosi nel giorno tipo considerato per il mese di Aprile è raffigurato nel diagramma seguente (Figura IV.13).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Potenza totale

8

Potenza oraria, kWh

7 6 5 4 3 2 1

00.00 00.45 01.30 02.15 03.00 03.45 04.30 05.15 06.00 06.45 07.30 08.15 09.00 09.45 10.30 11.15 12.00 12.45 13.30 14.15 15.00 15.45 16.30 17.15 18.00 18.45 19.30 20.15 21.00 21.45 22.30 23.15

0

Ora

Figura IV.13 – Produzione oraria dell’impianto fotovoltaico in un giorno tipico del mese di Aprile (25 Aprile 2016)

123

I risultati ottenuti per il mese di Maggio sono quelli mostrati dalla Tabella IV.8, di seguito riportata.

Tabella IV.8 â&#x20AC;&#x201C; Produzione giornaliera, produzione cumulata e picchi di potenza registrati nel mese di Maggio dellâ&#x20AC;&#x2122;anno 2016 MAGGIO SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

Giorno

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb1) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb2) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

01/05 02/05 03/05 04/05 05/05 06/05 07/05 08/05 09/05 10/05 11/05 12/05 13/05 14/05 15/05 16/05 17/05 18/05 19/05 20/05 21/05 22/05 23/05 24/05 25/05 26/05 27/05 28/05 29/05 30/05 31/05

13,651 11,455 22,785 20,202 25,569 24,771 8,272 22,52 23,362 20,758 20,768 17,294 24,253 18,075 25,37 22,144 25,122 23,05 16,981 21,007 14,304 25,255 25,194 26,266 24,309 23,749 23,987 20,337 21,022 24,325 19,819

913,428 924,883 947,668 967,87 993,439 1018,21 1026,482 1049,002 1072,364 1093,122 1113,89 1131,184 1155,437 1173,512 1198,882 1221,026 1246,148 1269,198 1286,179 1307,186 1321,49 1346,745 1371,939 1398,205 1422,514 1446,263 1470,25 1490,587 1511,609 1535,934 1555,753

3,42 3,612 3,408 3,216 3,324 3,384 1,824 3,36 3,288 2,652 2,976 3,348 3,396 3,168 3,312 3,324 3,504 3,228 3,372 3,468 3,288 3,204 3,24 3,36 3,168 3,072 3,12 3,168 3,036 3,48 3,12

13,46 11,305 23,571 20,36 26,506 25,249 7,984 23,059 23,53 20,642 20,336 18,194 25,026 18,4 26,171 22,78 26,366 23,359 17,873 21,317 14,488 26,179 25,878 26,993 24,947 24,116 24,432 19,995 21,05 24,969 19,618

882,909 894,214 917,785 938,145 964,651 989,9 997,884 1020,943 1044,473 1065,115 1085,451 1103,645 1128,671 1147,071 1173,242 1196,022 1222,388 1245,747 1263,62 1284,937 1299,425 1325,604 1351,482 1378,475 1403,422 1427,538 1451,97 1471,965 1493,015 1517,984 1537,602

3,576 3,66 3,636 3,372 3,516 3,624 1,848 3,672 3,528 2,7 3,048 3,576 3,66 3,348 3,516 3,6 3,588 3,432 3,588 3,684 3,408 3,348 3,36 3,564 3,276 3,156 3,204 3,384 3,108 3,636 3,228

27,111 22,76 46,356 40,562 52,075 50,02 16,256 45,579 46,892 41,4 41,104 35,488 49,279 36,475 51,541 44,924 51,488 46,409 34,854 42,324 28,792 51,434 51,072 53,259 49,256 47,865 48,419 40,332 42,072 49,294 39,437

1796,337 1819,097 1865,453 1906,015 1958,09 2008,11 2024,366 2069,945 2116,837 2158,237 2199,341 2234,829 2284,108 2320,583 2372,124 2417,048 2468,536 2514,945 2549,799 2592,123 2620,915 2672,349 2723,421 2776,68 2825,936 2873,801 2922,22 2962,552 3004,624 3053,918 3093,355

124

Riassumendo, nel mese di Maggio si sono avuti: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201C;, đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2013;, đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

- Energia prodotta complessivamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019;, đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x2014; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; - Energia prodotta mediamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Ź = đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

- Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;?đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž

Gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e dei picchi di potenza delle due stringhe dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico sono rappresentati nei diagrammi seguenti (rispettivamente Figura IV.14, Figura IV.15 e Figura IV.16).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

60 50

kWh

40 30 20 10 0

Figura IV.14 - Produzione giornaliera dell'impianto fotovoltaico nel mese di Maggio 125

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

3500 3000

kWh

2500 2000 1500 1000 500 0

Figura IV.15 - Produzione cumulata dell'impianto fotovoltaico nel mese di Maggio

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

4 3,5 3

kW

2,5 2 1,5 1 0,5 0

Figura IV.16 â&#x20AC;&#x201C; Picco di potenza giornaliero generato dall'impianto fotovoltaico nel mese di Maggio 126

Il giorno tipo considerato per il mese di Maggio è stato il 20 Maggio 2016, i cui dati caratteristici sono presentati nella Tabella IV.9.

Tabella IV.9 â&#x20AC;&#x201C; Valori della produzione cumulata e della potenza rilevate nel giorno tipico del mese di Maggio Giorno 20 MAGGIO 2016 SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Orario

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

00.00 06.00 06.40 07.20 08.00 08.40 09.20 10.00 10.40 11.20 12.00 12.40 13.20 14.00 14.40 15.20 16.00 16.40 17.20 18.00 18.40 19.20 20.00 20.40 23.55

1286,179 1286,179 1286,19 1286,294 1286,631 1287,393 1288,251 1289,227 1290,868 1292,302 1293,677 1295,126 1297,231 1299,367 1301,55 1303,211 1304,153 1305,375 1306,267 1306,757 1306,998 1307,132 1307,186 1307,186 1307,186

0 0 0,048 0,312 0,912 1,308 1,392 1,308 2,808 2,292 1,596 1,884 3,408 3,072 3,288 0,828 1,344 0,792 0,888 0,336 0,42 0,204 0,024 0 0

1263,62 1263,653 1263,655 1263,708 1264,038 1264,805 1265,666 1266,648 1268,254 1269,677 1270,925 1272,392 1274,585 1276,815 1279,069 1280,764 1281,711 1282,942 1283,885 1284,536 1284,748 1284,869 1284,916 1284,92 1284,937

0 0,012 0 0,288 0,912 1,32 1,404 1,32 2,844 2,292 1,308 1,908 3,624 3,192 3,372 0,828 1,332 0,78 1,044 0,336 0,42 0,156 0,012 0,012 0,012

Potenza totale kW 0 0,012 0,048 0,6 1,824 2,628 2,796 2,628 5,652 4,584 2,904 3,792 7,032 6,264 6,66 1,656 2,676 1,572 1,932 0,672 0,84 0,36 0,036 0,012 0,012

127

L’andamento della produzione oraria avutosi nel giorno tipo considerato per il mese di Maggio è raffigurato nel diagramma seguente (Figura IV.17).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Potenza totale

8

Potenza oraria, kWh

7 6 5 4 3 2 1

00.00 00.45 01.30 02.15 03.00 03.45 04.30 05.15 06.00 06.45 07.30 08.15 09.00 09.45 10.30 11.15 12.00 12.45 13.30 14.15 15.00 15.45 16.30 17.15 18.00 18.45 19.30 20.15 21.00 21.45 22.30 23.15

0

Ora

Figura IV.17 – Produzione oraria dell’impianto fotovoltaico in un giorno tipico del mese di Maggio (20 Maggio 2016)

128

I risultati ottenuti per il mese di Giugno sono quelli mostrati dalla Tabella IV.10, di seguito riportata.

Tabella IV.10 â&#x20AC;&#x201C; Produzione giornaliera, produzione cumulata e picchi di potenza registrati nel mese di Giugno dellâ&#x20AC;&#x2122;anno 2016 GIUGNO SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

Giorno

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb1) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb2) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

01/06 02/06 03/06 04/06 05/06 06/06 07/06 08/06 09/06 10/06 11/06 12/06 13/06 14/06 15/06 16/06 17/06 18/06 19/06 20/06 21/06 22/06 23/06 24/06 25/06 26/06 27/06 28/06 29/06 30/06

17,781 26,293 25,625 22,244 14,814 25,917 24,575 25,041 24,52 21,096 25,658 16,286 21,867 23,753 24,698 20,519 22,723 24,825 18,272 23,8 24,016 15,435 18,426 18,943 24,305 25,01 21,302 19,683 25,533 22,422

1573,534 1599,827 1625,452 1647,696 1662,51 1688,427 1713,002 1738,043 1762,563 1783,659 1809,317 1825,603 1847,47 1871,223 1895,921 1916,44 1939,163 1963,988 1982,26 2006,06 2030,076 2045,511 2063,937 2082,88 2107,185 2132,195 2153,497 2173,18 2198,713 2221,135

2,63 3,9 3,8 3,3 2,19 3,84 3,64 3,71 3,63 3,13 3,8 2,41 3,24 3,52 3,66 3 3,37 3,68 2,71 3,53 3,56 2,29 2,73 2,81 3,6 3,71 3,16 2,92 3,78 3,32

18,308 27,165 26,652 22,579 14,989 26,807 25,279 26,232 25,304 22,31 26,33 16,817 22,641 24,505 25,33 20,642 22,847 25,234 18,744 24,249 24,425 15,411 18,042 19,136 24,872 25,636 21,929 20,12 26,152 22,874

1555,91 1583,075 1609,727 1632,306 1647,295 1674,102 1699,381 1725,613 1750,917 1773,227 1799,557 1816,374 1839,015 1863,52 1888,85 1909,492 1932,339 1957,573 1976,317 2000,566 2024,991 2040,402 2058,444 2077,58 2102,452 2128,088 2150,017 2170,137 2196,289 2219,163

2,71 4,02 3,95 3,35 2,22 3,97 3,75 3,89 3,75 3,31 3,9 3,9 3,35 3,63 3,75 3,15 3,38 3,74 2,78 3,59 3,62 2,28 2,67 2,83 3,68 3,8 3,25 2,98 3,87 3,39

36,089 53,458 52,277 44,823 29,803 52,724 49,854 51,273 49,824 43,406 51,988 33,103 44,508 48,258 50,028 41,161 45,57 50,059 37,016 48,049 48,441 30,846 36,468 38,079 49,177 50,646 43,231 39,803 51,685 45,296

3129,444 3182,902 3235,179 3280,002 3309,805 3362,529 3412,383 3463,656 3513,48 3556,886 3608,874 3641,977 3686,485 3734,743 3784,771 3825,932 3871,502 3921,561 3958,577 4006,626 4055,067 4085,913 4122,381 4160,46 4209,637 4260,283 4303,514 4343,317 4395,002 4440,298

129

Riassumendo, nel mese di Giugno si sono avuti: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201C;, đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;?, đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

- Energia prodotta complessivamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x201D;, đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; - Energia prodotta mediamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Ź = đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2019;, đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;&#x2013; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

- Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x2014; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2019;, đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž

Gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e dei picchi di potenza delle due stringhe dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico sono rappresentati nei diagrammi seguenti (rispettivamente Figura IV.18, Figura IV.19 e Figura IV.20).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

60 50

kWh

40 30 20 10 0

Figura IV.18 - Produzione giornaliera dell'impianto fotovoltaico nel mese di Giugno

130

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

5000 4500 4000 3500 kWh

3000 2500 2000 1500 1000 500 0

Figura IV.19 - Produzione cumulata dell'impianto fotovoltaico nel mese di Giugno

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

4,5 4 3,5

kW

3 2,5 2 1,5 1 0,5 0

Figura IV.20 â&#x20AC;&#x201C; Picco di potenza giornaliero generato dall'impianto fotovoltaico nel mese di Giugno 131

Il giorno tipo considerato per il mese di Giugno è stato il 16 Giugno 2016, i cui dati caratteristici sono presentati nella Tabella IV.11.

Tabella IV.11 â&#x20AC;&#x201C; Valori della produzione cumulata e della potenza rilevate nel giorno tipico del mese di Giugno Giorno 16 GIUGNO 2016 SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Orario

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

00.00 06.00 06.40 07.20 08.00 08.40 09.20 10.00 10.40 11.20 12.00 12.40 13.20 14.00 14.40 15.20 16.00 16.40 17.20 18.00 18.40 19.20 20.00 20.40 23.55

1895,92 1895,92 1895,986 1896,172 1896,672 1897,471 1898,537 1899,802 1901,356 1902,924 1904,563 1906,207 1907,857 1909,491 1911,124 1912,664 1914,156 1915,423 1915,964 1916,083 1916,142 1916,42 1916,44 1916,44 1916,44

0 0 0,12 0,338 0,91 1,452 1,938 2,3 2,826 2,85 2,98 2,99 3 2,97 2,97 2,8 2,712 2,304 0,984 0,216 0,108 0,023 0,036 0 0

1888,85 1888,85 1888,86 1888,91 1889,40 1890,17 1891,23 1892,53 1894,07 1895,60 1897,11 1898,62 1900,29 1901,94 1903,53 1905,05 1906,50 1907,74 1908,58 1909,13 1909,24 1909,30 1909,49 1909,49 1909,49

0 0 0,012 0,096 0,924 1,464 1,992 2,448 2,916 2,89 2,845 2,85 3,15 3,12 3 2,85 2,748 2,328 1,6 1,032 0,2 0,12 0,1 0 0

Potenza totale kW 0 0 0,132 0,434 1,834 2,916 3,93 4,748 5,742 5,74 5,825 5,84 6,15 6,09 5,97 5,65 5,46 4,632 2,584 1,248 0,308 0,143 0,136 0 0

132

L’andamento della produzione oraria avutosi nel giorno tipo considerato per il mese di Giugno è raffigurato nel diagramma seguente (Figura IV.21).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Potenza totale

7

Potenza oraria, kWh

6 5 4 3 2 1

00.00 00.45 01.30 02.15 03.00 03.45 04.30 05.15 06.00 06.45 07.30 08.15 09.00 09.45 10.30 11.15 12.00 12.45 13.30 14.15 15.00 15.45 16.30 17.15 18.00 18.45 19.30 20.15 21.00 21.45 22.30 23.15

0

Ora

Figura IV.21 – Produzione oraria dell’impianto fotovoltaico in un giorno tipico del mese di Giugno (16 Giugno 2016)

133

I risultati ottenuti per il mese di Luglio sono quelli mostrati dalla Tabella IV.12, di seguito riportata.

Tabella IV.12 â&#x20AC;&#x201C; Produzione giornaliera, produzione cumulata e picchi di potenza registrati nel mese di Luglio dellâ&#x20AC;&#x2122;anno 2016 LUGLIO SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

Giorno

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb1) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb2) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

01/07 02/07 03/07 04/07 05/07 06/07 07/07 08/07 09/07 10/07 11/07 12/07 13/07 14/07 15/07 16/07 17/07 18/07 19/07 20/07 21/07 22/07 23/07 24/07 25/07 26/07 27/07 28/07 29/07 30/07 31/07

23,83 24,027 24,652 24,505 23,528 23,44 25,612 24,199 23,884 23,182 23,486 23,112 23,319 21,707 18,321 17,186 25,32 24,916 25,075 23,903 24,211 22,532 22,833 22,111 14,138 18,573 23,55 24,287 23,925 24,371 23,875

2244,965 2268,992 2293,644 2318,149 2341,677 2365,117 2390,729 2414,928 2438,812 2461,994 2485,48 2508,592 2531,911 2553,618 2571,939 2589,125 2614,445 2639,361 2664,436 2688,339 2712,55 2735,082 2757,915 2780,026 2794,164 2812,737 2836,287 2860,574 2884,499 2908,87 2932,745

3,202 3,214 3,179 3,258 3,205 3,144 3,204 3,144 3 2,988 3,024 2,952 2,964 3,264 3,3 3,492 3,264 3,252 3,228 3,192 3,12 2,916 2,94 3,156 3,012 3,24 3,144 3,168 3,12 3,156 3,096

24,207 24,75 25,002 25,262 23,962 24,147 26,568 24,747 24,475 23,793 24,284 23,667 23,856 22,615 18,655 17,435 26,144 25,489 25,944 24,306 25,149 23,146 23,394 22,689 14,13 19,161 24,306 25,157 24,728 25,315 24,567

2243,37 2268,12 2293,122 2318,384 2342,346 2366,493 2393,061 2417,808 2442,283 2466,076 2490,36 2514,027 2537,883 2560,498 2579,153 2596,588 2622,732 2648,221 2674,165 2698,471 2723,62 2746,766 2770,16 2792,849 2806,979 2826,14 2850,446 2875,603 2900,331 2925,646 2950,213

3,302 3,289 3,258 3,322 3,299 3,308 3,36 3,264 3,072 3,084 3,108 3,048 3,072 3,384 3,564 3,66 3,408 3,372 3,336 3,312 3,264 3,012 3 3,288 3,132 3,456 3,228 3,264 3,204 3,276 3,216

48,037 48,777 49,654 49,767 47,49 47,587 52,18 48,946 48,359 46,975 47,77 46,779 47,175 44,322 36,976 34,621 51,464 50,405 51,019 48,209 49,36 45,678 46,227 44,8 28,268 37,734 47,856 49,444 48,653 49,686 48,442

4488,335 4537,112 4586,766 4636,533 4684,023 4731,61 4783,79 4832,736 4881,095 4928,07 4975,84 5022,619 5069,794 5114,116 5151,092 5185,713 5237,177 5287,582 5338,601 5386,81 5436,17 5481,848 5528,075 5572,875 5601,143 5638,877 5686,733 5736,177 5784,83 5834,516 5882,958

134

Riassumendo, nel mese di Luglio si sono avuti: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;?đ?&#x;?, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?, đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

- Energia prodotta complessivamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;?, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; - Energia prodotta mediamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Ź = đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x201D;, đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2022; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

- Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž

Gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e dei picchi di potenza delle due stringhe dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico sono rappresentati nei diagrammi seguenti (rispettivamente Figura IV.22, Figura IV.23 e Figura IV.24).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

60 50

kWh

40 30 20 10 0

Figura IV.22 - Produzione giornaliera dell'impianto fotovoltaico nel mese di Luglio 135

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

7000 6000

kWh

5000 4000 3000 2000 1000 0

Figura IV.23 - Produzione cumulata dell'impianto fotovoltaico nel mese di Luglio

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

4 3,5 3

kW

2,5 2 1,5 1 0,5 0

Figura IV.24 â&#x20AC;&#x201C; Picco di potenza giornaliero generato dall'impianto fotovoltaico nel mese di Luglio 136

Il giorno tipo considerato per il mese di Luglio è stato il 12 Luglio 2016, i cui dati caratteristici sono presentati nella Tabella IV.13.

Tabella IV.13 â&#x20AC;&#x201C; Valori della produzione cumulata e della potenza rilevate nel giorno tipico del mese di Luglio Giorno 12 LUGLIO 2016 SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Orario

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

00.00 06.00 06.40 07.20 08.00 08.40 09.20 10.00 10.40 11.20 12.00 12.40 13.20 14.00 14.40 15.20 16.00 16.40 17.20 18.00 18.40 19.20 20.00 20.40 23.55

2485,48 2485,48 2485,502 2485,619 2485,954 2486,604 2487,573 2488,816 2490,282 2491,961 2493,794 2495,718 2497,66 2499,559 2501,385 2503,178 2504,831 2506,297 2507,521 2508,155 2508,421 2508,523 2508,582 2508,592 2508,592

0 0 0,084 0,288 0,696 1,188 1,644 2,016 2,352 2,628 2,832 2,952 2,844 2,844 2,724 2,46 2,388 2,052 1,62 0,648 0,192 0,12 0,048 0 0

2490,36 2490,407 2490,411 2490,44 2490,641 2491,294 2492,278 2493,552 2495,062 2496,792 2498,684 2500,651 2502,571 2504,491 2506,373 2508,222 2509,918 2511,416 2512,66 2513,599 2513,998 2513,999 2514 2514,002 2514,027

0 0 0 0,096 0,696 1,2 1,692 2,076 2,412 2,712 2,916 2,88 2,772 2,928 2,796 2,52 2,448 2,088 1,68 1,188 0,024 0 0 0 0,012

Potenza totale kW 0 0 0,084 0,384 1,392 2,388 3,336 4,092 4,764 5,34 5,748 5,832 5,616 5,772 5,52 4,98 4,836 4,14 3,3 1,836 0,216 0,12 0,048 0 0,012

137

L’andamento della produzione oraria avutosi nel giorno tipo considerato per il mese di Luglio è raffigurato nel diagramma seguente (Figura IV.25).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Potenza totale

7

Potenza oraria, kWh

6 5 4 3 2 1

00.00 00.45 01.30 02.15 03.00 03.45 04.30 05.15 06.00 06.45 07.30 08.15 09.00 09.45 10.30 11.15 12.00 12.45 13.30 14.15 15.00 15.45 16.30 17.15 18.00 18.45 19.30 20.15 21.00 21.45 22.30 23.15

0

Ora

Figura IV.25 – Produzione oraria dell’impianto fotovoltaico in un giorno tipico del mese di Luglio (12 Luglio 2016)

138

I risultati ottenuti per il mese di Agosto sono quelli mostrati dalla Tabella IV.14, di seguito riportata.

Tabella IV.14 â&#x20AC;&#x201C; Produzione giornaliera, produzione cumulata e picchi di potenza registrati nel mese di Agosto dellâ&#x20AC;&#x2122;anno 2016 AGOSTO SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

Giorno

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb1) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

Picco di potenza (Pb2) kW

Produzione giornaliera kWh

Produzione cumulata kWh

01/08 02/08 03/08 04/08 05/08 06/08 07/08 08/08 09/08 10/08 11/08 12/08 13/08 14/08 15/08 16/08 17/08 18/08 19/08 20/08 21/08 22/08 23/08 24/08 25/08 26/08 27/08 28/08 29/08 30/08 31/08

22,925 22,175 21,038 23,487 22,212 15,563 19,477 24,044 23,964 23,22 22,288 22,635 24,77 15,491 23,868 23,757 15,313 23,197 22,306 22,229 22,205 19,242 23,047 23,467 23,029 22,637 22,291 22,62 22,847 21,324 16,357

2955,67 2977,845 2998,883 3022,37 3044,582 3060,145 3079,622 3103,666 3127,63 3150,85 3173,138 3195,773 3220,543 3236,034 3259,902 3283,659 3298,972 3322,169 3344,475 3366,704 3388,909 3408,151 3431,198 3454,665 3477,694 3500,331 3522,622 3545,242 3568,089 3589,413 3605,77

3,084 3,18 3,24 3,228 3,132 3,252 3,225 3,178 3,258 3,241 3,216 3,324 3,288 3,228 3,18 3,18 3,084 3,168 3,108 3,012 3,048 3,288 3,312 3,24 3,18 3,108 3,096 3,132 3,132 2,988 3,108

23,69 22,243 21,333 24,155 22,605 15,505 19,707 24,433 24,409 23,871 22,672 23,688 25,415 15,502 24,36 24,052 15,447 23,428 22,536 22,391 22,422 19,51 22,834 23,645 23,039 22,62 22,303 22,658 22,724 21,231 16,437

2973,903 2996,146 3017,479 3041,634 3064,239 3079,744 3099,451 3123,884 3148,293 3172,164 3194,836 3218,524 3243,939 3259,441 3283,801 3307,853 3323,3 3346,728 3369,264 3391,655 3414,077 3433,587 3456,421 3480,066 3503,105 3525,725 3548,028 3570,686 3593,41 3614,641 3631,078

3,192 3,312 3,432 3,336 3,264 3,42 3,338 3,258 3,399 3,41 3,336 3,468 3,408 3,42 3,276 3,312 3,3 3,204 3,18 3,096 3,132 3,552 3,432 3,288 3,18 3,168 3,168 3,156 3,18 3 3,312

46,615 44,418 42,371 47,642 44,817 31,068 39,184 48,477 48,373 47,091 44,96 46,323 50,185 30,993 48,228 47,809 30,76 46,625 44,842 44,62 44,627 38,752 45,881 47,112 46,068 45,257 44,594 45,278 45,571 42,555 32,794

5929,573 5973,991 6016,362 6064,004 6108,821 6139,889 6179,073 6227,55 6275,923 6323,014 6367,974 6414,297 6464,482 6495,475 6543,703 6591,512 6622,272 6668,897 6713,739 6758,359 6802,986 6841,738 6887,619 6934,731 6980,799 7026,056 7070,65 7115,928 7161,499 7204,054 7236,848

139

Riassumendo, nel mese di Agosto si sono avuti: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Energia totale prodotta dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

- Energia prodotta complessivamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? + đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2014; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; - Energia prodotta mediamente dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico: đ?&#x2018;Ź = đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

- Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 1: - Max picco di potenza rilevato dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter 2:

đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;&#x192;đ?&#x;? = đ?&#x;&#x2018;, đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;? đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;ž

Gli andamenti della produzione giornaliera, della produzione cumulata e dei picchi di potenza delle due stringhe dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto fotovoltaico sono rappresentati nei diagrammi seguenti (rispettivamente Figura IV.26, Figura IV.27 e Figura IV.28).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

60 50

kWh

40 30 20 10 0

Figura IV.26 - Produzione giornaliera dell'impianto fotovoltaico nel mese di Agosto 140

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Totale

8000 7000 6000

kWh

5000 4000 3000 2000 1000 0

Figura IV.27 - Produzione cumulata dell'impianto fotovoltaico nel mese di Agosto

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

3,6 3,5 3,4

kW

3,3 3,2 3,1 3 2,9 2,8 2,7

Figura IV.28 â&#x20AC;&#x201C; Picco di potenza giornaliero generato dall'impianto fotovoltaico nel mese di Agosto 141

Il giorno tipo considerato per il mese di Agosto è stato il 2 Agosto 2016, i cui dati caratteristici sono presentati nella Tabella IV.15.

Tabella IV.15 â&#x20AC;&#x201C; Valori della produzione cumulata e della potenza rilevate nel giorno tipico del mese di Agosto Giorno 2 AGOSTO 2016 SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Orario

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

Produzione cumulata kWh

Potenza giornaliera kW

00.00 06.00 06.40 07.20 08.00 08.40 09.20 10.00 10.40 11.20 12.00 12.40 13.20 14.00 14.40 15.20 16.00 16.40 17.20 18.00 18.40 19.20 20.00 20.40 23.55

2955,67 2955,67 2955,675 2955,721 2955,972 2956,601 2957,584 2958,881 2960,44 2962,218 2964,161 2966,184 2968,262 2970,373 2972,459 2974,431 2975,56 2976,713 2977,199 2977,631 2977,744 2977,812 2977,844 2977,845 2977,845

0 0 0,036 0,06 0,648 1,188 1,704 2,136 2,496 2,736 2,976 3,06 3,18 3,144 3,084 2,568 1,992 0,204 0,72 0,3 0,132 0,084 0,024 0 0

2973,903 2973,951 2973,956 2973,978 2974,008 2974,402 2975,397 2976,72 2978,32 2980,147 2982,157 2984,251 2986,34 2988,521 2990,683 2992,718 2993,856 2995,018 2995,5 2996,007 2996,115 2996,115 2996,116 2996,12 2996,145

0,012 0,012 0,012 0 0,108 1,2 1,728 2,184 2,568 2,832 3,096 3,168 3,108 3,276 3,204 2,604 2,004 0,192 0,72 0,636 0 0 0 0 0

Potenza totale kW 0,012 0,012 0,048 0,06 0,756 2,388 3,432 4,32 5,064 5,568 6,072 6,228 6,288 6,42 6,288 5,172 3,996 0,396 1,44 0,936 0,132 0,084 0,024 0 0

142

L’andamento della produzione oraria avutosi nel giorno tipo considerato per il mese di Agosto è raffigurato nel diagramma seguente (Figura IV.29).

SMA SB 4000TL-21

SMA SB 3600SE

Potenza totale

7

Potenza oraria, kWh

6 5 4 3 2 1

00.00 00.45 01.30 02.15 03.00 03.45 04.30 05.15 06.00 06.45 07.30 08.15 09.00 09.45 10.30 11.15 12.00 12.45 13.30 14.15 15.00 15.45 16.30 17.15 18.00 18.45 19.30 20.15 21.00 21.45 22.30 23.15

0

Ora

Figura IV.29 – Produzione oraria dell’impianto fotovoltaico in un giorno tipico del mese di Agosto (2 Agosto 2016)

In definitiva, la produzione dell’impianto ibrido di Valderice si può riassumere secondo quanto mostrato dalla Tabella IV.16.

Tabella IV.16 – Produzione complessiva dell’impianto ibrido di Valderice MAR

APR

MAG

GIU

LUG

AGO

Produzione media giornaliera impianto eolico, kWh

3

3,3

2,8

2,5

2,2

2,2

Produzione media giornaliera impianto fotovoltaico, kWh

27,4

38,0

42,7

44,9

46,5

43,7

Picco di potenza prodotta impianto fotovoltaico, kW

7,2

7,2

7,3

7,9

7,2

6,9

143

Dalla tabella precedente si può notare che, ad oggi, non disponiamo di dati relativi ad un intero anno solare, poiché l’impianto ibrido di Valderice è in funzione soltanto da alcuni mesi. Dunque, per poter effettuare un bilancio annuale degli effetti che il funzionamento dell’impianto ha determinato e per poterne valutare i conseguenti benefici, si è fatto riferimento, per i mesi non ancora monitorati, ai dati teorici forniti dai simulatori (ad esempio il database internazionale PVGIS) normalmente utilizzati per stimare a priori il rendimento di produzione di un impianto fotovoltaico, nel sito di installazione prescelto. L’estrapolazione dei dati mancanti, infatti, è stata resa possibile dalla stretta corrispondenza fra i dati teorici e i valori reali della produzione media giornaliera dei mesi monitorati, come si evince dal confronto effettuato nella Figura IV.30.

Figura IV.30 - Produzione media giornaliera reale e teorica (PV-GIS) a confronto 50

PV-GIS REALE

Eb, kWh

40 30 20 10 0 Gen

Feb

Mar

Apr

Mag

Giu

Lug

Ago

Set

Ott

Nov

Dic

L’edificio scelto come oggetto della sperimentazione e come sede dell’impianto, che come già detto in precedenza ospita gli uffici del SUAP del comune di Valderice, è caratterizzato da una domanda annua di energia elettrica che si aggira intorno ai 38.000 kWh, ripartita tra le tre fasce di prezzo (F1, F2 e F3) secondo le modalità rappresentate nella Tabella IV.17, che riporta i valori dei consumi desunti dalle bollette di fornitura, relative all’anno 2014, ed il relativo costo del chilowattora.

144

Tabella IV.17 – Consumi dell’edificio e costi orari dell’energia elettrica nell’anno 2014 Fasce di prezzo

Orario

Costo dell’energia elettrica, €/kWh

Consumo medio annuo, kWh

F1

8:00 – 19:00 dal Lunedì al Venerdì

c1= 0,110

14.204

F2

7:00 – 8:00 e 19:00 – 23:00 dal Lunedì al Venerdì 7:00 -23:00 Sabato

c2= 0,0969

10.749

F3

0:00 – 7:00 e 23:00 – 24:00 dal Lunedì al Venerdì 0:00 – 24:00 Domenica

C3= 0,0765

13.437

Le tabelle seguenti rispettivamente riportano, per i mesi nei quali si è effettuato il monitoraggio del dimostratore di Valderice, l’energia assorbita Ea dell’edificio, l’energia Eb prodotta mensilmente dall’impianto ibrido, l’energia Ec accumulata mensilmente nelle batterie, i picchi di potenza assorbita da parte dell’edificio dalla rete ed i picchi di produzione dell’impianto.

Tabella IV.18 – Energia assorbita dal SUAP suddivisa per fasce di prezzo Mese

Ea EaF1 EaF2 EaF3 EaF1 EaF2 EaF3 [kWh] [kWh] [kWh] [kWh] % % %

Gennaio

3273

1211

916

1145

37%

28%

35%

Febbraio

2945

1089

825

1031

37%

28%

35%

Marzo

2493

624

835

1033

25%

33%

42%

Aprile

1817

238

699

881

13%

38%

49%

Maggio

1762

97

763

902

6%

43%

51%

Giugno

1654

55

732

867

3%

44%

53%

Luglio

1678

15

760

903

1%

45%

54%

Agosto

1774

87

724

963

5%

41%

54%

TOTALE

11178

1115

4513

5550

16%

38%

46%

145

Tabella IV.19 – Produzione dell’impianto ibrido suddivisa per fasce Mese

Eb [kWh]

EbF1 [kWh]

EbF2 [kWh]

EbF3 [kWh]

EbF1 %

EbF2 %

Marzo

699,5

582,67

78,25

107,58

75,9% 10,2% 13,9%

Aprile

1237,7

929,50

184,42

222,78

69,1% 14,1% 16,8%

Maggio 1411,1 1109,46 149,81

238,83

74,0% 10,0% 16,0%

Giugno

1421,9 1111,30 149,69

235,91

74,2% 10,0% 15,8%

Luglio

1510,7 1190,07 151,83

236,81

75,4%

Agosto

1420,9 1120,19 188,58

179,14

75,3% 12,8% 11,9%

TOTALE

7701,8 6043,19 902,57 1221,04 74,0% 11,1% 14,9%

9,6%

EbF3 %

15,0%

Tabella IV.20 – Produzione di ciascuna sottosezione dell’impianto ibrido Totale Mese

Fotovoltaico

Eolico

Eb Eb1 Eb2 Eb3 [kWh] [kWh] [kWh] [kWh]

Eb1 %

Eb2 %

Eb3 %

Marzo

700

331

300

69

47,3% 42,8% 9,9%

Aprile

1238

568

571

99

45,9% 46,1% 8,0%

Maggio

1411

656

668

87

46,5% 47,3% 6,2%

Giugno

1422

665

682

75

46,8% 47,9% 5,3%

Luglio

1511

712

731

68

47,1% 48,4% 4,5%

Agosto

1421

673

681

67

47,4% 47,9% 4,7%

TOTALE

7703

3605

3633

465

46,8% 47,1% 6,1%

146

Nella Figura IV.31 si è realizzato un raffronto tra la produzione mensile dell’impianto ibrido e il consumo mensile dell’edificio esaminato. La linea tratteggiata fa riferimento ai dati estrapolati.

Figura IV.31 - Produzione mensile e consumi al confronto CONSUMI

PRODUZIONE

3500 3000

E, kWh

2500 2000 1500 1000 500 0

La Figura IV.32, invece, mostra l’andamento assunto dal cosiddetto “Load Match Index”, definito come il valore minore tra 1 e il rapporto tra produzione e consumo. L’LMI esprime dunque la frazione della domanda di energia che è stata soddisfatta dalla produzione dell’impianto ibrido.

Figura IV.32 - Andamento del Load Match Index 0,50 0,45 0,40 0,35

LMI

0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

147

Tabella IV.21 – Energia massima stoccata nelle batterie in ciascuna fascia oraria Ec EcF1 EcF2 EcF3 EcF1 EcF2 EcF3 [kWh] [kWh] [kWh] [kWh] % % %

Mese Marzo

2

1

1

0

50%

50%

0%

Aprile

2

1

1

0

50%

50%

0%

Maggio

2

1

1

0

50%

50%

0%

Giugno

2

1

1

0

50%

50%

0%

Luglio

2

1

1

0

50%

50%

0%

Agosto

2

1

1

0

50%

50%

0%

TOTALE

12

6

6

0

50%

50%

0%

Tabella IV.22 – Picco di assorbimento e picchi di produzione Rete

Impianto

Fotovoltaico

Eolico

Mese

Pa [kW]

Pb [kW]

Pb1 [kW]

Pb2 [kW]

Pb3 [ kW]

Pb/Pa %

Pb1 %

Pb2 %

Pb3 %

Marzo

22,7

8,29

3,54

3,65

1,1

37%

43%

44%

13%

Aprile

22

8,29

3,52

3,67

1,1

38%

43%

44%

13%

Maggio

22,7

8,40

3,61

3,68

1,1

37%

43%

44%

13%

Giugno

22

8,92

3,90

4,02

1

41%

44%

45%

11%

Luglio

22,7

8,15

3,49

3,66

1

36%

43%

45%

12%

Agosto

22,7

7,88

3,32

3,55

1

35%

42%

45%

13%

MEDIA

22,5

8,32

3,56

3,71

1,1

37%

43%

45%

12%

148

IV.4.1 Calcolo degli Indicatori di performance Una volta studiato il comportamento che l’impianto ibrido ha manifestato nel corso dei vari mesi sottoposti al monitoraggio, si è passati al calcolo degli indicatori di performance definiti nel paragrafo IV.3. Il primo di questi è l’indicatore I1, calcolato su base mensile, il cui complementare all’unità ci fornisce una stima del risparmio energetico conseguito nel mese considerato, inteso come riduzione dell’energia elettrica acquistata dalla rete. I valori di I1 trovati sono contenuti nella Tabella IV.23, dalla quale si evince che il risparmio energetico medio è stato del 45% (calcolo effettuato escludendo il mese di Marzo, nel corso del quale l’impianto non ha funzionato a pieno regime.

Tabella IV.23 – Calcolo dell’Indicatore del risparmio energetico I1 Mese

Ea [kWh]

Eb [kWh]

I1

Riduzione energia elettrica acquistata

Marzo

2493

699,5

0,78

22%

Aprile

1817

1237,7

0,59

41%

Maggio

1762

1411,1

0,56

44%

Giugno

1654

1421,9

0,54

46%

Luglio

1678

1510,7

0,53

47%

Agosto

1774

1420,9

0,56

44%

MEDIA

1863

1400,5

0,55

45%

Poi è stato calcolato l’indicatore I2, anch’esso su base mensile, il cui complementare all’unità ci consente di valutare il risparmio economico ottenuto grazie all’implementazione dell’impianto ibrido. I valori di I2 ottenuti sono stati inseriti nella Tabella IV.24, la quale mostra che il risparmio economico medio in bolletta è stato del 50%. A seguire, nella Figura IV.33 viene rappresentato l’andamento dell’indicatore I2, facendo riferimento ai dati reali per i mesi che vanno da Marzo ad Agosto e ai dati estrapolati per i mesi che vanno da Settembre a Dicembre, al momento non ancora monitorati (linea tratteggiata in figura).

149

Tabella IV.24 – Calcolo dell’Indicatore del risparmio economico I2 C1 = 0,110 €/kWh;

C2 = 0,0969 €/kWh;

C3 = 0,0765 €/kWh

Mese

EaF1 [kWh]

EaF2 [kWh]

EaF3 [kWh]

EbF1 [kWh]

EbF2 [kWh]

EbF3 [kWh]

I2

Risparmio economico in bolletta

Marzo

624

835

1033

583

78

108

0,74

26%

Aprile

238

699

881

930

184

223

0,54

46%

Maggio

97

763

902

1109

150

239

0,50

50%

Giugno

55

732

867

1111

150

236

0,48

52%

Luglio

15

760

903

1190

152

237

0,47

53%

Agosto

87

724

963

1120

189

179

0,50

50%

MEDIA

186

752

925

1007

151

204

0,50

50%

Figura IV.33 - Andamento dell'Indicatore I2 1 0,9 0,8 0,7 0,6

I2 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

150

Lâ&#x20AC;&#x2122;indicatore I3 è quello attinente alla riduzione delle emissioni di CO2 e si calcola come il prodotto tra lâ&#x20AC;&#x2122;energia Eb complessivamente generata dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido ed un fattore di emissione Ce che ci permette di quantificare, per ciascun kWh prodotto, le tonnellate di CO2 evitate rispetto ad una generazione da fonti tradizionali. Tale coefficiente, che è variabile nel tempo a seconda di come si evolve il mix energetico nazionale, ad oggi per lâ&#x20AC;&#x2122;Italia è pari a 316 gCO2/kWh15. Sapendo che lâ&#x20AC;&#x2122;energia prodotta è stata Eb = 7703 kWh: đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x2018; = đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2020; = đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;? /đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; = đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x2022; đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;?

Il quarto indicatore è quello relativo alla riduzione del picco di potenza, che può essere calcolato per ciascun mese. I valori di I4 ricavati sono mostrati nella Tabella IV.25, dalla quale si osserva che il picco di potenza si è ridotto in media del 37%.

Tabella IV.25 â&#x20AC;&#x201C; Calcolo dellâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore della riduzione del picco di potenza I4 Mese

Pa [kW]

Paâ&#x20AC;&#x2122; [kW]

I4

Marzo

22,7

14,41

0,37

Aprile

22

13,71

0,38

Maggio

22,7

14,30

0,37

Giugno

22

13,08

0,41

Luglio

22,7

14,55

0,36

Agosto

22,7

14,82

0,35

MEDIA

22,5

14,15

0,37

Infine, la Figura IV.34 mette a confronto i diagrammi di carico medi giornalieri dellâ&#x20AC;&#x2122;edificio di Valderice riscontrati prima e dopo lâ&#x20AC;&#x2122;installazione dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido, durante una tipica giornata lavorativa. Si nota chiaramente come lâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido abbia contribuito in modo considerevole alla riduzione del picco di potenza assorbita e della quantitĂ di energia elettrica acquistata dalla rete.

15

Valore suggerito ad Ottobre 2016 da Assoelettrica (Associazione Nazionale delle Imprese Elettriche), lâ&#x20AC;&#x2122;associazione di settore italiana che rappresenta gli interessi comuni delle imprese che operano nellâ&#x20AC;&#x2122;industria elettrica.

151

Figura IV.34 â&#x20AC;&#x201C; Diagramma di carico medio giornaliero prima (TD) e dopo (DS) lâ&#x20AC;&#x2122;installazione dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido "TD"

"DS"

25

P (kW)

20

15

10

5

00:00 00:40 01:20 02:00 02:40 03:20 04:00 04:40 05:20 06:00 06:40 07:20 08:00 08:40 09:20 10:00 10:40 11:20 12:00 12:40 13:20 14:00 14:40 15:20 16:00 16:40 17:20 18:00 18:40 19:20 20:00 20:40 21:20 22:00 22:40 23:20

0

Inoltre, sulla base dei dati di radiazione rilevati per il sito di Valderice, si è potuto stimare un risparmio energetico nella produzione di acqua calda sanitaria, dovuta alla presenza dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto solare termico, pari a 2700 kWh/anno, equivalente a circa il 20% del fabbisogno attuale dellâ&#x20AC;&#x2122;edificio. Complessivamente, il consumo di combustibili fossili evitato grazie allâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido di Valderice, esprimibile in tonnellate equivalenti di petrolio, si può quantificare in: đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018;. đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? /đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? + đ?&#x;?. đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? /đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;?đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2022; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;?đ?&#x;&#x17D;â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? = đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2014;đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? dove 13.115 kWh è lâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica prodotta approssimativamente in un anno16 dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido, a partire da fonti rinnovabili; 2700 kWh è lâ&#x20AC;&#x2122;energia risparmiata nella produzione di ACS, grazie allâ&#x20AC;&#x2122;impianto solare termico; 0,187⸹10-3 è il fattore di conversione dei kWh in tep, proposto dallâ&#x20AC;&#x2122;AutoritĂ per lâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica il gas e il sistema idrico.

16

Anche in questo caso per i mesi alla data odierna non ancora monitorati si è fatto riferimento ai dati estrapolati.

152

IV.5 Confronto con i risultati attesi Il Progetto DE.DU.ENER.T aveva tra i suoi obiettivi la riduzione dei consumi per l’illuminazione (5-10%), la riduzione dei consumi per la produzione di ACS (17-25%), la riduzione dei consumi totali di energia elettrica (42-45%), un risparmio economico nella bolletta elettrica. La sperimentazione ha finora confermato i dati previsionali riguardanti i risparmi energetici conseguibili grazie all’implementazione dell’impianto ibrido. Infatti, il monitoraggio effettuato nei primi mesi di funzionamento del sistema ha rivelato che: - la riduzione della quantità di energia elettrica acquistata dalla rete è stata del 45%; - la riduzione del consumo per la produzione di acqua calda sanitaria è stata del 20% circa; - la riduzione della spesa da sostenere per la fornitura di energia elettrica è stata del 50%; - la quantità di emissioni di CO2 evitate è stata di circa 2,4 tonnellate; - la riduzione del picco di potenza assorbita dalla rete è stato del 37%; - il consumo di combustibili fossili evitato grazie all’impianto dovrebbe raggiungere, secondo le stime, i 2,96 tep/anno.

153

Capitolo V V.1 Trasferibilità e spendibilità del modello di Valderice Gli incoraggianti risultati ottenuti dal monitoraggio dell’impianto ibrido di Valderice hanno dimostrato la buona riuscita della sperimentazione prevista dal Progetto DE.DU.ENER.T. che, come già detto, si pone l’obiettivo generale di promuovere lo sviluppo e la diffusione di un modello di sistema sostenibile ed energeticamente autosufficiente. In particolare, i valori dei diversi indicatori di performance calcolati hanno confermato gli esiti attesi in sede di progetto, in termini di risparmio energetico, di risparmio economico e di benefici dal punto vista ambientale. Tali considerazioni inducono ad intraprendere una riflessione riguardo alla trasferibilità ed alla replicabilità di questa esperienza ad altri contesti, proprio in virtù dei vantaggi che la realizzazione di un impianto come quello di Valderice comporta. In questo caso si parla pure di scalabilità del progetto, intendendo con ciò la capacità di un sistema di aumentare o diminuire di scala, per adattarsi al meglio alle peculiarità ed alle necessità dei diversi contesti ai quali verrà destinato.

La condizione di partenza affinché una soluzione si possa espandere con successo è che esistano regole certe e chiare a riguardo, che consentano agli utenti, agli addetti dei servizi energetici e all’industria del settore di pianificare i propri investimenti e di operare in condizioni ottimali. Sotto questo aspetto, in Italia si è provveduto negli ultimi anni alla definizione di un quadro normativo completo in materia di edifici ad energia quasi zero, di efficienza energetica e di impiego delle fonti rinnovabili nell’edilizia. In particolare, si è visto nel primo capitolo che i principali riferimenti normativi del nostro Paese sono: 

la Legge 90/2013, con le successive integrazioni, mediante la quale è avvenuto il recepimento della Direttiva 2010/31/UE (detta anche EPBD recast) sulla prestazione energetica nell’edilizia e sugli NZEB;



il Decreto Legislativo 102/2014, con le successive integrazioni, mediante la quale è avvenuto il recepimento della Direttiva 2012/27/UE (denominata EED) sull’efficienza energetica nell’edilizia e sulle misure per promuoverla ed incrementarla.

Sempre nel 2014, dopo una lunga attesa, sono state pubblicate dall’AEEGSI due importanti delibere contenenti le disposizioni relative all’installazione e all’utilizzo dei sistemi di accumulo di energia elettrica, considerati fondamentali per rilanciare la generazione distribuita e per massimizzare l’autoconsumo. Elementi, questi, dai quali non si può prescindere in vista di una futura affermazione del concetto di edificio NZEB. La delibera 574/2014/R/eel definisce le modalità di accesso e di utilizzo della rete pubblica in caso di impiego di uno storage elettrico. La delibera 642/2014/R/eel integra la precedente delibera, puntualizza la definizione di sistemi di accumulo e definisce i servizi di rete che dovranno essere prestati da quest’ultimi.

Un altro importante presupposto per la diffusione di un modello è che questo sia pure conveniente economicamente, così che possa attrarre l’interesse di un numero sempre maggiore di nuovi soggetti e di nuovi investitori. Per questo motivo, si è ritenuto opportuno studiare l’impianto di 154

Valderice anche da questa prospettiva, al fine di trarne delle utili valutazioni di natura economica, che verranno presentate nel paragrafo seguente. Attualmente, in Italia, la via più consigliabile da seguire nell’ambito delle energie rinnovabili è quella di realizzare degli impianti in autoconsumo.

Tale modalità, infatti, risulta maggiormente redditizia rispetto alla scambio con la rete elettrica, in quanto permette una migliore valorizzazione economica dell’energia prodotta dall’impianto che, essendo immediatamente consumata in loco, non attraversa la rete ed è quasi del tutto esente da oneri di sistema. Questo costituisce il principale vantaggio per un impianto in autoconsumo, a patto che quest’ultimo venga dimensionato per l’appunto in modo che l’utente consumi direttamente tutta l’energia generata. Tale situazione non è però sempre fattibile, per cui a volte potrebbe essere preferibile optare per lo scambio sul posto, applicabile per impianti fino a 500 kW.

V.2 Valutazioni economiche sull’impianto esistente L’analisi economica di un impianto energetico è finalizzata alla valutazione della convenienza d’uso di quella determinata soluzione progettuale. Per poter effettuare questo studio è necessario conoscere una serie di dati progettuali ed economici come: - La produzione annua di energia, espressa in kWh e data dalla somma dei valori mensili della produzione energetica fornita dall’impianto ibrido, che raggiunge all’incirca i 13.115 kWh/anno.

A questa dovrà essere aggiunta l’energia risparmiata nella produzione di ACS, dovuta alla presenza dell’impianto solare termico, che si attesta sui 2700 kWh/anno. Per i valori della produzione relativi ai mesi non ancora sottoposti al monitoraggio si è fatto riferimento ai dati estrapolati dal database PV-GIS. - L’investimento iniziale, espresso in € e determinato essenzialmente dal costo complessivo dell’impianto. Considerando un costo dell’appalto stimato intorno agli 80.000 € ed uno sconto di gara del 43%, si perviene ad un costo totale dell’impianto di circa 33.000 €, ripartiti nel seguente modo: 6.000 € per l’impianto microeolico da 1,2 kWp; 11.000 € per l’impianto fotovoltaico da 4 kWp; 16.000 € per l’impianto fotovoltaico con accumulo integrato (batteria al litio) da 4 kW p.

Nella stima sono state escluse le spese per il rifacimento della copertura dell’edificio, le spese per il controllo dell’illuminazione artificiale interna agli uffici in funzione dell’illuminazione naturale ed il costo dell’impianto solare termico con accumulo da 250 litri.

- La detrazione fiscale al 50% prevista dalla Legge di Stabilità per tutti gli impianti di produzione elettrica da fonti rinnovabili fino a 20 kWp di potenza. Moltiplicando la detrazione fiscale per il costo dell’impianto (non comprensivo della spesa relativa all’impianto solare termico) è possibile conoscere il costo dell’impianto non detraibile. Tale agevolazione è stata prorogata al 31/12/2017, ma è rivolta solo ad utenti privati. La pubblica amministrazione, invece, non gode di alcun tipo di incentivo o sgravio fiscale.

- Il costo medio dell’energia elettrica, espresso in €/kWh e calcolato analizzando le fatture di conguaglio per la fornitura di energia elettrica al SUAP di Valderice e le modalità del contratto stipulato col venditore. Il valore trovato è stato di circa 0,122 €/kWh. 155

- Il ricavo per SSP (Scambio sul Posto), dovuto allâ&#x20AC;&#x2122;immissione in rete e alla vendita dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica prodotta in eccesso. Nel caso esaminato lâ&#x20AC;&#x2122;introito è stato nullo, poichĂŠ tutta lâ&#x20AC;&#x2122;energia generata viene autoconsumata dallo stesso edificio al quale lâ&#x20AC;&#x2122;impianto è asservito.

- Il fattore di attualizzazione, ossia quel tasso di interesse da utilizzare per trasferire al tempo 0, cioè al presente, un capitale finanziario esigibile ad una certa data futura, in modo che quel capitale attualizzato sia finanziariamente equivalente al capitale esigibile in futuro. Il fattore di attualizzazione, quindi, attribuisce al tempo un valore finanziario e consente di confrontare fra loro flussi di cassa che si manifesteranno in periodi diversi. Per definire il fattore di attualizzazione è necessario conoscere il tasso di sconto r, che è stato scelto pari al 3%, e definire lâ&#x20AC;&#x2122;anno n considerato.

Ricapitolando, al tempo 0 avremo: đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x17D; = đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2018;. đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D; â&#x201A;Ź

đ?&#x2018;ˇđ?&#x;&#x17D; = đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C;. đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x2019;&#x2020; = đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;? â&#x201A;Ź/đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;

Per gli anni successivi, si considererĂ una riduzione annua dellâ&#x20AC;&#x2122;1% sulla produzione energetica, per tenere conto di diversi fattori, come ad esempio lâ&#x20AC;&#x2122;invecchiamento dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto. I ricavi, dovuti al quantitativo di energia elettrica risparmiato rispetto allo scenario di partenza, per via del fatto che parte dellâ&#x20AC;&#x2122;energia ora viene prodotta in loco e non deve essere acquistata dalla rete, saranno dati dal prodotto fra la produzione annua ed il costo medio dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica, ovvero: đ?&#x2018;šđ?&#x2019;? = đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x2019;&#x2020;

đ?&#x2019;&#x2018;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x201C; đ?&#x2019;? > 0

dove đ?&#x2018;&#x203A; indica lâ&#x20AC;&#x2122;anno considerato. Il coefficiente di attualizzazione, invece, si calcola mediante la formula: đ?&#x2019;&#x2021;đ?&#x2019;&#x201A; =

đ?&#x;? đ?&#x;?+đ?&#x2019;&#x201C;

đ?&#x2019;?

in cui đ?&#x2018;&#x; è il tasso di sconto (đ?&#x2018;&#x; = 3%). Una volta note queste grandezze è stato possibile passare al calcolo dei flussi di cassa attualizzati (differenza fra le entrate e le uscite annuali, trasferite al tempo 0), in questo caso praticamente uguali al risparmio in bolletta attualizzato; poi al calcolo del flusso di cassa cumulato o Valore Attuale Netto (VAN), mediante la seguente formula: đ?&#x2019;?

đ?&#x2018;˝đ?&#x2018;¨đ?&#x2018;ľ = đ?&#x;?

đ?&#x2018;šđ?&#x2019;? đ?&#x;?+đ?&#x2019;&#x201C;

đ?&#x2019;?

â&#x2C6;&#x2019; đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x17D;

ed infine del tempo di ritorno dellâ&#x20AC;&#x2122;investimento, che costituisce il tempo necessario affinchĂŠ la somma dei valori attuali sia sufficiente a ripagare lâ&#x20AC;&#x2122;investimento iniziale. La Tabella V.1 riporta tutti i valori delle grandezze calcolate. A seguire, la Figura V.1 fornisce una rappresentazione visiva del processo e del tempo di ritorno trovato. Ovviamente, in corrispondenza dellâ&#x20AC;&#x2122;anno zero il flusso di cassa cumulato FC è pari al costo complessivo dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto I0, ovvero đ??šđ??ś0 = â&#x2C6;&#x2019;đ??ź0 = â&#x2C6;&#x2019;33.000 â&#x201A;Ź, mentre negli anni successivi esso è calcolato come la somma del flusso cumulato relativo allâ&#x20AC;&#x2122;anno precedente e del risparmio attualizzato.

156

Tabella V.1 – Calcolo del tempo di ritorno dell’investimento nello scenario attuale Anno

Produzione annua [kWh]

Risparmio in bolletta [€]

Fattore di attualizzazione

Risparmio attualizzato [€]

VAN [€]

0

-

-

-

-

-33000

1

15815

1929

0,971

1873

-31127

2

15657

1910

0,943

1800

-29326

3

15500

1891

0,915

1731

-27596

4

15345

1872

0,888

1663

-25932

5

15192

1853

0,863

1599

-24334

6

15040

1835

0,837

1537

-22797

7

14890

1817

0,813

1477

-21320

8

14741

1798

0,789

1420

-19900

9

14593

1780

0,766

1365

-18536

10

14447

1763

0,744

1312

-17224

11

14303

1745

0,722

1261

-15964

12

14160

1727

0,701

1212

-14752

13

14018

1710

0,681

1165

-13587

14

13878

1693

0,661

1119

-12468

15

13739

1676

0,642

1076

-11392

16

13602

1659

0,623

1034

-10358

17

13466

1643

0,605

994

-9364

18

13331

1626

0,587

955

-8409

19

13198

1610

0,570

918

-7491

20

13066

1594

0,554

883

-6608

21

12935

1578

0,538

848

-5760

22

12806

1562

0,522

815

-4944

23

12678

1547

0,507

784

-4161

24

12551

1531

0,492

753

-3407

25

12425

1516

0,478

724

-2683

26

12301

1501

0,464

696

-1988

27

12178

1486

0,450

669

-1319

28

12056

1471

0,437

643

-676

29

11936

1456

0,424

618

-58

30

11817

1442

0,412

594

536

157

Figura V.1 - Tempo di ritorno nello scenario attuale VAN

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

0 -5000 -10000 -15000 -20000 -25000 -30000 -35000

Anni

Come si evince dalla tabella precedente e dalla figura, il tempo di ritorno dell’investimento supera i 25 anni, il che rende l’intervento esaminato non conveniente dal punto di vista economico. Ciò deriva dal fatto che per gli enti pubblici il prezzo del kWh è molto basso (0,122 €/kWh contro gli 0,2÷0,4 €/kWh nel caso di utenti privati), per cui risulta minore l’entità del risparmio economico in bolletta, e che è assente qualsiasi tipo di incentivazione. Inoltre, la batteria al litio per lo stoccaggio dell’energia elettrica ha un costo abbastanza elevato, trattandosi di una tecnologia nuova, che influisce in maniera negativa sull’economia dell’impianto. Tuttavia, considerando che la pubblica amministrazione non ha alcuno scopo di lucro, l’aspetto puramente economico può passare in secondo piano rispetto ai vantaggi di natura ambientale e sociale che si ottengono e non dovrebbe precludere la realizzazione di un impianto del genere. Per di più, bisogna tenere presente che, se si confermerà anche in futuro il trend già osservato nell’ultimo ventennio, il fotovoltaico dovrebbe subire negli anni un ulteriore calo di prezzo ed è lecito ritenere che la medesima cosa accadrà per i sistemi di accumulo, man mano che questa tecnologia andrà consolidandosi sempre di più. Tutto ciò contribuirà ad accrescere la convenienza economica di una soluzione impiantistica come quella del dimostratore di Valderice.

V.3 Valutazioni economiche in caso di installazione su un condominio La situazione cambia radicalmente nell’ipotesi che l’impianto ibrido studiato venga installato su un tetto di una casa o di un condominio. Gli impianti fotovoltaici ed eolici destinati ad un uso domestico, infatti, godono fino alla fine del 2017 di uno sgravio fiscale del 50%, che offre la possibilità di dimezzare i costi iniziali per la realizzazione dell’impianto. La restituzione della metà 158

delle spese non avviene però subito e per intero, ma viene ripartita in 10 quote annuali di pari importo, corrisposte nei 10 anni successivi allâ&#x20AC;&#x2122;installazione. Tale agevolazione è rivolta esclusivamente alle persone fisiche contribuenti IRPEF e non riguarda le societĂ , le aziende e le attivitĂ commerciali. Essa vale solo per impianti di potenza non superiore ai 20 kWp, poichĂŠ al di sopra di tale limite questi vengono considerati a tutti gli effetti alla stregua di attivitĂ commerciali, e la massima soglia detraibile è di 96.000 â&#x201A;Ź, una cifra piuttosto generosa. Inoltre, per gli immobili a prevalente uso abitativo, al beneficio delle detrazioni si aggiunge quello dellâ&#x20AC;&#x2122;IVA agevolata al 10%, anzichĂŠ al 22%. Tenendo conto di quanto detto, si è ripetuto tutto il processo fatto nel paragrafo precedente, per trovare il tempo di ritorno dellâ&#x20AC;&#x2122;investimento nel nuovo caso ipotizzato. Ciò che è cambiato adesso è il costo del kWh, scelto in base ad una stima conservativa pari a 0,2 â&#x201A;Ź/kWh (nel caso precedente đ?&#x2018;?đ?&#x2018;&#x2019; era uguale a 0,122 â&#x201A;Ź/kWh), e di conseguenza lâ&#x20AC;&#x2122;entitĂ del ricavo. Per di piĂš, al risparmio in bolletta si dovrĂ ora aggiungere il rimborso annuale dovuto alla detrazione fiscale, che ammonta a 1650 â&#x201A;Ź/anno per i successivi 10 anni. La Tabella V.2 e la Figura V.2 mostrano i nuovi risultati ottenuti.

Tabella V.2 â&#x20AC;&#x201C; Calcolo del tempo di ritorno dellâ&#x20AC;&#x2122;investimento nel caso di impianto installato su un condominio che gode di una detrazione fiscale del 50% Anno

Produzione annua [kWh]

Ricavo annuale [â&#x201A;Ź]

Fattore di attualizzazione

Ricavo attualizzato [â&#x201A;Ź]

VAN [â&#x201A;Ź]

0

-

-

-

-

-33000

1

15815

4813

0,971

4673

-28327

2

15657

4781

0,943

4507

-23820

3

15500

4750

0,915

4347

-19473

4

15345

4719

0,888

4193

-15280

5

15192

4688

0,863

4044

-11236

6

15040

4658

0,837

3901

-7335

7

14890

4628

0,813

3763

-3572

8

14741

4598

0,789

3630

57

9

14593

4569

0,766

3501

3559

10

14447

4539

0,744

3378

6937

11

14303

2861

0,722

2067

9003

12

14160

2832

0,701

1986

10989

13

14018

2804

0,681

1909

12899

14

13878

2776

0,661

1835

14734

15

13739

2748

0,642

1764

16497

16

13602

2720

0,623

1695

18193

17

13466

2693

0,605

1629

19822

18

13331

2666

0,587

1566

21388

159

Figura V.2 - Tempo di ritorno nel caso di un condominio VAN

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

30000 20000 10000 0 -10000 -20000 -30000

Anni

Dalla Figura V.2 è possibile notare che il tempo di ritorno dell’investimento si è ridotto a circa 8 anni, un periodo decisamente più ragionevole di quello trovato per lo scenario reale, che renderebbe l’intervento maggiormente appetibile sotto il profilo economico. Tale risultato è dovuto ovviamente alla presenza delle agevolazioni fiscali, ma anche al nuovo valore di ce, che per un’utenza domestica è apprezzabilmente superiore a quello applicato alle amministrazioni pubbliche. Se poi si considera l’eventualità, per la verità molto diffusa soprattutto in ambito residenziale, che la batteria a litio e i costi aggiuntivi che essa comporta siano assenti, allora la convenienza economica del progetto aumenta ulteriormente.

Si vuole ora studiare cosa accadrebbe nel caso in cui l’impianto venisse realizzato su un condominio in mancanza di qualunque agevolazione. La situazione ritornerebbe ad essere analoga a quella individuata per un ente pubblico come il SUAP di Valderice, con la differenza però che il prezzo di acquisto dell’energia è maggiore e che quindi più consistente sarà il risparmio in bolletta.

Naturalmente, in assenza di sgravi fiscali il tempo di ritorno cresce sensibilmente, infatti passa da 8 a 13 anni, come si può notare dai dati mostrati dalla Tabella V.3 e dalla Figura V.3. Malgrado ciò, esso rimane di gran lunga inferiore rispetto a quello trovato nel primo scenario (> 25 anni).

160

Tabella V.3 – Calcolo del tempo di ritorno dell’investimento nel caso di impianto installato su un condominio che non gode di alcun incentivo Anno

Produzione annua [kWh]

Risparmio in bolletta [€]

Fattore di attualizzazione

Risparmio attualizzato [€]

VAN [€]

0

-

-

-

-

-33000

1

15815

3163

0,971

3071

-29929

2

15657

3131

0,943

2952

-26978

3

15500

3100

0,915

2837

-24141

4

15345

3069

0,888

2727

-21414

5

15192

3038

0,863

2621

-18793

6

15040

3008

0,837

2519

-16274

7

14890

2978

0,813

2421

-13852

8

14741

2948

0,789

2327

-11525

9

14593

2919

0,766

2237

-9288

10

14447

2889

0,744

2150

-7138

11

14303

2861

0,722

2067

-5072

12

14160

2832

0,701

1986

-3085

13

14018

2804

0,681

1909

-1176

14

13878

2776

0,661

1835

659

15

13739

2748

0,642

1764

2423

16

13602

2720

0,623

1695

4118

17

13466

2693

0,605

1629

5747

18

13331

2666

0,587

1566

7313

19

13198

2640

0,570

1505

8819

20

13066

2613

0,554

1447

10265

21

12935

2587

0,538

1391

11656

22

12806

2561

0,522

1337

12993

23

12678

2536

0,507

1285

14278

24

12551

2510

0,492

1235

15512

25

12425

2485

0,478

1187

16699

26

12301

2460

0,464

1141

17840

27

12178

2436

0,450

1097

18937

28

12056

2411

0,437

1054

19991

29

11936

2387

0,424

1013

21003

30

11817

2363

0,412

974

21977

161

VAN

Figura V.3 - Tempo di ritorno nel caso di un condominio in mancanza di agevolazioni fiscali

15000 5000 -5000

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

-15000 -25000 -35000

Anni

V.4 Scenario nel caso di edificio autosufficiente Dai risultati ottenuti dal monitoraggio si è visto che, allo stato attuale, la produzione dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido copre poco piĂš di un terzo della domanda totale di energia elettrica dellâ&#x20AC;&#x2122;edificio di Valderice.

Nonostante ciò, sono stati riscontrati dei benefici rilevanti dal punto di vista energetico, economico ed ambientale, come è stato mostrato nel quarto capitolo. A seguire, verrĂ preso in esame il caso in cui lâ&#x20AC;&#x2122;impianto sia stato progettato per riuscire a far fronte allâ&#x20AC;&#x2122;intero fabbisogno elettrico dellâ&#x20AC;&#x2122;edificio, garantendo cosĂŹ lâ&#x20AC;&#x2122;autosufficienza dello stesso. Un dimensionamento di massima dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto può essere fatto dividendo il consumo medio annuo dellâ&#x20AC;&#x2122;edifico, pari allâ&#x20AC;&#x2122;incirca a 38.000 kWh, per il numero di ore equivalenti di funzionamento dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto, cioè le ore annue di producibilitĂ teorica che caratterizzano un impianto fotovoltaico in una determinata regione geografica. Per il Sud Italia questo valore viene assunto cautelativamente pari a 1650 kWh/kWp. CosĂŹ facendo, si trova che la potenza da installare allo scopo di rendere elettricamente autosufficiente lâ&#x20AC;&#x2122;edificio sarebbe: đ?&#x2018;ˇđ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x203A;đ?&#x2019;&#x201A; đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201D;đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x201A; =

đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x201D;đ?&#x2019;&#x2013;đ?&#x2019;&#x17D;đ?&#x2019;? đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2013;đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2020; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; = = đ?&#x;?đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2018; đ?&#x2018;śđ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;&#x2020; đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2013;đ?&#x2019;&#x2020; đ?&#x2019;&#x2026;đ?&#x2019;&#x160; đ?&#x2019;&#x2018;đ?&#x2019;&#x201C;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x2026;đ?&#x2019;&#x2013;đ?&#x2019;&#x201E;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;&#x192;đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;&#x160;đ?&#x2019;&#x2022;Ă đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D;đ?&#x;&#x201C;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2018;

contro i 9,2 kWp dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto di Valderice. Inevitabilmente, il costo dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto sarĂ ora maggiore, sebbene lâ&#x20AC;&#x2122;incremento non sia proporzionale (la produzione aumenta piĂš di quanto non facciano i costi), per effetto delle economie di scala. Si stima che la cifra possa raggiungere i 70.000 â&#x201A;Ź circa. Considerando sempre che lâ&#x20AC;&#x2122;energia sia a basso costo (0,122 â&#x201A;Ź/kWh) e che le 162

detrazioni fiscali siano assenti, trattandosi di un edificio della pubblica amministrazione, si è ripetuta nuovamente tutta la procedura per la valutazione dell’economicità di questa soluzione progettuale, fatta tramite il calcolo del tempo di ritorno. I dati relativi a questo scenario sono mostrati nella Tabella V.4 e nella Figura V.4, di seguito riportate.

Tabella V.4 – Calcolo del tempo di ritorno dell’investimento nel caso di impianto dimensionato per l’autosufficienza dell’edificio Anno

Produzione annua [kWh]

Risparmio in bolletta [€]

Fattore di attualizzazione

Risparmio attualizzato [€]

VAN [€]

0

-

-

-

-

-65000

1

36100

4404

0,971

4276

-60724

2

35739

4360

0,943

4110

-56614

3

35382

4317

0,915

3950

-52664

4

35028

4273

0,888

3797

-48867

5

34678

4231

0,863

3649

-45218

6

34331

4188

0,837

3508

-41710

7

33987

4146

0,813

3371

-38339

8

33648

4105

0,789

3241

-35098

9

33311

4064

0,766

3115

-31983

10

32978

4023

0,744

2994

-28990

11

32648

3983

0,722

2877

-26112

12

32322

3943

0,701

2766

-23346

13

31998

3904

0,681

2658

-20688

14

31679

3865

0,661

2555

-18133

15

31362

3826

0,642

2456

-15677

16

31048

3788

0,623

2360

-13317

17

30738

3750

0,605

2269

-11048

18

30430

3712

0,587

2181

-8867

19

30126

3675

0,570

2096

-6771

20

29825

3639

0,554

2015

-4757

21

29526

3602

0,538

1936

-2820

22

29231

3566

0,522

1861

-959

23

28939

3531

0,507

1789

830

24

28649

3495

0,492

1719

2549

25

28363

3460

0,478

1653

4202

163

Figura V.4 - Tempo di ritorno nel caso di edificio elettricamente autosufficiente

VAN 5000 -5000

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

-15000 -25000 -35000 -45000 -55000 -65000

Anni

Dalla figura precedente si può osservare che il tempo di ritorno dell’investimento si è ridotto leggermente, attestandosi sui 22 anni, ma è rimasto ancora alto, nonostante la produzione annuale di energia si sia più che raddoppiata. Ciò è giustificato dal fatto che il prezzo del kWh è anche in questo caso molto basso e che il costo della batteria a litio è invece molto elevato.

Tabella V.5 – Tempi di ritorno dei diversi scenari messi a confronto

Tempo di ritorno dell’investimento

Caso 0 (caso reale)

Caso I (condominio con detrazione fiscale)

Caso II (condominio senza detrazione fiscale)

Caso III (edificio pubblico autosufficiente)

> 25 anni

8 anni

13 anni

22 anni

164

Una volta valutato lo scenario dal punto di vista economico, si è ritenuto opportuno ricalcolare gli indicatori di performance precedentemente definiti, per analizzare quanto crescerebbero i benefici ottenibili in termini di risparmio energetico, di risparmio economico e di contenimento delle emissioni di CO2, nel caso in cui l’edificio fosse autosufficiente. I nuovi risultati trovati per l’indicatore I1 sono contenuti nella Tabella V.6, dalla quale si evince che la riduzione media di energia elettrica acquistata dalla rete sarebbe dell’88%, grazie alla maggiore produzione energetica che l’impianto riuscirebbe a garantire.

Tabella V.6 – Calcolo dell’Indicatore del risparmio energetico I1 in caso di edificio autosufficiente Mese

Ea [kWh]

Eb [kWh]

I1

Riduzione energia elettrica acquistata

Gennaio

1215

2050

0,37

63%

Febbraio

705

2240

0,24

76%

Marzo

71

3190

0,02

98%

Aprile

0

3310

0

100%

Maggio

0

3650

0

100%

Giugno

0

3670

0

100%

Luglio

0

3930

0

100%

Agosto

0

3800

0

100%

Settembre

0

3170

0

100%

Ottobre

399

2860

0,12

88%

Novembre

856

2300

0,27

73%

Dicembre

1313

1950

0,40

60%

MEDIA

189

3010

0,12

88%

Anche il risparmio economico medio in bolletta, espresso dal complementare a 1 dell’indicatore I2, aumenterebbe decisamente, raggiungendo il 91%, come si può notare dalla Tabella V.7. Questo avverrebbe per via della minore quantità di energia che l’edificio preleverebbe dalla rete.

165

Tabella V.7 â&#x20AC;&#x201C; Calcolo dellâ&#x20AC;&#x2122;Indicatore del risparmio economico I2 in caso di edificio autosufficiente C1 = 0,110 â&#x201A;Ź/kWh;

C2 = 0,0969 â&#x201A;Ź/kWh;

C3 = 0,0765 â&#x201A;Ź/kWh

Mese

EaF1 [kWh]

EaF2 [kWh]

EaF3 [kWh]

EbF1 [kWh]

EbF2 [kWh]

EbF3 [kWh]

I2

Risparmio economico in bolletta

Gennaio

0

691

838

1517

226

308

0,31

69%

Febbraio

0

579

695

1658

246

336

0,17

83%

Marzo

0

562

663

2361

351

479

0

100%

Aprile

0

519

608

2449

364

497

0

100%

Maggio

0

512

594

2701

402

548

0

100%

Giugno

0

478

553

2716

404

551

0

100%

Luglio

0

480

551

2908

432

590

0

100%

Agosto

0

495

572

2812

418

570

0

100%

Settembre

0

532

627

2346

349

476

0

100%

Ottobre

0

598

712

2116

315

429

0,04

96%

Novembre

0

631

760

1702

253

345

0,20

80%

Dicembre

0

700

850

1443

215

293

0,35

65%

MEDIA

0

565

668

2227

331

452

0,09

91%

Lâ&#x20AC;&#x2122;indicatore I3, rappresentativo della riduzione delle emissioni di CO2 conseguibili, in questo caso sarebbe: đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x2018; = đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2020; = đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x201D;. đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;? /đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; = đ?&#x;?đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x2022; đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;? un quantitativo ovviamente superiore a quello relativo alla situazione attuale, essendo cresciuta la produzione energetica annuale dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto Eb. La riduzione nel consumo di combustibili fossili invece sarebbe: đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x201D;. đ?&#x;?đ?&#x;?đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? /đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;?đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2022; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;?đ?&#x;&#x17D;â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? = đ?&#x;&#x201D;, đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x201C; đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? dove 36.120 kWh è lâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica prodotta in un anno dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto ibrido nello scenario considerato e 0,187⸹10-3 è il fattore di conversione dei kWh in tep. Inoltre, è prevedibile che lâ&#x20AC;&#x2122;utilizzo dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto determini anche una diminuzione notevole del picco di potenza assorbita dallâ&#x20AC;&#x2122;edificio.

166

V.5 Scalabilità del progetto Nel primo paragrafo di questo capitolo si è accennato al concetto di scalabilità di una soluzione progettuale, facendo riferimento alla possibilità di estendere un modello ad altri contesti con successo. Per comprendere quanto il progetto proposto sia scalabile, si è effettuato uno studio su una scuola pubblica situata nella Regione Sicilia. La scelta è ricaduta su una scuola per due semplici motivi: innanzitutto, si tratta di una tipologia di edificio pubblico ampiamente diffusa e presente in modo capillare su tutto il territorio nazionale; secondo, si osserva che le diverse scuole esistenti possiedono delle caratteristiche piuttosto omogenee tra loro, il che le rende un campione abbastanza uniforme e fa sÏ che le considerazioni fatte per un singolo caso possano essere estese a tutti gli altri casi, senza commettere un errore eccessivo. Altre tipologie di edifici pubblici come gli ospedali, le caserme o gli uffici, infatti, presentano delle caratteristiche impiantistiche e di utilizzo estremamente diverse da caso a caso, che le rendono piÚ difficilmente schematizzabili per uno studio di questo tipo.

La scuola scelta come oggetto dellâ&#x20AC;&#x2122;analisi è caratterizzata da una superficie calpestabile di circa 2.200 m2 per piano e da un consumo medio mensile di energia elettrica pari a 3.450 kWh, per un totale di circa 41.400 kWh allâ&#x20AC;&#x2122;anno. La principale fonte di consumo è rappresentata dallâ&#x20AC;&#x2122;illuminazione, seguita poi dalle macchine per ufficio (PC, stampanti, fotocopiatrici) e dalla climatizzazione e il raffrescamento. La produzione di acqua calda sanitaria e le altre voci influiscono solo in maniera marginale. Considerando un funzionamento dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto per un numero di ore equivalenti pari a 1650 ore annue, la potenza da installare per soddisfare interamente il fabbisogno dellâ&#x20AC;&#x2122;edificio risulterebbe uguale a 25 kW. Detto questo, si è passati al calcolo dei quattro indicatori di performance, per valutare i benefici ottenibili nellâ&#x20AC;&#x2122;esempio esaminato. Per quanto riguarda lâ&#x20AC;&#x2122;indicatore I1, si veda la Tabella V.8 di seguito riportata. Come si può notare osservando questâ&#x20AC;&#x2122;ultima, il risparmio energetico sarebbe del 78%, per via del fatto che i prelievi di energia elettrica dalla rete sarebbero molto limitati, essendo lâ&#x20AC;&#x2122;edificio scolastico quasi autosufficiente grazie alla presenza dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto.

Per quanto concerne lâ&#x20AC;&#x2122;indicatore I2, la situazione relativa ai mesi presi in considerazione viene mostrata dalla Tabella V.9, dalla quale si evince che il risparmio economico medio raggiungerebbe il 78%. Infatti, riducendosi in maniera considerevole il quantitativo di energia elettrica acquistata dalla rete, anche il rispettivo esborso economico risulterebbe notevolmente ridimensionato.

La quantitĂ di CO2 che non verrebbe immessa in atmosfera grazie alla presenza dellâ&#x20AC;&#x2122;impianto in questo caso sarebbe: đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x2018; = đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2020; = đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;&#x2014;. đ?&#x;?đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;? /đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; = đ?&#x;?đ?&#x;?, đ?&#x;&#x2019; đ?&#x2019;&#x2022; đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;?

Inoltre, è presumibile che anche il picco di potenza assorbita dallâ&#x20AC;&#x2122;edificio scolastico subisca una riduzione notevole.

167

Tabella V.8 – Calcolo dell’Indicatore del risparmio energetico I1 per la scuola analizzata Mese

Ea [kWh]

Eb [kWh]

I1

Riduzione energia elettrica acquistata

Gennaio

3001

2150

0,58

42%

Febbraio

2580

2380

0,52

48%

Marzo

1506

3440

0,30

70%

Aprile

0

3630

0

100%

Maggio

0

4060

0

100%

Giugno

0

4120

0

100%

Luglio

0

4400

0

100%

Agosto

0

4190

0

100%

Settembre

0

3430

0

100%

Ottobre

385

3040

0,11

89%

Novembre

2355

2410

0,49

51%

Dicembre

2747

2030

0,58

42%

MEDIA

1048

3273

0,22

78%

Tabella V.9 – Calcolo dell’Indicatore del risparmio economico I2 per la scuola analizzata C1 = 0,110 €/kWh;

C2 = 0,0969 €/kWh;

C3 = 0,0765 €/kWh

Mese

EaF1 [kWh]

EaF2 [kWh]

EaF3 [kWh]

EbF1 [kWh]

EbF2 [kWh]

EbF3 [kWh]

I2

Risparmio economico in bolletta

Gennaio

1224

2099

0

1591

237

322

0,58

42%

Febbraio

1214

1723

0

1761

262

357

0,53

47%

Marzo

509

1513

0

2546

378

516

0,31

69%

Aprile

0

578

0

2686

399

545

0

100%

Maggio

0

562

0

3004

447

609

0

100%

Giugno

0

524

0

3049

453

618

0

100%

Luglio

0

440

0

3256

484

660

0

100%

Agosto

0

444

0

3101

461

629

0

100%

Settembre

0

498

0

2538

377

515

0

100%

Ottobre

0

888

0

2250

334

456

0,13

87%

Novembre

1211

1506

0

1783

265

362

0,50

50%

Dicembre

1024

2028

0

1502

223

305

0,58

42%

MEDIA

432

1067

0

2422

360

491

0,22

78%

168

Attraverso la valutazione degli indicatori di performance, si è potuto dunque constatare che lâ&#x20AC;&#x2122;impiego in una scuola di un impianto come quello realizzato a Valderice comporterebbe dei vantaggi rilevanti, che possono essere riepilogati nel modo seguente: ď&#x201A;ˇ ď&#x201A;ˇ ď&#x201A;ˇ

riduzione del 78% nella quantitĂ di energia elettrica prelevata dalla rete riduzione del 78% nella spesa da sostenere per lâ&#x20AC;&#x2122;acquisto dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica dalla rete riduzione delle emissioni di CO2 pari a 12,4 tonnellate

Attualmente in Italia il patrimonio dellâ&#x20AC;&#x2122;edilizia scolastica conta nel complesso circa 43 mila edifici ed altri 13.000 immobili sono interamente occupati da enti riconducibili alla Pubblica Amministrazione. Nellâ&#x20AC;&#x2122;anno 2015, il consumo totale di energia elettrica in Italia è stato di 297,2 TWh, di cui quasi lâ&#x20AC;&#x2122;1,6% è imputabile al settore pubblico. Se, per ipotesi, il modello di Valderice si espandesse su larga scala e tutti gli edifici pubblici si dotassero di un impianto opportunamente dimensionato, tale cioè da riuscire a coprire lâ&#x20AC;&#x2122;intero fabbisogno elettrico dellâ&#x20AC;&#x2122;edificio stesso, allora i benefici potenziali che si potrebbero ottenere a livello macroscopico sarebbero notevoli. Infatti, supponendo che tutti gli edifici appartenenti alla Pubblica Amministrazione siano resi autosufficienti e che quindi siano caratterizzati da una produzione di energia elettrica pressochĂŠ uguale al loro consumo, si otterrebbe un risparmio energetico di circa 4.700 GWh. Tale risparmio consentirebbe di evitare lâ&#x20AC;&#x2122;emissione di una quantitĂ di CO2 pari al seguente prodotto: đ?&#x2018;°đ?&#x;&#x2018; = đ?&#x2018;Źđ?&#x2019;&#x192; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x2018;Şđ?&#x2019;&#x2020; = đ?&#x;&#x2019;. đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2018;Žđ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;/đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x2018;đ?&#x;?đ?&#x;&#x201D; đ?&#x2019;&#x2C6;đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;? /đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030; = đ?&#x;?. đ?&#x;&#x2019;đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x201C;. đ?&#x;?đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2019;&#x2022; đ?&#x2018;Şđ?&#x2018;śđ?&#x;? /đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? e di ridurre il consumo di combustibili fossili di una quantitĂ uguale a: đ?&#x;&#x2019;. đ?&#x;&#x2022;đ?&#x;&#x17D;đ?&#x;&#x17D; đ?&#x2018;Žđ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? /đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;? â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;?đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2022; â&#x2C6;&#x2122; đ?&#x;?đ?&#x;&#x17D;â&#x2C6;&#x2019;đ?&#x;&#x2018; đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2019;&#x152;đ?&#x2018;žđ?&#x2019;&#x2030;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;? â&#x2030;&#x2026; đ?&#x;&#x17D;, đ?&#x;&#x2013;đ?&#x;&#x2013; đ?&#x2018;´đ?&#x2019;&#x2022;đ?&#x2019;&#x2020;đ?&#x2019;&#x2018;/đ?&#x2019;&#x201A;đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?đ?&#x2019;?

Dunque, in definitiva si è visto che lâ&#x20AC;&#x2122;efficientamento energetico degli edifici scolastici e degli edifici pubblici in generale, compiuto attraverso degli interventi mirati, implicherebbe molte cose: benefici ambientali, vantaggi economici, maggiore sostenibilitĂ , ecc., a fronte di un investimento recuperabile, in assenza di qualunque incentivo, nellâ&#x20AC;&#x2122;arco di una ventina dâ&#x20AC;&#x2122;anni. Il tema dellâ&#x20AC;&#x2122;efficienza energetica diventa quindi di primaria importanza per la Pubblica Amministrazione, che tra lâ&#x20AC;&#x2122;altro deve essere dâ&#x20AC;&#x2122;esempio e deve fungere da traino in questo senso, come la stessa Unione Europea ha piĂš volte evidenziato nelle sue Direttive. Se però da un lato gli interventi di efficientamento possono rappresentare unâ&#x20AC;&#x2122;occasione per tagliare gli sprechi e i costi del settore pubblico, dallâ&#x20AC;&#x2122;altro bisogna tenere conto che molto spesso gli enti pubblici debbono far fronte alla carenza di risorse finanziarie ed alle difficoltĂ nel reperirle.

169

Conclusioni In un contesto mondiale ed europeo come quello attuale, caratterizzato da tensioni geopolitiche che minano la sicurezza degli approvvigionamenti energetici e da una crescente sensibilità verso le tematiche ambientali e il cambiamento climatico, il concetto di risparmio energetico è divenuto molto importante. Per far fronte alle nuove sfide che il futuro riserva, l’Unione Europea ha definito una serie di ambiziosi obiettivi da raggiungere entro il 2020, il 2030 ed il 2050 e ha emanato diverse direttive, allo scopo di promuovere l’efficienza energetica, lo sviluppo delle fonti rinnovabili e la riduzione delle emissioni di gas serra. Attualmente l’Italia si trova a buon punto riguardo al conseguimento dei target previsti dall’UE per il 2020. Infatti, nel 2014 il consumo di energia primaria ha fatto segnare una riduzione del 31%, valore ben superiore al parametro di riferimento del 20%, dovuto principalmente agli effetti della crisi economica; le emissioni di gas serra sono diminuite di circa il 19% rispetto al 1990 e l’incidenza delle fonti rinnovabili nei diversi comparti energetici (elettrico, termico e trasporti) è salita al 17%. Tuttavia c’è ancora molto da fare, soprattutto nel campo dell’edilizia che, come si è avuto modo di osservare in precedenza, è responsabile in Europa del 40% del consumo energetico complessivo, di circa i due terzi del consumo totale di energia elettrica e di circa un terzo delle emissioni di CO2. Una svolta in questo senso sarà rappresentata dagli edifici a energia quasi zero (NZEB), ossia una categoria di edifici che dovrà caratterizzarsi per la presenza, oltre che dei normali carichi, anche di sistemi attivi per la produzione di energia elettrica e termica, basati su risorse rinnovabili; di sistemi di accumulo dell’energia elettrica e termica generata; di sistemi per la gestione e il controllo dei flussi energetici.

La diffusione su vasta scala di tali edifici altamente efficienti determinerà nei Paesi europei una riduzione della domanda di energia primaria, un’ottimizzazione dei consumi ed una migliore gestione delle risorse energetiche disponibili, il che avrà delle ripercussioni positive anche sull’ambiente, poiché verrebbero limitate le emissioni di sostanze inquinanti e climalteranti.

La sperimentazione condotta nell’ambito del Progetto DE.DU.ENER.T. ha dimostrato in maniera concreta che l’efficientamento di un immobile, effettuato in questo caso dotando l’edificio di un impianto ibrido con accumulo integrato, di un impianto solare termico e di un sistema di controllo dell’illuminazione, comporta dei notevoli vantaggi. Dai risultati ottenuti, infatti, si è ricavato che: -

la quantità di energia elettrica acquistata dalla rete si è ridotta del 45%; la spesa in bolletta si è ridotta del 50%; le emissioni di CO2 si sono ridotte di 2,4 tonnellate; il picco di potenza assorbita si è ridotto del 37%; il consumo di combustibili fossili si dovrebbe ridurre di 2,96 tep/anno.

Se tale modello di sistema sostenibile, basato sulla generazione distribuita finalizzata all’autoconsumo, venisse esteso a tutti gli edifici della Pubblica Amministrazione, i benefici ottenibili sarebbero notevoli, sebbene si sia visto che non sempre ad una convenienza dal punto di vista energetico e ambientale corrisponda una convenienza anche dal punto di vista economico, in assenza di un sistema di incentivazione. C’è da osservare, tuttavia, che il costo degli impianti e delle apparecchiature con ogni probabilità dovrebbe ridursi con gli anni, rendendo tali interventi più convenienti negli anni a venire. Diversa è la situazione per gli edifici residenziali, per i quali gli stessi interventi risultano convenienti già oggi, grazie agli incentivi esistenti.

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