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Smart grid: cosa sono, come funzionano e ambiti applicativi

Componenti principali di una smart grid sono: generatori, processori, software e applicazioni smart, storage, sistemi di controllo automazione e sensoristica IoT per ricevere le informazioni delle diverse componenti dell’impianto e monitorarle

Dall’albero alla rete: la rivoluzione delle smart grid, o reti elettriche intelligenti, ha il potenziale di stravolgere l’intero modello di produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia. Il modello tradizionale, ad albero, si basa sulle grandi centrali elettriche allacciate alla rete di trasmissione: un modello centralizzato, con un flusso unidirezionale, dalla produzione al consumo. Le smart grid consentono invece un modello reticolare, diffuso, a generazione distribuita, in cui piccoli impianti, posti direttamente vicino ai luoghi di consumo, producono energia che possono immagazzinare e/o cedere/vendere alla rete di distribuzione, in un flusso bidirezionale tra i nodi periferici e il centro che ottimizza le prestazioni e abbatte i costi economici e ambientali. Ma come?

Cos’è la smart grid e cosa significa

“Grid” in inglese significa “griglia, reticolo” ma anche “rete elettrica”: una smart grid è una rete elettrica “intelligente”, ovvero dotata delle ICT che le consentano il controllo e la gestione interattiva, in tempo reale, del flusso di energia della rete stessa. Una rete di informazioni fornite automaticamente dai sensori ed elaborate dai software che diventa un sistema (Energy Management System) che si affianca alla rete elettrica per rendere efficiente la distribuzione dell’energia, prevenire black-out o sovraccarichi, minimizzare variazioni della tensione elettrica, mettere in comunicazione gli impianti sulla rete con le grandi centrali per ottimizzare domanda e offerta di elettricità.

Significa, lato gestore, conoscere nel dettaglio e in tempo reale i consumi dei diversi utenti nonché avere gli strumenti per una valutazione precisa del comportamento elettrico della rete in caso di guasti, lavori programmati, pianificazione interventi, ottimizzazione delle perdite; ma anche, lato utente, riuscire a capire come risparmiare sulla bolletta aumentando il “carico”, cioè il fabbisogno, negli orari più vantaggiosi. Oppure, ed è il caso del demand response, ricevere una remunerazione per la rimodulazione dei carichi effettuata su richiesta della stessa rete di distribuzione.

Un esempio di smart grid, spesso usata come sinonimo, è la micro grid, un insieme di carichi e sorgenti di energia che operano come un singolo sistema intelligente e controllabile, che fornisce energia elettrica e calore all’area in cui viene installata. Una microgrid può essere autonoma o collegata alla rete di distribuzione principale. Le microgrid possono essere classificate in: microgrid istituzionali/di ricerca, che aggregano la produzione di energia esistente in loco con carichi multipli collocati in un campus o un contesto istituzionale; le “Off-Grid”, o microgrid da remoto, che funzionano in modalità “isola” senza mai collegarsi alla rete di distribuzione; le microgrid per le basi e le strutture militari, che hanno una particolare attenzione alla sicurezza per garantire l’autosufficienza energetica senza affidarsi alla rete principale; le microgrid commerciali o industriali; le microgrid di comunità.

Un esempio di offgrid è quella installata nel villaggio di Hartley Bay, in Canada: 170 persone, 82 edifici, si basa sull’ottimizzazione dell’energia prodotta dal gasolio. L’off-grid comprende una rete wireless di contatori intelligenti, il monitoraggio h24 grazie a un Energy Management System, l’installazione di sensori di precisione del flusso di carburante sui generatori. Una volta stabilito che su tre, un generatore non era efficiente, si è deciso di usarlo meno possibile, modificando l’impostazione di spedizione del diesel, e utilizzando il demand response per mantenere la domanda sotto la soglia di avvio del terzo generatore. L’installazione di termostati variabili wireless e regolatori di carico negli edifici commerciali ha permesso di capire quali fossero i carichi maggiori (i riscaldatori di acqua calda) e installare anche un comando manuale di demand response. Questo sistema ha ridotto fino al 15% il fabbisogno di energia del villaggio; la riconfigurazione dei set point di spedizione del diesel ha portato un risparmio di 77.000 litri (77.000 dollari) all’anno.

Un altro esempio di smart grid sono le Virtual Power Plant, le centrali elettriche virtuali, sistemi in cloud in che aggregano e coordinano diversi tipi di fonti e impianti decentralizzati per garantire approvvigionamento elettrico stabile. Attraverso un sistema di controllo centrale IT, può fornire elettricità di picco o in base al carico richiesto con poco preavviso, e coordina quindi non solo i singoli impianti ma coadiuva il gestore di rete per i servizi di dispacciamento, ovvero di equilibrio nella gestione dei flussi della rete. Una centrale elettrica virtuale aggrega le risorse energetiche distribuite e fa da intermediario tra i “piccoli” impianti e i gestori della rete nel mercato dell’energia.

Il Virtual Power Plant tedesco di Statkraft, generatore di energia rinnovabile, considerato il più grande d’Europa comprende e coordina circa 1.300 parchi eolici, 100 progetti solari, 12 centrali a biomassa e otto centrali idroelettriche. Il progetto di VPP realizzato da Siemens nel centro commerciale Sello, 100.000 metri quadri nella periferia di Helsinki, ha permesso ai proprietari di beneficiare di 658mila euro annui tra vendita e produzione di energia, riduzione dei costi di manutenzione, efficienza energetica.

Come funzionano le smart grid (reti elettriche intelligenti)

Tra i componenti principali di una smart grid troviamo: i generatori, i processori, i sensori, i software e le applicazioni smart, lo storage. Una smart grid comprende: sistemi di controllo automazione e sensoristica IoT per ricevere le informazioni delle diverse componenti dell’impianto e monitorarle; Demand Response Management System per ottimizzare i carichi della rete; Advanced Metering Infrastructure per la comunicazione bidirezionale tra l’impianto e la rete di distribuzione; Home Management System per il controllo automatizzato dei consumi.

Un esempio di smart grid è il lo Smart Polygeneration Grid realizzato al Campus di Savona dell’università degli studi di Genova. Il campus, con diverse utenze passive elettriche e termiche, era alimentato da una rete di distribuzione elettrica e allacciato a quella del gas, con una microturbina a gas, due caldaie a gas naturale, condizionatori elettrici. Per realizzare la smart grid, si è proceduto alla costruzione di una rete interna di distribuzione elettrica, collegata alla rete pubblica tramite un trasformatore dedicato: alla rete interna sono stati agganciati: 3 microturbine a gas naturale, 3 impianti solari a concentrazione, 1 impianto fotovoltaico con pannelli al silicio, le 2 caldaie già presenti e un chiller ad assorbimento. A loro volta, l’acqua fredda del chiller e l’acqua calda prodotta dai pannelli sono stati collegati a due sistemi di accumulo termici ed è stato installato un sistema di accumulo elettrochimico, a batteria. Oltre ai carichi termici ed elettrici, sono state installate due stazioni di ricarica per auto elettriche. Tutto è stato quindi integrato all’infrastruttura di comunicazione, che in ogni smart grid si configura come un Energy Management System: in questo caso, l’Energy Manager è il software DEMS di Siemens, che comunica con lo SCADA, il software di supervisione, controllo e acquisizione dati. A sua volta, lo SCADA comunica con il database, i server di controllo e i due switch connessi da un anello in fibra ottica con le unità periferiche. Nell’anello, in protocollo di interoperabilità IEC 61850, viaggiano le comunicazioni da e per i dispositivi connessi sul campo. Lo SCADA si occupa della diagnostica della smart grid, il DEMS di pianificazione e monitoraggio in tempo reale per ottimizzazione dei costi.

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Il DEMS è programmato per avere in sé i modelli dei contratti di acquisto/offerta energia elettrica e fornitura gas nonché le offerte sul mercato; delle diverse macchine che convertono energia; dei dispositivi di accumulo e stoccaggio; degli impianti di produzione rinnovabile; della domanda di energia da soddisfare a qualsiasi condizione; del fabbisogno, che invece può essere interrotto o ridotto temporaneamente per poi essere recuperato; delle perdite di rete, i vincoli del sistema, le emissioni; dei nodi di bilanciamento dei flussi energetici. È in grado quindi di importare dati meteo per fare previsioni, prevedere i carichi e la produzione attesa, programmare le attività ottimizzando il funzionamento della smart grid con la minimizzazione del prelievo di energia dalla rete di distribuzione. Il 12% circa del fabbisogno della smart grid di Savona è attualmente coperto da fonti rinnovabili.

I vantaggi delle smart grid per l’ambiente

L’energia solo se e quando serve è la promessa delle smart grid, che hanno ricevuto nuovo impulso dalla necessità di efficientare e ottimizzare il consumo di energia con l’utilizzo di fonti rinnovabili e meno inquinanti per l’ambiente.

Sappiamo che il riscaldamento globale rischia di superare di oltre 2°C i livelli preindustriali entro il 2060 e potrebbe spingersi fino a 5°C entro la fine del secolo: la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra è uno degli obiettivi prioritari per impedirlo. Il “Piano 20-20-20”, il pacchetto di misure volute dall’Unione Europea per la scadenza del Protocollo di Kyoto, ha stabilito che entro il 2020 fossero del 20%: ridotte le emissioni di gas serra, innalzata la quota di energia prodotta da rinnovabili, aumentato il risparmio energetico. Emissioni che dal 2018 sono state ridotte del 23%. Nel 2014 è stato concordato il quadro 2030 per il clima e l’energia, che stabilisce obiettivi ancora più ambiziosi, tra cui ridurre le emissioni di almeno il 40% entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990, coprire il consumo energetico con almeno il 32% da fonti rinnovabili; migliorare del 32,5% l’efficienza energetica.

Le smart grid possono aiutare a raggiungere tutti e 3 gli obiettivi. Infatti, a differenza di una rete “non smart”, una smart grid è: self-healing, ovvero in grado di analizzare e risolvere gli eventuali problemi di malfunzionamento; capace di tenere conto del comportamento dei carichi nella gestione della rete; capace di fornire un livello di qualità realmente commisurato alle necessità di utenti e industrie; capace di consentire l’utilizzo di diverse tecnologie di generazione, rinnovabili comprese; capace di permettere l’ottimizzazione dei capitali minimizzando i costi di gestione e manutenzione grazie al monitoraggio costante e la manutenzione predittiva.

L’ottimizzazione del consumo e la trasmissione efficiente dell’elettricità eliminano gli sprechi e riducono in modo significativo le emissioni di CO2; l’utilizzo dei dispositivi smart consente di efficientare la produzione da rinnovabili; la messa a disposizione per gli utenti di strumenti idonei a ridurre i consumi fa riflettere sulla necessità dell’efficientamento energetico nella vita quotidiana.

Tornando all’esempio della smart grid del centro commerciale finnico, basata su un sistema di pannelli solari da 550 kilowatt, un’illuminazione intelligente a Led e circa 2 Megawatt di capacità di immagazzinamento dell’energia elettrica, ha permesso di diminuire il consumo annuo di energia da 34 a 28 Gigawattora.

I vantaggi economici delle smart grid

Il vantaggio economico principale passa dal Demand Response, ovvero dalla possibilità che esiste in un sistema smart grid di modificare il proprio profilo di prelievo di energia in seguito a una richiesta del gestore di rete. La Smart Grid “risponde alla domanda” e chiede all’utente flessibilità nel modulare il proprio consumo energetico e l’utilizzo di elettricità, bilanciando il fabbisogno nell’arco della giornata. Si può quindi concentrare il consumo nei periodi in cui il prezzo è più conveniente.

In Italia il Demand Response è previsto dal progetto pilota di Terna per le Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM). Terna è l’Operatore di rete (Transmission System Operators – TSO) nazionale, il gestore della rete di trasmissione italiana: il progetto istituisce 15 zone di aggregazione nel territorio nazionale, in ogni UVAM uno o più consumatori e/o piccoli impianti di produzione che risiedono su quella zona si possono aggregare, nella responsabilità di un unico soggetto, il Balance Service Provider, che può essere il venditore di energia elettrica o un soggetto che si propone come gestore della capacità di modulare il carico. Gli impianti aggregati vengono collegati in rete dal BSP tramite le Centrali Elettriche Virtuali e forniscono potenza di riserva, contribuendo alla stabilizzazione della rete. A fronte di un problema di stabilità, Terna notifica la necessità di un bilanciamento al BSP, che modula il carico del portafoglio clienti di cui è responsabile; i clienti attuano i piani di modulazione, manualmente o automaticamente; la variazione viene utilizzata da Terna; i clienti ricevono una remunerazione per la modulazione effettuata. Il progetto, pilota, prevede l’assegnazione di un quantitativo massimo di 1.000 MW di capacità (800 MW destinati all’area Nord e Centro-Nord e 200 MW destinati all’area Centro-Sud, Sud, Sicilia, Sardegna) tramite aste al ribasso con un corrispettivo fisso massimo potenzialmente ottenibile di 30mila euro per MW l’anno. Il servizio è rivolto principalmente a utenti commerciali e industriali, che possono avere la possibilità di modulare o ridurre il funzionamento per un breve periodo dei propri impianti di autoconsumo (gruppi di continuità, cogeneratori, impianti di riscaldamento e condizionamento) senza impatti significativi sulla produzione.

Altri vantaggi sono: la riduzione dei costi degli interventi di manutenzione nonché dei costi di attesa del ripristino della fornitura elettrica; la riduzione dei costi per le letture e le operazioni di gestione di contratto da effettuare in remoto con lo smart metering, il contatore intelligente.

Esempi e ambiti applicativi di smart grid in Italia

Oltre al Campus dell’università di Genova, realizzato e già menzionato, in Italia sono stati selezionati dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente 7 progetti smart grid pilota: il progetto Enel Isernia; il progetto ACEA per Roma; il progetto a2a per Lambrate e Gavardo, in provincia di Milano e Brescia; il progetto Deval Villeneuve, in Valle d’Aosta; il progetto Assem a S.Severino Marche; il progetto ASM a Terni.

Dal primo febbraio 2020, è stato finanziato dalla UE nell’ambito del Programma Horizon 2020 il progetto “ebalanceplus” sulle smart grid, che vede partecipare l’Università della Calabria come partner italiano e il Campus di Arcavacata di Rende (Cs) come sede di sperimentazione. Il progetto punta a sviluppare una piattaforma per la gestione ottimale dell’energia prodotta da rinnovabili per garantire bilanciamento tra generazione e carico a livello locale.

Si segnala inoltre la micro smart grid presentata da Manni Energia nel 2017, composta da un fiore gigante fatto di pannelli solari che si muove con il sole e ne accumula il calore e da un mulino che cattura il soffio del vento con le rispettive batterie di storage e i sistemi di conversione, sensoristica e comunicazione.

L’Italia è stata il primo paese in Europa a introdurre gli smart meter elettrici per clienti finali in bassa tensione su larga scala: lo smart meter, o contatore elettronico intelligente, consente un flusso bidirezionale di informazioni con il fornitore di energia.

Smart grid e fotovoltaico

La smart grid promette di risolvere il problema dell’intermittenza, e della fornitura incostante, del fotovoltaico: la gestione dei picchi energetici con l’ottimizzazione dei consumi e l’assorbimento da parte degli accumulatori consente infatti di rilasciare l’energia immagazzinata al momento del bisogno. Un esempio pratico sono le stazioni di ricarica delle auto elettriche, che se connesse ad una smart grid, assorbono l’energia all’interno degli accumulatori delle automobili. I sistemi di accumulo residenziali (Residential Energy Storage System o RESS), promettono di dare nuovo impulso alla ricerca. A ottobre 2017 è stato inaugurato al Centro ENEA di Lampedusa una smart grid che integra fotovoltaico, sistema di accumulo e software di Energy Management System per l’ottimizzazione dei flussi energetici. Studi Enea hanno infatti dimostrato che i sistemi di accumulo negli impianti fotovoltaici limitano la potenza dell’energia solare immessa in rete, garantendo una migliore resa nella distribuzione elettrica.

Smart grid ed Enel

Enel è uno dei principali operatori di smart grid al mondo. Dal 2011 al 2016 ha partecipato per l’Italia a Grid4Eu, il più grande progetto sulle smart grid finanziato dall’Unione Europea: la demo italiana si basava sull’incremento della capacità di hosting da parte della rete di distribuzione di media tensione, così da massimizzare l’integrazione degli impianti di generazione distribuita, in particolar modo fotovoltaici, con l’introduzione del Demand Response e del controllo attivo nelle risorse di energia distribuita. Nell’area di Forlì-Cesena due cabine primarie sono state quindi equipaggiate con un sistema di controllo e monitoraggio avanzato della rete di media tensione che comunica con gli impianti di Generazione Distribuita e con un dispositivo di storage agli ioni di litio installato in una cabina secondaria. Comunica grazie a un sistema “always on” che connette i nodi della rete su protocollo IP e tecnologie wireless, xDSL e OCV.

Anche da questa esperienza Enel ha sviluppato un sistema evoluto di telecontrollo della propria rete di distribuzione: una rete di media tensione con monitoraggio e teleregolazione della GD, sperimentazione dei sistemi di accumulo, regolazione evoluta della tensione, automazione avanzata basata su selettività logica. Soluzioni che si integrano con il contatore elettronico intelligente, lo smart meter, e il sistema di telecontrollo.

Sulla flessibilità della rete e l’integrazione con impianti di GD da rinnovabili si focalizza anche la partecipazione al progetto europeo Osmose, “Optimal System Mix Of flexibility Solutions for European Electricity”: iniziato nel 2018 con fine prevista nel 2021, vede come sedi di sperimentazione il parco eolico di Potenza Pietragalla, in Basilicata, e la centrale idroelettrica di pompaggio di San Fiorano, in Lombardia. Il parco eolico, integrato con un sistema di accumulo su batterie a litio, sarà al centro di una piattaforma di aggregazione curata da Terna, che gestirà in sinergia le capacità di regolazione degli impianti rinnovabili e la flessibilità di alcuni impianti industriali della zona, per capire come ottimizzare la flessibilità degli impianti di generazione in una zona in cui esistono problemi di gestione di flussi di potenza nei momenti di elevata ventosità. L’impianto di San Fiorano invece parteciperà alla sperimentazione di trasferimento delle capacità di accumulo tra un impianto italiano e uno sloveno, per un mercato unico europeo dei servizi di regolazione energetica.

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