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Entro il 2020 stimati investimenti per dieci miliardi di euro per le reti di distribuzione

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Entro il 2020 stimati investimenti per dieci miliardi di euro  per le reti di distribuzione

“Gli obiettivi della strategia energetica nazionale sulle fonti di energia rinnovabili prevedono, per il settore elettrico, di sviluppare impianti fino a raggiungere quasi il 40% dei consumi finali al 2020, con una produzione di circa 130 TWh/anno, ipotizzando consumi attuali costanti. Il numero di nuovi impianti di generazione distribuita che saranno connessi alle reti Media Tensione e Bassa Tensione da qui al 2020 è pari a circa 160.000 - 180.000 (di cui il 90% sulla BT e il 10% sulla MT). Sulla base dei dati di evoluzione del carico e della generazione distribuita, si possono  ipotizzare le percentuali di sviluppo dei principali investimenti sulle reti di distribuzione nei prossimi anni. In valore assoluto, con riferimento alla sola realizzazione di nuove Cabine Primarie e Cabine Secondarie, il numero di interventi  da realizzare da qui al 2020 sul sistema elettrico di distribuzione nazionale è stimabile  fino a 200 nuove Cabine Primarie e fino a 50.000 nuove Cabine Secondarie per un ammontare di investimento di circa dieci miliardi di euro”.

È quanto ha dichiarato Giuliano Monizza, vice presidente Anie Energia, intervenuto oggi Invex, l’unico evento italiano b2b dedicato all’industria degli inverter, sistemi di accumulo, colonnine di ricarica e batterie per i veicoli elettrici, che si è svolto all’Hotel Michelangelo di Milano.

“Si può  quindi  desumere che le Smart Grid  e le energie rinnovabili  distribuite sono quindi  un importante processo evolutivo delle tecnologie impiegabili nella rete elettrica italiana, con una caratterizzazione fortemente innovativa. Bisogna evidenziare che l’Aeeg già da alcuni anni ha avviato un percorso virtuoso verso l’adozione di modelli di liberalizzazione del mercato elettrico attraverso la selezione di progetti pilota. Per quanto riguarda le Smart Grid faccio riferimento ai progetti pilota su reti di distribuzione in MT incentivati attraverso la Delibera ARG/elt 39/10 che vedono protagoniste le principali Utilities italiane come front runners anche a livello europeo. In particolare, per i sistemi di accumulo sulla rete di trasmissione la Aeeg con la Delibera 66/2013/R/eel e la Delibera 43/2013/R/eel nonché la Delibera ARG/elt 199/11 sulle reti di trasmissione e distribuzione sta spronando il sistema. Inoltre, per i veicoli elettrici sulla rete di distribuzione in bassa tensione abbiamo le sperimentazioni come indicato dalla Delibera ARG/elt 242/10. Tramite delibere operative sono stati lanciati tutti quei meccanismi necessari per l’evoluzione delle regole di connessione, incluso la revisione del servizio di dispacciamento per le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili. Il fermento tecnologico e industriale è notevole. Tuttavia sarà necessario definire in maniera esaustiva il ruolo delle utilities con i relativi aspetti regolatori che coinvolgono i Sistemi Efficienti di Utenza e Reti Interne di Utenza nonché la definizione dei servizi di dispacciamento erogabili dalla generazione distribuita  proveniente da fonti rinnovabili non programmabili. La liberalizzazione del mercato e l’utilizzo delle energie rinnovabili sono strategicamente la via per rendere indipendente il nostro paese, equiparando i costi dell’energia a livelli competitivi anche  nel nostro paese”.

“A livello europeo - ha proseguito Monizza - il commissario Hoettinger  per l’Energia  ha lanciato nel luglio 2012 un piano per PCI (Projects of Common Interest) con un programma di finanziamenti apposito, cosi da facilitarne lo start up e la realizzazione. Si tratta di progetti di interconnessione fra paesi europei e su questi progetti l’industria Italiana farà senz’altro la sua parte. Tuttavia, per quanto riguarda la generazione distribuita e le energie rinnovabili quale potrebbe essere il fotovoltaico, la tematica di fondo è trovare il modo di far partecipare le Fonti di Energia Rinnovabili al mercato dei servizi di dispacciamento. Questi aspetti relativi ai modelli futuri di mercato, sono trattati dalla task force “smart grids” della Commissione Europea. A livello europeo, infatti, le smart grid sono una realtà tecnologica. Il Joint Research Center  della Commissione Europea ha mappato  circa 200 progetti per Smart Grids nei 27 paesi della Comunità Europea. A questi progetti sono legate le tecnologie di Trasmissione e Distribuzione dell’Energia elettrica, le tecnologie da Energie rinnovabili - fotovoltaico ed eolico in particolare , biomasse  - senza escludere l’idraulico già di per se diffuso. La disponibilità di progetti smart comunitari, con le relative tecnologie, consentono ipotesi di benchmark  a livello europeo. In questa ottica sarà importante la cooperazione tra industria e utilities allo scopo di  indirizzare il processo di realizzazione in una adeguata economia di scala ed una standardizzazione a livello paese, europeo e internazionale coordinata, così da cogliere tutti i vantaggi economici che andranno a beneficio degli utilizzatori finali. Ritengo inoltre – ha concluso Monizza – che in un momento economico di ‘tempesta perfetta’, il sistema paese dovrebbe dotarsi di un elenco di progetti a breve, media/lunga scadenza per supportare la transizione tecnologica nel modo più rapido possibile, compresa la liberalizzazione del mercato elettrico, che tenga conto della generazione distribuita allo scopo di individuare tutti quei meccanismi che permettono di riconoscere il ruolo delle utilities e la remunerazione degli investimenti”.

Lorenzo Colasanti dell’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, è intervenuto sul tema del contributo dell’auto-consumo per il raggiungimento della grid parity nei vari segmenti di mercato: residenziale, commerciale e industriale. “La potenza fotovoltaica installata in Italia ha superato i 17 GW e, l’anno scorso, gli impianti residenziali e commerciali insieme sono arrivati a incidere per il 60% del totale. Si sta quindi assistendo a un ritorno alle origini con una prevalenza delle generazione distribuita. Per una transizione verso un vero mercato dell’autoconsumo è però necessario che l’installatore si muova verso un approccio sempre più saving, che definisca quali siano le possibilità di risparmio di energia del cliente. Bisogna inoltre passare verso un nuovo modello di business ed è necessario anche che si arrivi a una riduzione dei costi della tecnologia”.

Sul tema dell’evoluzione del quadro normativo italiano in materia di connessione alla rete è successivamente intervenuto Raffaele Salutari, consigliere Anie-Gifi, che ha detto: “L’evoluzione del quadro normativo relativo alla connessione alla rete negli ultimi anni è legato principalmente alla diffusione della generazione distribuita. Credo che le disposizioni che abbiamo oggi siano un ottimo lavoro frutto anche di una reazione ad una situazione di emergenza (famoso caso del maggio 2011 del distacco in Sicilia) promossa da Terna con l’allegato A70, ma anche di un lavoro più organico ed esaustivo condotto dal comitato tecnico CT316 del CEI nell’aggiornamento delle due norme di connessione CEI 0-16 e CEI 0-21. Questo ha portato non solo a fornire i servizi necessari al corretto funzionamento della rete elettrica in presenza di generazione distribuita, ma anche ha creato la disponibilità all’interno della rete di apparati che possono essere utilizzati per una ottimizzazione ed una gestione più intelligente della rete elettrica. Nei prossimi mesi ci saranno solo adattamenti, ma c’è un punto molto importante relativo ai sistemi di accumulo. Infatti nelle due varianti di CEI 0-21 e CEI 0-16 sono previsti alcuni paragrafi relativi alle modalità di connessione degli storage con i relativi sistemi di misura dei flussi di energia. Questo aprirà le porte alla effettiva creazione di un nuovo mercato, rimuovendo di fatto la barriera che finora ha impedito la commercializzazione su larga scala dei sistemi di accumulo. L’aggiornamento normativo da una parte è necessario per aumentare la penetrazione della generazione distribuita e quindi è importante per la sicurezza del sistema elettrico; dall’altra è pesante il fatto che ogni paese sia un caso a sé e abbia normative differenti. Infatti questo moltiplica gli sforzi di ingegneria e i costi che le aziende produttrici devono sostenere anche in termini di gestione delle scorte di materiale a magazzino, in relazione alle scadenze che talvolta a nostro avviso non hanno dato tempo sufficiente all’industria per reagire in maniera economicamente efficiente. Per esempio auspichiamo che l’implementazione delle due nuove prove sugli inverter secondo la variante di CEI 0-16 eviti di creare problemi e perciò abbiamo chiesto all’AEEG che sia previsto un tempo minimo di sei mesi per permettere all’industria di gestire il cambiamento in maniera efficiente. Esistono ancora aspetti della normativa che possono essere resi più efficienti: un primo miglioramento del quadro normativo si otterrà con l’effettiva implementazione del protocollo di comunicazione IEC 61850 per aumentare la selettività logica delle reti di distribuzione. È interessante poi capire l’evoluzione di una possibile Norma comune europea a livello CENELEC, che prende spunto dalle Technical Specification 50549-1 e 50549-2, per avere delle regole di connessione comuni nella rete interconnessa europea. Questa misura consentirebbe alle aziende produttrici di inverter di rendere più efficienti i processi di sviluppo dei propri prodotti”.

Secondo Marco Pigni, del Gruppo sistemi di accumulo di Anie Energia, “Il 2013 è stato un anno molto importante, direi decisivo. Abbiamo assistito a un vero e proprio ‘sblocco’ dal punto di vista normativo per i sistemi di accumulo e le loro applicazioni nei vari segmenti del mercato e ai vari livelli del sistema elettrico nazionale. A livello di utility, sulle reti in alta tensione l’Aeeg (Autorità per l’energia elettrica e il gas) ha autorizzato e validato a Terna i primi progetti pilota: 35 MW di potenza di accumulo energy intensive e 16 MW di potenza di accumulo power intensive. Dal punto di  vista della regolazione tecnica si è assistito alla creazione e all’avvio dei lavori del comitato tecnico (CT) 120 del CEI (quale naturale appendice territoriale del neonato TC 120 del IEC a livello mondiale). Primo cantiere aperto e chiuso con rapidità ed efficienza (“nordica” più che italica) dal CT 12 è stato quello della scrittura, terminato a quattro mani insieme al CT 316 per delle varianti alle norme 0-16 e 0-21. Le varianti definiscono la connessione alla rete di MT e BT dei sistemi di accumulo anche abbinati a impianti di generazione rinnovabile secondo schemi impiantistici precisi e conformi alla regolazione in materia di incentivazione delle FER e della cogenerazione ad altro rendimento”.

Non solo. Pigni ha ricordato come, a completamento di quanto disposto dal CEI, l’Autorità per l’Energia a fine dicembre 2013 ha finalmente emanato un veloce documento di consultazione (il DCO 613/13/R/eel, con scadenza per le osservazioni 31 gennaio 2014) contenente le prime diposizioni per i sistemi di accumulo. “Queste disposizioni sono finalizzate a completare il quadro regolatorio e procedimentale per abilitare definitivamente l’impiego dei sistemi di accumulo a batteria sia in ambito di abbinamento alla generazione di media taglia (in primis da FER non programmabile) sia in ambito di generazione di piccola taglia in bassa tensione (in primis, il fotovoltaico residenziale). Nel dettaglio lo scopo dell’atteso DCO è definire, in prima applicazione, le modalità di accesso e di utilizzo della rete pubblica nel caso di sistemi di accumulo, nonché le misure dell’energia elettrica ulteriori necessarie per la corretta erogazione di strumenti incentivanti o di regimi commerciali speciali”.

Da ultimo, ma non meno importante, il mondo dei soggetti interessati all’implementazione dei  sistemi efficienti di utenza o SEU, hanno potuto salutare con un certo sollievo, entro la fine dell’ anno scorso, la pubblicazione della sospiratissima delibera dell'AEEG  (la n. 578/2013) in materia.  “E’ arrivata dopo cinque anni di attesa – ha detto Pigni – e  permetterà finalmente di mettere in pratica questi innovativi modelli impiantistici di autoproduzione e autoconsumo diretto, aprendo finalmente il relativo business anche nel nostro Paese. I SEU sono infatti uno strumento molto interessante soprattutto per realizzare generazione distribuita da fonti rinnovabili - fotovoltaico in primis - in abbinamento a sistemi di accumulo di piccola taglia anche senza incentivi - cioè in regime di grid parity -  che finora erano stati frenati”.

Secondo Manuela Di Fiore del Gruppo Apparecchiature per la mobilità elettrica di ANIE Energia, a oggi la normativa di riferimento è la ISO 61851, la base per tutto ciò che riguarda le colonnine, le prese di ricarica, le differenti modalità  di ricarica e le condizioni di sicurezza. Da alcuni anni ci sono dei tavoli tecnici a livello italiano, coordinati con enti tecnici europei per mettere a fattor comune esperienze, per definire delle linee guida, analizzando esigenze dei singoli paesi con lo scopo di individuare degli standard validi almeno a livello europeo. Inoltre dal 2010 L’AEEG con la Delibera ARG/elt 242/10 ha avviato un procedimento di selezione di 6 progetti pilota da portare a termine entro fine 2015 con lo scopo di individuare su una scala più ampia lo sviluppo e la diffusione della mobilità elettrica. I soggetti selezionati sono stati 5, i progetti riguardano l’infrastruttura di ricarica ad accesso pubblico  e si stanno analizzando diversi modelli di business. I mercati internazionali di riferimento oggi sono gli Stati Uniti, UK, Francia, e i Paesi del Nord Europa, in particolare Norvegia e Olanda. In questi paesi sono notevoli le vendite di auto elettriche e gli investimenti che i paesi hanno dichiarato per tutto quello che concerne l’infrastruttura di ricarica e che prevede di accelerare la presa dei veicoli elettrici sul pubblico con una strategia a tutto tondo. Molte delle aziende che operano in questo settore hanno provenienza da settore IT o dal mondo delle tecnologie per l’energia elettrica. Nella prima metà del 2013 il Ministero dell’Infrastruttura dei trasporti ha proposto un piano nazionale infrastrutturale per la ricarica dei veicoli elettrici alimentati ad energia elettrica, il cui scopo è la definizione di linee guida per uno sviluppo unitario e del servizio di ricarica. All’interno del piano si prevede una roadmap fino al 2015 per promuovere interventi inizialmente su aree urbane ad alta congestione di traffico. La prima iniziativa a riguardo è stata lo stanziamento di 5 milioni di  Euro per il finanziamento del "Piano infrastrutturale nazionale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica” da parte del ministero dei trasporti. A seguire dal 2014 il piano prevede appositi accordi di programma al fine di concentrare interventi in singoli contesti territoriali in funzione delle effettive esigenze, promuovendo e valorizzando la partecipazione di soggetti pubblici e privati. A partire dal 2015 ci potrebbe essere un’evoluzione nella diffusione del mercato di veicoli elettrici in Italia, ovvero quando l’offerta da parte delle case automobilistiche sarà significativa e variegata. Gli utilizzatori avranno iniziato ad abituarsi all’idea della macchina elettrica e avranno a disposizione un’infrastruttura diffusa nelle città e nelle strade che li renda più fiduciosi nell’autonomia e nell’utilizzo delle vetture. Inoltre già da oggi alcune aziende iniziano ad utilizzare flotte elettriche ad uso per propri operatori e le città stanno inserendo normative o regole per facilitare la mobilità dei mezzi elettrici oltre ad offerte di utilizzo di car sharing che copre anche le vetture elettriche. La standardizzazione delle tecnologie al di fuori della colonnina ed un quadro normativo di riferimento per la realizzazione di un’infrastruttura nazionale interoperabile per superare la barriera dei singoli progetti pilota che si sono diffusi negli ultimi anni”.



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