Numero 5 – 2019

Le Comunità energetiche: innovazione e sostenibilità

Vantaggi per il pubblico, il privato e per il clima

Una novità interessante introdotta dalle recenti direttive europee in materia d’energia riguarda le comunità energetiche. Esse sono definite come un insieme di soggetti appartenenti ad un’area geografica ben definita, aventi il diritto di produrre, consumare, immagazzinare e scambiarsi energia prodotta da fonte rinnovabile, in un’ottica di sviluppo sostenibile, efficienza energetica ed autosufficienza della comunità stessa.

Il concetto di comunità energetica si pone come evoluzione dei Sistemi di Distribuzione Chiusi, aggregando più soggetti consumatori ed uno o più soggetti produttori ed esulandoli dall’onere della gestione di una rete privata. Esempi in questo senso possono essere il semplice condominio con un impianto fotovoltaico sul tetto ma anche un insieme di comuni che gestiscono più impianti idroelettrici o a biomassa e che distribuiscono l’energia con la rete pubblica preesistente.

In una realtà sempre più coinvolta dalla generazione distribuita e dall’autoconsumo, queste comunità rappresentano un fattore chiave per la nascita di una nuova struttura socio-energetico basato sullo sviluppo di sistemi energetici locali autosufficienti che si inseriscono in una più ampia rete nazionale.

Non a caso infatti, le comunità di energia rinnovabile sono al centro dell’attenzione della direttiva comunitaria UE 2018/2001 dell’11 dicembre 2018 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili nella quale viene sancito il diritto dei clienti finali di costituire comunità energetiche e l’obbligo per gli Stati membri di adottare misure atte alla promozione ed allo sviluppo delle stesse.

Da un punto di vista energetico, la creazione di comunità energetiche, laddove la produzione e il consumo siano geograficamente contigue, è più che giustificata andando di fatto a limitare le perdite legate al trasporto dell’energia e generando benefici economici ed ambientali.

Dal punto di vista tecnico, le smart grid ed i nuovi sistemi di smart metering sembrano essere sufficientemente maturi per poter gestire queste nuove realtà senza compromettere l’affidabilità della rete di distribuzione locale o nazionale.

Per quale motivo quindi le comunità d’energia rinnovabile non sono ancora diffuse sul territorio? Vi sono due motivi, uno giuridico e uno economico.

Il primo è riconducibile alla mancanza di un quadro legislativo nazionale che delinei le figure coinvolte, le procedure d’accesso ai mercati dell’energia elettrica appropriati e definisca procedure di contribuzione eque e trasparenti alla ripartizione generale dei costi di sistema.

Il secondo è dovuto al fatto che le comunità energetiche, pensate come evoluzione dei Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC), dovrebbero poter godere anch’esse delle stesse esenzioni relative agli oneri generali di sistema. In una prospettiva di intenso sviluppo delle comunità d’energia rinnovabile sul territorio, ciò generebbe un “buco” di introiti a copertura dei servizi di rete che inevitabilmente andrebbe riversato sui rimanenti utenti finali, rischiando di aggravare eccessivamente questi ultimi. Occorre in tal senso una drastica ricalibrazione del sistema tariffario, muovendosi probabilmente verso un aumento delle quote fisse che potrebbe compensare in maniera equa il mancato gettito delle componenti legate al consumo da rete pubblica.

In Italia esistono già delle realtà simili alle comunità energetiche, la maggior parte ubicate sull’arco alpino: si tratta delle cooperative o consorzi storici, che autoproducono energia e gestiscono le connessioni tra i propri associati. Non hanno però la qualifica di distributori (che per la legge italiana viene data in concessione da Terna solo a monopoli di area) e inoltre sono abbastanza ristrette, nell’ordine di 15mila utenze o meno.

La Regione Piemonte ha sottoscritto un protocollo di intesa per creare la prima Oil Free Zone in Italia e, all’interno di essa, ha previsto la costituzione di una comunità energetica.

PTE sta seguendo un progetto di comunità energetiche in Trentino. Quando ci saranno sviluppi saremo lieti di condividere le esperienze maturate.

Clean Energy Package – L’evoluzione del mercato elettrico italiano

Importanti cambiamenti in ambito energetico interesseranno l’Italia

Il 18 novembre 2019 si è svolto a Bologna, presso la sede di Confindustria Emilia Centro, l’incontro “Il Pacchetto Energia Pulita. L’evoluzione del mercato elettrico italiano”, organizzato da Confindustria, Confindustria Emilia-Romagna e Confindustria Emilia Centro con il supporto di Sistemi Formativi Confindustria e 4.Manager. PTE ha partecipato assieme ad Assoimprenditori Alto Adige.

Si tratta di uno degli eventi che Confindustria ha deciso di organizzare a livello regionale per informare le imprese circa i cambiamenti che il sistema elettrico vedrà concretizzarsi nel prossimo futuro anche in funzione dei cambiamenti climatici con alcun focus sulle fonti rinnovabili, sull’efficienza energetica, sul “pacchetto clima”. L’incontro si è rivolto in particolare agli energy manager delle imprese.

Il rapporto tra impatto ambientale, cambiamenti climatici e sistemi di produzione di energia è un tema di grande attualità. Con il Clean Energy Package, approvato a maggio 2019, l’Europa ha avviato un insieme di indirizzi di politica energetica che porteranno a un profondo mutamento strutturale del mercato elettrico europeo.

In questa fase di cambiamento si assiste ad un aumento del gap informativo tra gli operatori del settore e i consumatori industriali ancora poco reattivi ai cambiamenti in atto.

Tramite gli interventi di Confindustria, FIRE (Federazione Italiana per l’Uso Razionale dell’Energia) e Terna, su molteplici settori (Governance, Market Design Elettrico, Rinnovabili, Efficienza), si sono individuate le seguenti aree di intervento, alle quali, nel corso del 2020, daremo ampia trattazione. Esse sono:

• prosumer e comunità energetiche (obiettivo: poter gestire in maniera più flessibile la propria produzione, esenzione di una parte degli oneri parafiscali)

• nuove risorse di flessibilità (obiettivo: partecipazione sempre più diffusa al mercato del dispacciamento per aumentare la sicurezza del sistema, anche tramite le Unità Virtuali Abilitate)

• integrazione dei mercati (obiettivo: diminuzione dei costi della materia prima e del dispacciamento)

• sicurezza, adeguatezza e mercato della capacità (obiettivo: rendere la rete elettrica adeguata pur in presenza di un numero sempre maggiore di impianti a fonti rinnovabili)

• nuovo ruolo DSO e cooperazione DSO-TSO (obiettivo: distributori attori attivi nel mercato del dispacciamento e maggiore integrazione tra distributori e Terna)

• nuova Direttiva per lo sviluppo efficiente delle fonti rinnovabili (obiettivo: supporto alle rinnovabili e maggiore stabilità regolatoria)

Polo Tecnologico per l’energia, nel corso del prossimo anno, seguirà l’evoluzione degli argomenti citati e informerà le imprese valutando, di volta in volta, le potenziali ricadute economiche potenziali per ogni area di intervento.

Perché adeguare l’impianto in media tensione e quali sono i vantaggi?

CTS: penale che interessa ancora molti utenti in media tensione

Dal 2000 l’Autorità opera con incentivi e penalità tariffarie verso tutti i distributori per migliorare il sistema di distribuzione e la qualità del sistema elettrico nel suo complesso. Un ruolo chiave all’interno di questo processo lo gioca il cliente finale a cui viene riconosciuto l’obbligo di partecipare attivamente al miglioramento della qualità del servizio con l’adozione di comportamenti atti a ridurre la possibilità di guasti alla rete di distribuzione in media tensione. Uno fra tutti è l’adeguamento da parte dell’utente finale della propria cabina di consegna in media tensione secondo quanto stabilito dalla normativa CEI-016 e dalle delibere ARG/elt 33/08 e ARG/elt 198/11. La componente tariffaria specifica o più semplicemente CTS è una penale introdotta proprio in questo contesto. Essa viene fatturata direttamente dal fornitore in bolletta, con lo scopo di penalizzare economicamente gli impianti non adeguati ai requisiti tecnici della normativa e spingere sempre più utenze alla messa in regola del proprio impianto.

L’entità della penale è definita dall’articolo 41 del TIQE ed è pari, su base annua, a:

1. 500,00 € per gli utenti MT con PD pari o inferiore a 400 kW;

2. (500+750*[(PD-400)/400]^0,7) € per gli utenti MT con PD superiore a 400 kW e inferiore o uguale a 3.000 kW;

3. 280,36 € per gli utenti MT con PD superiore a 3.000 kW,

dove PD è il valore massimo tra la potenza disponibile in prelievo e la potenza disponibile in immissione valutate al 1° gennaio dell’anno cui il calcolo del CTS si riferisce.          

L’importo così definito, può essere ulteriormente maggiorato in base agli articoli 9 e 10 del testo dei “criteri applicativi della regola tecnica di connessione alle reti di distribuzione dell’energia elettrica con tensione

nominale superiore ad 1 kV” (Allegato B alla delibera ARG/elt 33/08 aggiornata) e può essere aumentato sino a 4 volte il valore “base” previsto〖CTS〗_M=CTS (1+n) dove n è il numero intero degli anni contati a partire dall’anno successivo a quello di decorrenza dell’obbligo di adeguamento non adempiuto, con un valore massimo pari a 3.

Sebbene la ricaduta economica diretta in bolletta sia il motivo principale che spinge un’azienda ad adeguare la propria cabina di consegna dell’energia elettrica, la non adeguatezza dell’impianto ha due ulteriori importanti implicazioni:

1. Un’utenza in media tensione non conforme alla normativa CEI-016 non ha diritto ad indennizzo alcuno nel caso di interruzioni di fornitura senza preavviso lunghe e/o brevi.

2. Nel caso si verificasse un’interruzione di servizio sull’intera linea in media tensione, causata da un’utenza non adeguata, il distributore ha diritto di rivalsa nei confronti dell’utenza che ha causato il danno alla rete.

È quindi importante per l’azienda adeguare la propria cabina di trasformazione nel rispetto della normativa vigente ricordando di comunicare al distributore l’avvenuta messa in regola dell’impianto.

Interruzione di fornitura di energia elettrica

Cosa prevede l’Autorità e come calcolare l’eventuale rimborso

Un’interruzione di fornitura di energia elettrica rappresenta sempre un evento spiacevole, con risvolti anche importanti sia da un punto di vista logistico che economico.

Essa costituisce a tutti gli effetti il mancato rispetto del livello di qualità atteso per il servizio e determina, secondo le casistiche e le modalità definite dall’Autorità, il diritto ad ottenere dei rimborsi.

Le interruzioni di fornitura vengono suddivise in tre macrocategorie:

1. Interruzioni con preavviso

2. Interruzioni senza preavviso per cause imputabili al distributore

3. Interruzioni senza preavviso per black out ed eventi eccezionali

Interruzioni con preavviso

Sono sostanzialmente dovute ad interventi di manutenzione o riparazione delle reti effettuati da parte del distributore che ha l’obbligo di informare anticipatamente l’utente finale.

In caso di attività di ripristino di guasti della rete di distribuzione il preavviso deve essere di almeno 24h, in tutti gli altri casi dev’essere almeno 2 giorni lavorativi. In questo tipo di interruzione, il tempo massimo per cui l’utente finale può rimanere disalimentato è pari ad 8 ore consecutive, indipendentemente dal tipo di utenza finale.

Interruzioni senza preavviso

Come suggerito dal nome, sono sempre causate da eventi non prevedibili che possono essere di competenza del distributore, se sono dovute ad un guasto sulla rete locale di distribuzione, di Terna o dell’Autorità se il guasto interessa il sistema di trasmissione nazionale o la causa dell’evento è “eccezionale”.

Le interruzioni di fornitura (con o senza preavviso) vengono classificate in base alla durata del disservizio in:

• transitorie: minori di un secondo

• brevi: tra un secondo e 3 minuti

• lunghe: superiori a 3 minuti

Il distributore è soggetto all’obbligo di monitoraggio e registrazione di tutte le interruzioni di fornitura nella sua area di competenza, annotando per ognuna origine e causa, data, ora e minuto di inizio e di fine dell’interruzione. In accordo con quanto previsto dall’articolo 17 del TIQE, il distributore inoltre fornisce entro il 30 giugno di ogni anno, a ciascun utente MT, l’elenco di tutti gli eventi che lo riguardano, di qualunque durata, con o senza preavviso.

In funzione della concentrazione territoriale del luogo dove l’interruzione si verifica, della tipologia di utenza e della potenza disponibile dell’impianto sono previsti differenti termini di tempo massimo per il ripristino del servizio ed indennizzi automatici nel caso in cui questi non vengano rispettati.

L’indennizzo non esclude, laddove ve ne siano i presupposti, l’eventuale ulteriore risarcimento del danno secondo quanto previsto dal Codice Civile.

Quali sono le modalità di risarcimento e chi paga?

Per qualunque tipo di interruzione, l’Autorità prevede l’eventuale rimborso automatico direttamente in bolletta entro 60 giorni dal disservizio, termine esteso a 210 giorni nel caso l’evento abbia coinvolto più di 2 milioni di utenze.

In caso di interruzioni programmate o interruzioni senza preavviso imputabili al distributore, è lo stesso distributore a rispondere economicamente per il mancato mantenimento del livello di qualità del servizio mentre nel caso in cui venga riconosciuta l’eccezionalità della causa, questo è esulato dal rimborso diretto ed un apposito fondo previsto dall’Autorità provvederà a risarcire i consumatori.

Cosa fare se non arriva il rimborso?

L’eventuale rimborso viene accreditato in automatico in bolletta a patto che:

1. L’utente non sia il responsabile diretto del disservizio della rete

2. L’utente sia in regola con i pagamenti delle fatture

3. L’utente sia in possesso di una dichiarazione di conformità del proprio impianto (si rimanda alla news relativa al CTS)

Nel caso in cui l’utente finale rispetti tutti i requisiti sopraelencati e il rimborso non sia stato comunque riconosciuto entro le tempistiche prestabilite, questi può fare richiesta diretta al distributore competente richiedendo il versamento entro 3 mesi o di motivare un eventuale rifiuto.

L’eventuale richiesta diretta al distributore va presentata entro 6 mesi dal momento dell’interruzione.

Impianto di messa a terra della stazione 132 kV di Laces (BZ)

Una breve sintesi dello studio effettuato per la cabina primaria sulla linea ferroviaria Merano-Malles

L’elettrificazione della linea ferroviaria Merano-Malles ha richiesto la realizzazione di una cabina primaria di trasformazione (CP) a 132 kV sita in località Laces da parte di Edyna.

L’analisi del comportamento dell’impianto di terra della CP a 132 kV, sita in località Laces a servizio della linea di alimentazione della tratta ferroviaria della Val Venosta, ha mostrato che potevano instaurarsi delle situazioni potenzialmente pericolose in caso di guasto a terra.

Polo Tecnologico per l’Energia è stato quindi incaricato di predisporre un’analisi numerica e simulazione del comportamento del terreno in caso di dispersione a terra della corrente di guasto per diverse soluzioni tecniche, il calcolo delle tensioni indotte e rappresentazione grafica dell’andamento dei potenziali nel terreno per le diverse soluzioni tecniche e la stesura di una relazione tecnica specialistica con l’indicazione delle misure tecniche da prendere per mitigare l’andamento dei potenziali nel terreno e garantire la sicurezza degli operatori in caso di guasto.

Le molteplici simulazioni numeriche con dispersori di geometria e forma differente, sia per la CP che per la messa a terra dei binari della ferrovia, ha portato a concludere che la soluzione ottimale, con una configurazione dell’impianto di terra in cui la tensione di contatto in prossimità dei pali della tesata della ferrovia non assume valori pericolosi, sia realizzata adottando le seguenti soluzioni:

• predisposizione di un impianto di terra della CP come da progetto con l’aggiunta di quattro puntazze verticali con profondità di 150 m poste ai vertici del dispersore;

• collegamento del dispersore della CP al sistema di messa a terra dei binari della ferrovia, come previsto dal progetto, senza ulteriori corde di rame.

A seguito di misurazioni della resistività del terreno effettuate nel mese di agosto 2019, tramite molteplici simulazioni, si è poi potuto valutare la pericolosità rappresentata dalla presenza di tiranti metallici per le tesate dei frutteti, posti in vicinanza della CP e delle rotaie e si sono individuate le seguenti soluzioni:

• riduzione dei tempi di intervento delle protezioni a 0,3 s (andando ad agire soprattutto sull’intervento in tempo base delle protezioni installate nelle CP Lasa e CP Castelbello, che alimenteranno la futura CP di Laces)

• resistività superficiale del terreno non superiore 150 W

Si è infine verificato come la stretta interconnessione tra le rotaie ed i pali di sostegno della tesata per l’alimentazione della ferrovia, verificando come non sia necessaria la stesura di una apposita corda di terra ulteriore, posata a fianco dei binari.

Un aiuto per i piccoli pazienti oncologici e le loro famiglie

Natale solidale con LILT – Lega Italiana per la Lotta contro i Tumori

La Lega Italiana per la Lotta contro i Tumori (LILT), nata nel 1922, è un Ente Pubblico su base associativa che opera, senza fini di lucro, attraverso una presenza capillare sul territorio nazionale. LILT si occupa principalmente di prevenzione (stili e abitudini di vita, sviluppo di una cultura della diagnosi precoce) e attenzione al malato, alla famiglia, riabilitazione e reinserimento sociale.

È proprio nell’ambito dell’attenzione al malato che si inserisce la bellissima iniziativa di LILT che, grazie ad una vasta scelta di proposte natalizie e alla raccolta di contributi, cerca di garantire un servizio di accoglienza ai bambini in oncologia pediatrica.

Abbiamo quindi deciso di contribuire anche noi alle spese di ospitalità di un bambino colpito da tumore e della sua famiglia, per otto settimane durante il periodo di cura, in un appartamento LILT a Trento. In allegato l’attestato di ringraziamento che l’associazione invia come gradito ringraziamento per il contributo donato. Per chi volesse partecipare, maggiori informazioni sull’iniziativa sono disponibili sul sito internet di LILT Trento.

Polo Tecnologico per l’Energia ringrazia LILT per il suo prezioso impegno.