Impianti di pompaggio e energie rinnovabili

Corso di laurea in Ingegneria Civile
IMPIANTI DI POMPAGGIO E ENERGIE RINNOVABILI
Analisi dell’evoluzione del mercato elettrico italiano e impatto delle energie
rinnovabili sulla offerta di energia elettrica
Docente: Prof . Ing. Giorgio Federici
Studente: Ombrato Michele

INDICE
SOMMARIO........................................................................................................................................4
TEMATICHE ANALIZZATE ............................................................................................................5
PRODUZIONE ELETTRICA ITALIANA .........................................................................................6
Potenza richiesta ..............................................................................................................................7
Potenza installata..............................................................................................................................8
La rete elettrica nazionale ................................................................................................................9
Il mercato elettrico e la regolazione della rete ...............................................................................10
TIPOLOGIE DI FONTI ENERGETICHE PRIMARIE ................................................................13
Produzione da fonti non rinnovabili...............................................................................................13
Termoelettrica..............................................................................................................................13
Saldo estero...................................................................................................................................16
Produzione da fonti rinnovabili.....................................................................................................18
Idrolettrica ....................................................................................................................................18
Geotermoelettrica.........................................................................................................................19
Eolico.............................................................................................................................................20
Nella figura a lato è riportata la capacità installata di eolico e fotovoltaico a fine 2012...............20
Fotovoltaico ..................................................................................................................................21
Pompaggio.....................................................................................................................................26
ANALISI DEL MERCATO ELETTRICO........................................................................................32
PUN e contrattazione a prezzo marginale......................................................................................35
LE CURVE DI CARICO E LA LORO EVOLUZIONE..................................................................35
Andamento della produzione eolica e fotovoltaica........................................................................45
Confronto delle produzioni............................................................................................................46
Le nuove strategie di regolazione della rete.......................................................................................47
Andamento orario dei consumi per pompaggio e saldo estero ......................................................53
ANALISI DELLE CAUSE DELLA RIDUZIONE CONSUMI PER POMPAGGIO ......................67
Liberalizzazione del mercato e perdita del monopolio..................................................................67
Andamento dei prezzi nelle ore di punta .......................................................................................68
Peak shaving ..................................................................................................................................72
Difficoltà di dispacciamento e congestione della rete .......................................................................76
Inversione dei flussi .......................................................................................................................77
ANALISI DELLE CRITICITA’ E DEGLI EFFETTI SULLA STABILITA’ DELLA RETE.........82
Il tema delle perdite di rete ............................................................................................................82
II tema delle inversioni di flusso....................................................................................................86
Lo sviluppo delle infrastrutture di rete...........................................................................................87

Nuova modalità di funzionamento degli impianti termoelettrici...................................................89
Conclusioni ....................................................................................................................................90
La centrale di pompaggio Domenico Cimarosa.................................................................................92
Caratteristiche tecniche..................................................................................................................94
Bibliografia ........................................................................................................................................98

Impianti Idraulici 4
SOMMARIO
Nel presente lavoro si analizza l’evoluzione del sistema elettrico Italiano; nello
specifico i cambiamenti del mercato elettrico, del mix di produzione e le
problematiche connesse alla generazione distribuita da fonti rinnovabili con
particolare riguardo al ruolo attuale degli impianti di pompaggio nella regolazione di
rete.
Bacino di valle della centrale di presenzano

TEMATICHE ANALIZZATE
Lo studio ha messo in evidenza che la liberalizzazione del mercato e il forte
incremento di produzione rinnovabile hanno apportato modifiche sostanziali nella
gestione della rete elettrica, imponendo nuove modalità di regolazione e
dispacciamento.
In particolare verranno approfonditi i seguenti aspetti:
• Liberalizzazione del mercato elettrico
• Analisi delle curve di carico giornaliere
• Nuove modalità di regolazione della rete elettrica.
• Sottoutilizzazione degli impianti di pompaggio per accumulo e copertura dei
picchi di domanda.
• Fotovoltaico: peak shaving e diminuzione dei prezzi dell’elettricità nelle ore
di punta.
• Inversione dei flussi netti di energia tra nord e sud Italia.
• Problematiche legate alla generazione distribuita
Infine si analizzeranno le criticità della rete e i relativi piani di adeguamento in un
ottica di maggiore e migliore integrazione della produzione elettrica da fonti
rinnovabili.
In appendice verrà descritta la centrale idroelettrica di pompaggio di Presenzano, il
più grande impianto Campano.

PRODUZIONE ELETTRICA ITALIANA
In Italia la produzione di energia elettrica avviene in gran parte a partire dall'utilizzo
di fonti energetiche non rinnovabili (i combustibili fossili quali gas naturale, carbone
e petrolio in gran parte importati dall'estero) e in misura minore con fonti rinnovabili
(come lo sfruttamento dell'energia geotermica, dell'energia idroelettrica, dell'energia
eolica, delle biomasse e dell'energia solare).
Il restante fabbisogno elettrico viene coperto con l'acquisto di energia elettrica
dall'estero, trasportata nel paese attraverso l'utilizzo di elettrodotti e diffusa tramite la
rete di trasmissione e la rete di distribuzione elettrica.
Secondo le statistiche di Terna, società che dal 2005 gestisce la rete di trasmissione
nazionale, l'Italia, come sistema fisico nazionale comprendente le proprie centrali e le
proprie stazioni di pompaggio, nel 2012 ha avuto consumi per circa 342,379 GWh di
energia elettrica.
Tale dato è il cosiddetto "consumo o fabbisogno nazionale lordo" e indica l'energia
elettrica di cui ha bisogno il Paese per far funzionare qualsiasi impianto o mezzo che
abbisogni di energia elettrica. Tale dato è ricavato come somma dei valori indicati ai

morsetti dei generatori elettrici di ogni singolo impianto di produzione più il saldo
degli scambi con l'estero.
La misura è effettuata prima di una eventuale detrazione di energia per alimentare le
stazioni di pompaggio e non considerando gli autoconsumi delle centrali (ovvero
l'energia che la centrale usa per il suo funzionamento.
Il dato di consumo nazionale lordo contiene una percentuale pari al 12,6% di energia
importata dall'estero (ovvero, al netto delle esigue esportazioni, circa 43,103 GWh
annui nel 2012), che incide per il 13,1% sul valore dell'energia elettrica richiesta.
Se si escludono tali "consumi imposti" (servizi ausiliari, perdite nei trasformatori di
centrale e l'energia elettrica per immagazzinare energia durante la notte attraverso le
stazioni di pompaggio idriche), si ha un "consumo nazionale netto" o "richiesta
nazionale di energia elettrica", che nel 2012 è stato di 328,219 GWh, in diminuzione
dell'1,92% rispetto all'anno precedente, inquadrato in un incremento medio degli
ultimi venti anni pari all'1,50%
E’ da notare tuttavia che tale media comprende anche il pesante calo del 2009 del
5,66%, dovuto principalmente alla riduzione dei consumi industriali a causa della
crisi economica del 2008-2010. Tale valore comprende anche le perdite di rete,
calcolate intorno ai 21,000 GWh (6%) circa. La parte rimanente (307,219 GWh)
rappresenta il consumo di energia degli utenti finali.
Potenza richiesta
Per quanto riguarda invece la potenza richiesta, l'Italia ha bisogno mediamente di
circa 39,1 GW di potenza elettrica lorda istantanea (37,5 GW di potenza elettrica
netta istantanea).
Tali valori oscillano tra la notte e il giorno mediamente da 22 a 52 GW, con punte
minime e massime rispettivamente di 20,9 e 54,1 GW
Il fabbisogno nazionale lordo di energia elettrica è stato coperto nel 2012 per il 63,5%
attraverso centrali termoelettriche che bruciano principalmente combustibili fossili in
gran parte importati dall'estero (di tale percentuale, una piccola parte - inferiore al 5%
- fa riferimento a biomassa, rifiuti industriali o civili e combustibile nazionale).
Un altro 23,9% viene ottenuto da fonti rinnovabili (idroelettrica, geotermica, eolica e
fotovoltaica) per un totale di energia elettrica di produzione nazionale lorda di circa
299,276 GWh annui (2012). La rimanente parte per coprire il fabbisogno nazionale
lordo (342,379 GWh) è importata dall'estero nella percentuale già citata del 12,6%.

Potenza installata
Per quanto riguarda la potenza installata (ovvero la potenza massima erogabile dalle
centrali), l'Italia è tecnicamente autosufficiente; le centrali esistenti a tutto il 2012
sono infatti in grado di erogare una potenza massima netta di circa 124 GW contro
una richiesta massima storica di circa 56,8 GW (picco dell'estate 2007) nei periodi
più caldi estivi. Secondo i dati del 2010 (in cui la potenza massima netta era pari a
106 GW) la potenza media disponibile alla punta stimata è stata di 69,3 GW.
La differenza tra la potenza teorica massima e la stima della potenza media
disponibile è in parte dovuta a diversi fattori tecnici e/o stagionali (tra questi vi sono
guasti, periodi di manutenzione o ripotenziamenti, così come fattori idrogeologici per
l'idroelettrico o stime riguardanti l'aleatorietà della fonte per l'eolico e il fotovoltaico,
ma anche il ritardo nell'aggiornamento delle statistiche sulle centrali), mentre in parte
è dovuta anche al fatto che alcune centrali (soprattutto termoelettriche) vengono
tenute ferme "a lungo termine" in quanto, come detto, non necessarie al
soddisfacimento della richiesta.
Nonostante le suddette situazioni contingenti e/o stagionali, vi è comunque una
sovrabbondanza di impianti di produzione, cresciuti del 28,8% fra il 2002 ed il 2008
e raddoppiati negli ultimi venti anni: questo dato unito alla crescita di produzione
fotovoltaica e eolica ha portato ad una overcapacity (cioè una potenza installata di
molto superiore alle necessità di approvvigionaento energetico attuale). Vedi Fig. 1
Figura 1: Nuova potenza installata dal 2002 al 2011

La rete elettrica nazionale
la distribuzione elettrica è l'ultima fase nel processo di consegna dell'elettricità
all'utente finale dopo la produzione e la trasmissione e si realizza attraverso
un'infrastruttura di rete tipica qual è la rete di distribuzione elettrica capillare fino agli
utenti o utilizzatori finali.
Generalmente tale rete comprende linee elettriche a media tensione (tra i 10 e i 20
kV) e linee a bassa tensione (inferiore a 1000 V, normalmente 400 V), impianti di
trasformazione AT/MT (cabine primarie), trasformatori su pali o cabine elettriche a
media tensione (cabine secondarie), sezionatori ed interruttori, strumenti di misura.
Le linee ad alta tensione (tra i 60 e 400 kV) fanno invece parte della rete di
trasmissione in quanto Il trasporto su lunga distanza è più efficiente operando ad alta
tensione.
Avvicinandosi all’utente finale, invece, la tensione necessita di essere
progressivamente abbassata per motivi di sicurezza (si abbassa il rischio di
folgorazione) e anche perché generalmente i carichi elettrici delle utenze industriali e
quelli delle utenze domestiche lavorano rispettivamente a media e bassa tensione.

Il mercato elettrico e la regolazione della rete
La gestione della rete elettrica non riguarda solamente la regolazione delle
immissioni dei singoli impianti o la gestione dei flussi.
Infatti uno dei primi effetti della liberalizzazione del mercato elettrico è stata l’entrata
di nuovi concorrenti e la nascita di nuovi operatori quali grossisti, produttori,
distributori e consorzi.
Inoltre l’affidamento a Terna dei servizi di trasmissione elettrica ha svincolato il
legame tra produttore e distributore di energia, che pertanto non coincidono.
Quindi i soggetti che operano nel mercato possono vendere o acquistare energia
elettrica anche senza possedere impianti di produzione.
Allo scopo di gestire questo mercato e, soprattutto, a garantire le coperture della
domanda è stato creato il GME.
Il Gestore dei Mercati Energetici S.p.A. (GME) è la società, costituita dal Gestore
della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. (attualmente Gestore dei Servizi
Energetici - GSE S.p.A.), a cui è affidata l’organizzazione e la gestione economica
del mercato elettrico, secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e
concorrenza tra produttori e che assicura, inoltre, la gestione economica di
un’adeguata disponibilità della riserva di potenza.
Con l’avvio operativo del mercato elettrico, avvenuto il 31 marzo 2004, è nato in
Italia il primo mercato organizzato dell’elettricità, analogamente alle esperienze già
maturate in ambito internazionale.
La creazione di un mercato elettrico corrisponde a due esigenze ben precise:
• Stimolare la concorrenza nelle attività, potenzialmente competitive, di
produzione e vendita di energia elettrica, attraverso la creazione di una
piattaforma di mercato;
• Favorire la massima efficienza nella gestione del dispacciamento dell’energia
elettrica, attraverso la creazione di un mercato per l’acquisto delle risorse per il
servizio di dispacciamento.
Il mercato elettrico, comunemente indicato come “borsa elettrica italiana”, consente a
produttori, consumatori e grossisti di stipulare contratti orari di acquisto e vendita di
energia elettrica. Le transazioni si svolgono su una piattaforma telematica alla quale
gli operatori si connettono attraverso la rete internet, con procedure di accesso sicuro,
tramite certificati digitali, per la conclusione on-line di contratti di acquisto e di
vendita di energia elettrica.

La gestione fisica della distribuzione dell’energia elettrica viene invece affidata a
TERNA il cui scopo è la regolazione primaria della frequenza e la regolazione
secondaria frequenza/potenza per garantire la gestione in sicurezza del sistema
elettrico e la qualità del servizio.
Terna, nello svolgere le attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia
elettrica, acquisisce tramite un sistema ad avanzata tecnologia tutte le informazioni
necessarie al controllo in sicurezza del sistema elettrico a 380-220-150-132 kV.
Tali informazioni (telemisure e telesegnalazioni) rendono possibile la gestione in
tempo reale del sistema elettrico, finalizzata a garantire, in ogni istante e con
prefissati livelli di sicurezza, l'equilibrio tra produzione e fabbisogno di energia
elettrica.
Il grafico 1 presenta le due seguenti curve:
• Previsione del fabbisogno nazionale (curva verde) elaborata il giorno prima
sulla base dei valori di consumo relativi a giorni analoghi di periodi precedenti,
tenendo conto delle variabili che influenzano la richiesta di energia elettrica
quali i fattori meteorologici e climatici e le componenti socioeconomiche;
• Consuntivo provvisorio del fabbisogno nazionale (curva rossa) elaborata:
in base alle informazioni acquisite dal sistema di controllo, per una quota
corrispondente approssimativamente all'89% in base a stime fuori linea, per la
parte rimanente.
Grafico 1: Andamento real time della domada elettrica

Come si vede dal grafico le previsioni fatte risultano molto vicine alle reali
condizioni di carico con scostamenti medi nell’ordine del 2% e massimi inferiori al
4%.
Grafico 2: Report storico previsione del 21/09/2014
Grafico 3: Report storico di previsione 19/09/2014

TIPOLOGIE DI FONTI ENERGETICHE PRIMARIE
Per un inquadramento più dettagliato del sistema elettrico nazionale possiamo fare
riferimento ai dati elaborati da Terna, la società responsabile dei servizi di rete e di
dispacciamento della energia elettrica.
Produzione da fonti non rinnovabili
Termoelettrica
La produzione non rinnovabile italiana è costituita esclusivamente dalla generazione
di energia attraverso la combustione di combustibili fossili in centrali termoelettriche.
Tale aliquota costituisce il 72,7% della produzione totale nazionale, il 66,3%
dell'energia elettrica richiesta e al 63,5% del fabbisogno nazionale lordo.
Secondo le statistiche di Terna, la maggior parte delle centrali termoelettriche italiane
sono alimentate a gas naturale (59,5% del totale termoelettrico nel 2012), carbone
(21,6%) e derivati petroliferi (4,3%). Percentuali minori (circa il 2%) fanno
riferimento a gas derivati (gas di acciaieria, di altoforno, di cokeria, di raffineria) e a
un generico paniere di "altri combustibili" solidi (circa il 12,2%) in cui sono
comprese diverse fonti combustibili "minori", sia fossili che rinnovabili (biomassa,
rifiuti, coke di petrolio, Orimulsion, bitume e altri).
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
GWh
TERMOLETTRICA
Termolettrico
TERMOELETTRICA
ANNO GWh
2000 220455
2001 219204
2002 229820
2003 241850
2004 244375
2005 252412
2006 263252
2007 265556
2008 260228
2009 225987
2010 222157
2011 217369
2012 204796
2013 182528

È da notare come le percentuali relative ai tre principali combustibili siano cambiate
radicalmente in pochi anni (1994-2007) come si vede dalla figura seguente:
Solo nel 1994, gas naturale, carbone e petrolio "pesavano" rispettivamente il 22%,
l'11% e il 64%. Si può notare come, accanto ad un discreto aumento dell'utilizzo del
carbone, ci sia stata una radicale inversione dell'importanza relativa tra petrolio e gas
naturale, il cui utilizzo è cresciuto fortemente sia in termini assoluti che percentuali.
Oggi gran parte delle centrali termoelettriche vengono concepite in maniera da poter
utilizzare più combustibili e variare in tempi relativamente rapidi la fonte di
produzione 1
(sebbene negli ultimi anni moltissimi cicli combinati non possano
accettare carbone o petrolio o altri combustibili diversi dal gas).
1
Tale politica è conseguita da considerazioni circa il costo, la volatilità dei prezzi e la provenienza da regioni
politicamente instabili del petrolio.
Inoltre 'Italia non dispone di consistenti riserve di combustibili fossili e quindi la quasi totalità della materia prima
combustibile utilizzata viene importata dall'estero. Non deve inoltre essere trascurato il minor impatto ambientale del
gas rispetto al petrolio, soprattutto alla luce dei dettami del Protocollo di Kyōto e degli accordi europei in materia
ambientale.

Inoltre il parco di generazione termoelettrica italiano risulta essere il più efficiente
d’europa:
Figura 2: Elaborazioe di ENEL sull’efficienza termoelettrica
Data l’importanza del gas per la generazione termoelettrica si riporta un grafico
riassuntivo dell’andamento del prezzo in Italia e Europa.
Si evidenzia una tendenza all’allineamento del prezzo nel mercao italiano con gli
altri paesi europei e la sostanziale parità di prezzo tra il 2011 e il 2013.
Grafico 4: Prezzo medio gas (relazione GME 2013)

Saldo estero
Nonostante, come precisato, il parco centrali italiano sia in grado di coprire il
fabbisogno interno, l'Italia nel 2011 è stata il primo paese al mondo per importazione
netta di energia elettrica in valore assoluto. L'Italia importa una quantità di potenza
elettrica media che, durante l'anno (escludendo i periodi non lavorativi), può avere un
minimo giornaliero nullo o negativo (esportazioni nette) fino ad un massimo di oltre
8200 megawatt, con una capacità netta trasmissibile che ha il suo minimo (3800
MW) nel mese di agosto e un massimo di 8200 MW nel periodo invernale, per un
totale di circa 43000 GWh netti all'anno.
I minimi nell'importazione dall'estero si hanno generalmente in fase notturna (con un
minimo giornaliero che può andare da circa 3000 fino a 6000 MW, a seconda del
periodo dell'anno) oppure, in maniera più continuativa, durante il mese di agosto (tra i
1000 e i 3000 MW) o in alcuni periodi invernali caratterizzati da condizioni meteo
particolarmente rigide nei paesi confinanti (ad esempio in Francia durante l'ondata di
freddo del febbraio 2012).
Va comunque menzionato che la stessa ENEL è in alcuni casi anche comproprietaria
di alcuni impianti di produzione esteri; in questi casi tale elettricità sarebbe dunque
ancora dell'ENEL sebbene prodotta fuori dai confini nazionali.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
GWh
Saldo estero
saldo estero
SALDO ESTERO
ANNO GWh
2000 44347
2001 48377
2002 50598
2003 50968
2004 45635
2005 49155
2006 44718
2007 45930
2008 39566
2009 44449
2010 43944
2011 45626
2012 43088
2013 42153

L'importazione non è sempre proporzionale alla richiesta: il fabbisogno energetico
italiano viene sostenuto da corrente prodotta all'estero per un'aliquota che può
oscillare tra meno del 10% in fase diurna fino a punte massime del 25% durante la
notte. Tale importazione avviene da quasi tutti i paesi confinanti, anche se le quote
maggiori sono quella proveniente dalla Svizzera e, a seguire, dalla Francia (è da
notare, tuttavia, che attraverso la Svizzera viene veicolata anche parte dell'energia
francese richiesta dall'Italia vista l'insufficienza degli elettrodotti diretti);
considerando dunque questi due Paesi insieme, da Francia e Svizzera proviene oltre
l'80% di tutta l'importazione italiana di elettricità.
Parte di questa energia (in particolare quasi il 37% di quella "svizzera"e l'87% di
quella "francese") viene prodotta con centrali nucleari.
In effetti l'importazione notturna è percentualmente molto più importante di quella
diurna (anche se mediamente minore in termini assoluti) a causa della natura della
produzione elettrica con centrali nucleari; queste infatti hanno limitate possibilità di
modulare in economia la potenza e quindi l'energia prodotta durante la notte (in cui
l'offerta supera la domanda) ha basso costo di mercato. Ciò consente di fermare in
Italia, durante la notte, le centrali meno efficienti e le centrali idroelettriche a bacino e
di attivare le stazioni di pompaggio idriche che poi possono "rilasciare" nuovamente
energia durante il giorno. Questo meccanismo, attualmente, risulta pesantemente
sottoutilizzato per motivi che verranno analizzati nel seguito.

Produzione da fonti rinnovabili
Idrolettrica
L'energia elettrica prodotta in Italia con fonti rinnovabili deriva sia dalle fonti
rinnovabili "classiche" sia dalle cosiddette "NFER" (o "nuove fonti di energia
rinnovabile").
Il contributo principale è quello dato dalle centrali idroelettriche (localizzate
principalmente nell'arco alpino e in alcune zone appenniniche) che producono il
12,8% del fabbisogno energetico elettrico lordo; sempre nel campo delle rinnovabili
"classiche", le centrali geotermoelettriche (essenzialmente in Toscana) producono
l'1,6% di tale fabbisogno.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
200020012002 20032004 200520062007 200820092010 20112012 2013
GWh
IDROELETTRICOIDROLETTRICA
ANNO GWh
2000 50900
2001 55091
2002 48063
2003 44214
2004 48730
2005 42482
2006 43022
2007 39043
2008 45511
2009 51743
2010 49369
2011 47872
2012 43322
2013 52515

Geotermoelettrica
Il parco geotermoelettrico italiano, localizzato in tre Province della regione Toscana e
principalmente in Provincia di Pisa, ha registrato nel periodo 1999-2009 continui
miglioramenti.
A parità di numero d’impianti, la potenza è cresciuta al tasso medio annuo dell’1,7%
e la produzione del 2,0%.
Il contributo della fonte geotermica alla produzione totale rinnovabile mostra una
certa variabilità negli anni 1999-2009 passando dall’8,5% del 1999 al massimo di
11,6% del 2007 per poi scendere al minimo del 7,7% del 2009.
Più costante il contributo alla produzione totale che si colloca nella fascia 1,6-1,8%.
La fonte geotermica è peraltro caratterizzata da una costante disponibilità nell’intero
anno, quindi il suo sfruttamento gode di una elevata programmabilità.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
20002001200220032004200520062007200820092010201120122013
GWh
Geotermoelettrica
GEOTERMOELETTRICA
ANNO GWh
2000 4705
2001 4509
2002 4660
2003 5337
2004 5428
2005 5325
2006 5527
2007 5570
2008 5518
2009 5347
2010 5031
2011 5307
2012 5238
2013 5305

Eolico
L'eolico (con parchi eolici diffusi principalmente in Sardegna, Sicilia, Puglia e
nell'Appennino meridionale), produce il 3,9% dell'energia elettrica richiesta. È da
notare che, per quanto riguarda la "potenza eolica" cumulata a fine 2012, l'Italia, con
8119 MW, si colloca al quarto posto in Europa (dopo Germania, Spagna e Regno
Unito) e settimo nel mondo.
Nella figura a lato è riportata la capacità
installata di eolico e fotovoltaico a fine
2012.
Si nota che la quasi totalità delle
installazioni eoliche è situata nel sud e
nelle isole, in particolare in puglia.
Come vedremo questo fatto ha
comportato una inversione netta dei
flussi con conseguente necessità di
adeguamento della rete .
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
20002001200220032004200520062007200820092010201120122013
GWh
EolicoEOLICO
ANNO GWh
2000 569
2001 826
2002 1120
2003 1425
2004 1837
2005 2140
2006 3215
2007 4184
2008 6637
2009 6087
2010 8374
2011 9560
2012 13119
2013 14886

Fotovoltaico
Tra le "NFER", il contributo principale è quello dato dal solare in impianti
fotovoltaici connessi in rete o isolati, che nel 2012 ha prodotto il 5,5% del
fabbisogno, dato in rapida crescita rispetto agli anni precedenti, considerando che
fino al 2010 tale valore si aggirava solo intorno al 0,5%.
Tale forte incremento, relativo sia al 2011 che al 2012, è stato causato da un boom di
installazioni dovuto principalmente al cambio di regime incentivante dal secondo
(prorogato per il cosiddetto decreto "Salva-Alcoa") e dal terzo conto energia
avvenuto appunto nel 2011.
Con tali valori, l'Italia si colloca al secondo posto nel mondo per potenza fotovoltaica
installata (17,3 GW a luglio 2013) dietro la Germania mentre, a livello regionale, è la
Puglia cha ha la fetta principale di potenza installata (17,1% del totale nazionale),
seguita dalla Lombardia (10,1%).
Per dare una idea della superficie attualmente occupata da pannelli si può ipotizzare
che la potenza installata di 18 GW sia costituita da moduli con un rapporto di 8
m2
/kW, caratteristica che possiede il 90% del parco installato .
In queste condizioni si ha una superficie di 144.000.000 m2 , un quadrato di 12
km di lato.

Figura 3: Area occupata da pannelli raffrontata con l'area urbana di Firenze
Inoltre la superficie coperta da pannelli è così ripartita:

Da notare la grande potenza installata nelle regioni del nord Italia (quindi vicina a
grossi centri di consumo) e il primato della Puglia che, come vedremo, ha richiesto
adeguamenti importanti delle reti di trasmissione.
Inoltre la distribuzione della potenza installata risulta molto più uniforme di quella
eolica e con potenze molto più ridotte rispetto alle Wind Farm da decine di MW
rendendo la produzione fotovoltaica una generazione distribuita nel senso più
letterale del termine.
Dati di produzione
0
5000
10000
15000
20000
25000
20002001200220032004200520062007200820092010201120122013
GWh
Fotovoltaico
FOTOVOLTAICO
ANNO GWh
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009 677
2010 1600
2011 9258
2012 18323
2013 22146

Biomasse, rifiuti industriali e urbani
Infine, negli ultimi anni è cresciuta la quota di energia elettrica generata in centrali
termoelettriche o inceneritori dalla combustione di biomasse, rifiuti industriali o
urbani.
Tale fonte (generalmente compresa nel computo generale delle "termoelettriche") è
passata da una produzione quasi nulla nel 1992, fino a superare la quota
geotermoelettrica nel 2008, per giungere fino al 3,8% dell'energia elettrica richiesta
nel 2012. Circa il 33% di tale aliquota è riconducibile ad energia ottenuta a partire dai
cosiddetti "RSU" biodegradabili, mentre la parte restante è relativa agli altri scarti e
rifiuti o biomassa comunque di natura organica.
In conclusione, considerando tutti i contributi, la quota "rinnovabile" italiana
giunge fino al 30,8% della produzione totale nazionale, al 28,1% dell'energia
elettrica richiesta e al 26,9% del fabbisogno nazionale lordo. Nella conferenza
europea di Berlino (2004) la UE ha stabilito i propri obiettivi riguardo alle fonti
rinnovabili. Il risultato da raggiungere è quello di coprire con tali fonti, entro il 2020,
il 20 per cento del consumo totale di energia.
Pertanto l’obiettivo risulta essere, ad oggi, ampiamente superato.

In ultima analisi si riporta la variazione percentuale del mix di produzione elettrica in
italia dal 1900 ad oggi:

Pompaggio
Gli impianti di pompaggio costituiscono un elemento importante per la gestione della
rete elettrica: sono infatti le centrali che possono entrare in servizio più rapidamente
(pochi minuti) per far fronte a imprevisti picchi della domanda e per seguire
l’andamento del carico nelle ore di punta.
Garantiscono la massima disponibilità, continuità e sicurezza di servizio in ogni
momento dell’anno, poiché sono svincolate dalla idrologia (si devono solo reintegrare
le perdite per evaporazione).
Il pompaggio in Italia
Secondo i dati di Terna, a fine 2010 in Italia erano in esercizio 22 impianti a
pompaggio (15 nel Nord e 7 nel Sud e nelle isole, nessuno nel Centro) per una
potenza efficiente di 7.659 MW.
Vediamo l’evoluzione dei consumi dal 2000 ad oggi:
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
20002001200220032004200520062007200820092010201120122013
GWh
Pompaggio
POMPAGGIO
ANNO GWh
2000 9130
2001 9434
2002 10569
2003 10352
2004 10308
2005 9369
2006 8648
2007 7636
2008 7464
2009 5727
2010 4310
2011 2518
2012 2627
2013 2389

Risulta chiaro un calo costante dei consumi per pompaggio negli anni successivi al
2004 fino ad avere un valore costante, anche se molto basso, negli ultimi tre anni.
Si fa notare che il 2004 coincide con la liberalizzazione del mercato e la creazione
del mercato elettrico.
Infatti Enel è proprietaria della quasi totalità degli impianti di pompaggio italiani e si
trova, quindi, in una situazione di monopolio per quanto riguarda tale tipo di
generazione elettrica.
Questa perdita di posizione dominante nel mercato, come verrà mostrato nel seguito,
è una delle cause della sottoutilizzazione degli impianti di pompaggio.
Figura 4: Sfioratori della Diga delle Tre Gole in cina

Localizzazione degli impianti
Gli impianti sono localizzati principalmente sull’arco alpino, per ovvie ragioni di
orografia, ma sono presenti importanti impianti anche nel sud italia come si può
vedere dalla mappa seguente:
Risulta che 2/3 della potenza installata sono ubicati nel nord italia: si tratta di 4267
MW su un totale di 6549.
Anche il sud comunque offre una buona capacità di generazione potendo contare su
2282 MW concentrati però nella Campania con le centrali di Presenzano e Capriati e
in Sicilia con la centrale di Anapo.

Il funzionamento degli impianti
Sostanzialmente un impianto idroelettrico a pompaggio è costituito da due bacini
idrici, ubicati uno a monte e l’altro a valle della centrale vera e propria, cioè
dell’edificio contenente le turbine e gli altri macchinari necessari alla generazione di
elettricità.
Storicamente il ruolo di questi impianti è quello di comprire i picchi di carico delle
ore diurne e accumulare energia proveniente dalle centrali termiche o termonucleari.
Nelle ore diurne di punta, durante i picchi di domanda elettrica, l’acqua viene fatta
fluire dal bacino superiore a quello inferiore azionando le turbine. Nelle ore notturne
e nei giorni festivi, quando la domanda sulla rete è minima, la stessa acqua viene
ripompata (da cui il nome) al bacino superiore, in modo da ricostituire l’invaso
occorrente al successivo ciclo di funzionamento.
In pratica le centrali a pompaggio assorbono dalla rete energia elettrica poco pregiata
(prevalentemente la produzione nelle ore notturne e di basso carico proveniente dal
parco termoelettrico di base), per restituirne una quantità minore, ma di pregio molto
maggiore (e quindi maggiormente remunerate), nelle ore di punta.
Il processo non è perfettamente reversibile e mediamente il rendimento globale è di
circa il 70% o di poco superiore, cioè per ogni 10 kWh spesi per il pompaggio si
ricavano 7 kWh nella fase di generazione.
Questo tipo di utilizzo degli impianti di pompaggio è particolarmente necessario nel
momento in cui la generazione primaria di energia elettrica è affidata a centrali
termonucleari e termiche, cioè centrali che non godono di particolari vantaggi
nell’essere utilizzate in regime di regolazione.
Come si può vedere dalla seguente tabella, infatti, le nazioni che hanno nel loro parco
di generazione molte centrali nucleari sono dotate di grandissima potenza installata
per quanto riguarda il pompaggio, anche in rapporto alla capacità di generazione
totale:

Tabella 1: Capacità installata di impianti a pompaggio puro
Questo perchè le centrali nucleari e termochimiche, sia per esigenze economiche che
tecniche, lavorano in regime di ‘’sempre acceso’’.
In questo contesto le centrali di pompaggio assolvono la duplice funzione di
utilizzare l’energia in eccesso prodotte nelle ore di minore richiesta (notturne) e di
coprire i picchi di domanda (diurni).
Per tali motivi quasi tutti i principali Paesi industrializzati dispongono di impianti a
pompaggio, con potenze a volte molto significative: oltre 24.000 MW in Giappone,
21.000 MW negli Usa, 7.600 MW in Italia, 6.500 MW in Germania, 5.300 MW in
Spagna, 4.300 MW in Francia e Austria.Nel complesso a fine 2009 risultava installata
una potenza di 127.000 MW in 31 Paesi, in rapida evoluzione: sulla base dei progetti
annunciati si prevede una potenza di oltre 200.000 MW già entro il 2014.2
2
Attualmente molti Paesi stanno pensando proprio al pompaggio come ad una sorta di stoccaggio dell’energia
rinnovabile. In particolare il Segretario americano all’Energia, Steven Chu, ha più volte insistito sulla necessità per gli
Usa di realizzare nuovi grandi impianti a pompaggio. «Anche se sono in fase di sperimentazione diversi sistemi di
accumulo dell’energia elettrica (batterie più efficienti, accumulatori di nuova generazione, sistemi ad aria compressa e
altro), il pompaggio idroelettrico – ha affermato Chu – resta il sistema più efficiente, tecnologicamente maturo e
affidabile. Che è ancora poco utilizzato e che dobbiamo invece rilanciare per bilanciare la crescente ma intermittente
generazione fornita dalle fonti rinnovabili. È vero che per realizzare impianti adeguati occorrono grandi investimenti.
Ma si tratta pur sempre del metodo meno costoso di immagazzinamento dell’energia elettrica, e l’unico in grado di
rendere disponibili con affidabilità grandi potenze».

Impianti Idraulici
Confronto 2001-2013 consumi per pompaggio in Italia
Il fatto che il pompaggio sia sottoutilizzato è confermato dal seguente grafico dove s
riporta il confronto tra i consumi per
2013:
Le curve hanno andamento simile ma tra il 2001 e il 2013 si ha un calo del 75% pari
a 7203 GWh. Quindi il pompaggio risulta pesantemente sottoutilizzato anche se ci si
aspetterebbe il contrario data la massiccia presenza delle nuove fonti
nuove necessità di regolazione.
In realtà, come si vedrà nel seguito della relazione, l’impatto complessivo di queste
fonti non programmabili non ha deteriorato l’affidablità complessiva del sistema
elettrico nazionale.
Nel seguito analizzeremo le possibili ragioni di questo sottoutilizzo che possono
essere trovate principalmente nell’andamen
degli adeguamenti di rete.
0
200
400
600
800
1000
1 2 3 4
GWh
Confronto consumi per pompaggio 2001
consumi per pompaggio in Italia
Il fatto che il pompaggio sia sottoutilizzato è confermato dal seguente grafico dove s
consumi per pompaggio dell’anno 2001 rispetto a quelli
Quindi il pompaggio risulta pesantemente sottoutilizzato anche se ci si
aspetterebbe il contrario data la massiccia presenza delle nuove fonti
nuove necessità di regolazione.
zeremo le possibili ragioni di questo sottoutilizzo che possono
essere trovate principalmente nell’andamento dei prezzi dell’energia e nei ritardi
5 6 7 8 9 10 11 12
Confronto consumi per pompaggio 2001-2013
31
Il fatto che il pompaggio sia sottoutilizzato è confermato dal seguente grafico dove si
dell’anno 2001 rispetto a quelli del
Quindi il pompaggio risulta pesantemente sottoutilizzato anche se ci si
aspetterebbe il contrario data la massiccia presenza delle nuove fonti rinnovabili e le
zeremo le possibili ragioni di questo sottoutilizzo che possono
to dei prezzi dell’energia e nei ritardi
2013
Pompaggio 2013
Pompaggio 2001

Impianti Idraulici
ANALISI DEL MERCATO ELETTRICO
Secondo dati riferiti al gennaio 2007, in Italia
ha il costo medio, al netto della tassazione, più alto di tutta l'Unione Europea (165,8
€/MWh); il costo medio europeo si attesta infatti attorno ai 117
minimo in Bulgaria pari a 54,7. Includendo la
media - al secondo posto, preceduta solo dalla Danimarca e seguita da Paesi Bassi,
Germania e Svezia.
Il reale costo ai consumatori finali dell'elettricità è tuttavia un valore che non è
quantificabile in un unico n
annuale per contratto: ad esempio, per le utenze domestiche fino a 1800 KWh l'Italia
risulta uno dei paesi più economici, mentre le tariffe più elevate si riscontrano per
consumi oltre i 3500 kWh, allo
Le ragioni di tale costo sono dovute a molti fattori, in parte produttivi ed in parte
relativi ai meccanismi di mercato e alla distribuzione: va infatti sottolineato che il
puro "costo di produzione" (già
della metà del costo finale all'utente (~56% nel 3º trimestre 2008, periodo in cui
petrolio e gas erano ai massimi storici, e
ANALISI DEL MERCATO ELETTRICO
Secondo dati riferiti al gennaio 2007, in Italia la corrente elettrica per uso domestico
€/MWh); il costo medio europeo si attesta infatti attorno ai 117-120
minimo in Bulgaria pari a 54,7. Includendo la tassazione, l'Italia passa
al secondo posto, preceduta solo dalla Danimarca e seguita da Paesi Bassi,
quantificabile in un unico numero: infatti esso dipende sensibilmente dal consumo
consumi oltre i 3500 kWh, allo scopo di disincentivare gli elevati consumi
puro "costo di produzione" (già inclusi i guadagni del produttore) incide per poco più
petrolio e gas erano ai massimi storici, e 51% nel 1º trimestre 2009).
32
la corrente elettrica per uso domestico
120 €/MWh con un
tassazione, l'Italia passa - sempre in
al secondo posto, preceduta solo dalla Danimarca e seguita da Paesi Bassi,
umero: infatti esso dipende sensibilmente dal consumo
scopo di disincentivare gli elevati consumi
inclusi i guadagni del produttore) incide per poco più
51% nel 1º trimestre 2009).

Per quanto riguarda il costo di produzione esso è determinato da diversi aspetti; tra
questi va tenuto in conto il "mix energetico" (cioè il tipo di fonte utilizzata dalla
centrale - gas naturale, carbone, nucleare, idroelettrica, ecc.), ma anche l'età,
l'efficienza delle centrali e il tasso d'utilizzo degli impianti, hanno impatti
significativi.
L'uso di carbone in vecchi impianti risulta più economico del metano a fronte però di
un aumento dell'inquinamento. In Europa infatti la percentuale d'uso del carbone è
significativamente superiore a quella italiana, avendo molti stati europei (in primis
Germania e Polonia) notevoli riserve di carbone: questo spiega in parte il maggior
costo di produzione (ma anche la minor produzione di CO2) italiano.
Anche il tasso d'utilizzo delle centrali ha sicuramente un impatto sul costo di
produzione: come già accennato in precedenza,il parco centrali italiano è sfruttato
solamente per circa la metà e le rimanenti centrali costituiscono di fatto un costo in
termini di capitale investito ma improduttivo, che viene dunque "spalmato" sui costi
produttivi delle altre centrali.
Il costo finale all'utenza è influenzato anche da altre componenti della bolletta
energetica: tra queste l'elevata tassazione e gli oneri generali di sistema come
riportato nel grafico seguente:

Gli oneri generali di sistema, determinati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas
sono così suddivisi:
• promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate
(componente A3);
• finanziamento dei regimi tariffari speciali (componente A4);
• finanziamento delle attività di ricerca e sviluppo (componente A5);
• copertura delle integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori
(componente UC4);
• smantellamento delle centrali nucleari e misure di compensazione territoriale
(componenti A2 e MCT).
Rientra nella formazione del costo anche l'inefficienza del sistema trasmissivo,
concepito negli anni sessanta come monodirezionale e "passivo": ciò significa che
non è in grado di gestire flussi produttivi provenienti da tanti piccoli impianti né di
gestire dinamicamente i carichi (riducendo quindi la differenza fra carico di punta e
di base). È inoltre particolarmente insufficiente e congestionato specie al sud anche se
sono in programma, da parte di Terna, molti interventi di adeguamento alcuni dei
quali già avviati e in via di completamento.

PUN e contrattazione a prezzo marginale
Per quanto riguarda poi il prezzo all'ingrosso, esso è influenzato anche dai
meccanismi di mercato della borsa elettrica, dove l'incontro fra domanda ed offerta
porta ad allineare il prezzo finale ai livelli massimi anziché a quelli minimi.
La vendita di energia elettrica viene effettuata ogni giorno per il giorno successivo
ricorrendo ad una contrattazione su base oraria dove l'incontro tra domanda e offerta
viene effettuata attraverso il sistema del prezzo marginale.
Semplificando, tale meccanismo remunera i produttori pagando a tutti il prezzo di
equilibrio tra domanda e offerta, che è pari al prezzo dell’offerta più costosa tra
quelle accettate per soddisfare la domanda.
Il meccanismo è più chiaro con un esempio: ipotizziamo che la domanda chieda 10
Wh. I produttori sono più di uno, ed il primo offre 5 Wh a 1€, il secondo 4 Wh a 2€
ed il terzo 1 Wh a 3€. Il totale delle unità domandate ed offerte è così pari a 10
Wh, che verranno pagate tutte e 10 a tutti i produttori al prezzo più alto offerto,
ovvero 3€, per un totale di 30€.
Ciò che a prima vista sembra essere un controsenso in realtà serve a garantire la
copertura totale della domanda in quanto se si accettasse un prezzo inferiore a quello
della massima offerta tale fornitura non sarebbe garantita. Il meccanismo che si
intende creare con questo tipo di mercato è quello di aumentare l’efficienza
energetica nel senso che se due produttori offrono lo stesso MWh allo stesso prezzo
guadagnerà di più chi riesce a produrlo al costo minore.
LE CURVE DI CARICO E LA LORO EVOLUZIONE
In questo capitolo vengono analizzati i grafici relativi alla copertura in potenza e in
quantità della domanda di energia elettrica per meglio comprendere i meccanismi di
regolazione di rete e la loro evoluzione nel tempo.
Il diagramma di carico presenta variazioni in seguito sia alla variazione della offerta
che, soprattutto, della domanda.
Infatti il problema della regolazione può essere visto come duale nel senso che si
hanno sia variazioni dell’offerta, soprattutto a causa delle fonti intermittenti, sia della
domanda.
Le recenti introduzioni di tariffe differenziata (biorario o trioraria) insieme
all’adozione di contatori intelligenti bidirezionali in grado di misurare i prelievi di

elettricità nelle specifiche fasce di utilizzo vanno nella direzione di riequilibrare,
anche se in piccola parte, le differenze tra prelievi diurni e notturni.
Come possiamo vedere dalla curva di durata delle potenze orarie (Fig. 5) tali
differenze comportano un non ottimale utilizzo della produzione elettrica:
Figura 5: Curva di durata delle potenze orarie richieste nel 2013
Infatti il carico minimo necessario per tutte le ore dell’anno ammonta a poco meno di
20 GWh mentre il doppio di tale potenza è richiesto solo per meno della metà delle
ore annuali.
Questo fatto comporta, a prescindere dalla presenza delle FER, una necessità di
regolazione importante come è possibile vedere dai grafici presentati nel seguito.

Il primo grafico che viene presentato riguarda il fabbisogno nazionale nel giorno di
punta del mese di novembre 2000:
Risltano subito evidenti alcune particolarità:
Il carico ha due picchi localizzati intorno alle 10 della mattina e alle 18 del
pomeriggio mentre tra le 12 e le 13 abbiamo una riduzione della richiesta
“fisiologica” (pausa pranzo attività produttive).
Quello che interessa capire maggiormente è come viene ripartita la regolazione
tra le varie unità di produzione: durante il giorno queste variazioni vengono
assorbite principalmente dalla modulazione degli impianti ad acqua fluente, dagli
impianti di pompaggio e in minima parte dalla regolazione delle centrali
termoelettriche.
In particolare si vede come le centrali termiche producano un quantitativo di energia
pressochè costante dalle 8 di mattina fino alle 20 della sera demandando la
regolazione ad impianti più modulabili sia in potenza che in capacità di generazione.
Di notte, in condizioni di basso carico, le centrali termiche devono comunque
andare in forte regolazione passando dai 28 GW di produzione diurna ai 18 GW
delle ore notturne.
Si tratta di una riduzione di più del 35% della potenza , percentuale che sarebbe
ancora più grande se non si ricorresse al pompaggio per la regolazione diurna.

Si è delineato quindi il seguente schema di funzionamento: una parte del fabbisogno
elettrico viene soddisfatto da energia importata dall’estero in quantità relativamente
costante durante tutto il giorno, al termoelettrico è affidata la maggior parte del
carico di base (base load) mentre le modulazioni in potenza vengono soddisfatte
tramite regolazione degli impianti ad acqua fluente e utilizzo delle centrali di
pompaggio tramite l’energia accumulata nelle ore di basso carico.
In particolare, anche se dal grafico non è ben visibile, risulta che il pompaggio è
utilizzato alternativamente come accumulo o immissione di energia elettrica anche
durante le ore diurne per mantenere stabile la rete.
Vediamo ora come è composto il diagramma di carico del mese di luglio dell’anno
seguente per vedere l’influenza delle variabili ambientali (ore di luce, temperatura
esterna...) :
Le uniche differenze rilevanti sono la diminuzione dell’energia prodotta da impianti
ad acqua fluente e la più lenta variazione del carico durante la giornata in
conseguenza delle maggiori ore di luce.
Il grafico relativo a dicembre 2010 mostra i primi segni di cambiamento rispetto
alla situazione appena vista:

Il pompaggio notturno risulta fortemente diminuito, come si è già visto dai dati
precedenti, la modulazione della potenza è comunque affidata per la maggior parte
alla produzione idroelettrica mentre quella termoelettrica risulta analoga al dicembre
2001 come si vede dal grafico seguente:
0
10
20
30
40
50
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
GWh
Produzione termoelettrica dicembre
2010

Si è comunque passati da una potenza massima in generazione di 40 GW a un
minimo di 24 GW pari al 40% di differenza anche a causa della minore richiesta per
accumulo notturno.
L’apporto di eolico e fotovoltaico, ancora molto limitato, ha carattere variabile ma
comunque è sempre presente dato che il vento può spirare sia di giorno che di notte.
Vediamo ora la situazione a dicembre del 2011
Per quanto riguarda il pompaggio si conferma la tendenza alla sua diminuzione
mentre si nota la crescita di eolico e fotovoltico, soprattutto per quanto riguarda la
distribuzione della generazione durante le 24 ore.
Il contributo del solare è situato interamente durante le ore centrali della giornata in
corrispondenza dei primo picco di richiesta mentre il secondo picco, quello dato dalla
rampa serale dei consumi, viene coperto dall’aumento dalla generazione idroelettrica
e termoelettrica.
Non stupisce che il contributo delle importazioni sia piuttosto uniforme rispetto a
quello visto nel grafico dell’anno precedente: è più conveniente utilizzare energia
importata a basso costo (nucleare) che accumularla negli impianti di pompaggio.

Vediamo il grafico relativo alla sola produzione termoelettrica:
La potenza massima è pari a 35 GW mentre la minima 20 GW con una dimunuzione
della produzione anche nelle ore centrali della giornata.
Si mette in evidenza la maggior modulazione rispetto all’anno precedente.
Questo fatto non è molto positivo perchè sappiamo che le centrali di questo tipo
hanno tempi di risposta particolarmente lunghi e capacità di regolazione limitata,
soprattutto a scapito del rendimento e quindi dei costi dell’energia prodotta.
Comunque se viene attuata questo tipo di regolazione senza ricorrere al pompaggio è
lecito aspettarsi che il guadagno marginale risulti migliore rispetto a quello che si
avrebbe adoperando maggiormente le stazioni di pompaggio.
0
10
20
30
40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
GWh
Produzione termoelettrica dicembre
2011

Passiamo ora ad analizzare la situazione attuale:
La generazione da eolico e fotovoltaico ha ora un peso molto rilevante e la copertura
del primo picco è generata sia dalla componente crescente del fotovoltaico sia da
quella dell’idroelettrico mentre per la termoelettrica si vede un forte aumento di
produzione nelle ore serali a copertura del secondo picco di domanda.

Rimane comunque evidente il bassissimo impiego delle centrali di pompaggio che
hanno un ruolo molto marginale sia di regolazione di potenza che di riserva di
energia.3
Vediamo allora se nel periodo estivo, cioè quando la produzione di FER è ancora
più elevata a causa della maggior insolazione , si faccia uso del pompaggio come
accumulatore di energia.
3
Questi confronti sono stati fatti tutti nello stesso periodo (dicembre, gennaio) per rilevare le variazioni nel mix di
produzione elettrica in condizioni di variabili ambientali e di consumo simili.
0
5
10
15
20
25
30
35
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
GWh
Produzione termoelettrica gennaio 2014

Dal grafico si vede che il pompaggio è ridotto a livelli trascurabili e anzi risulta
ancora più ridotto nel perido estivo. Quindi, ad oggi, non vi è un uso del pompaggio
come accumulatore di energie rinnovabili anche se non è detto che la situazione possa
cambiare in conseguenza di un loro ulteriore aumento.
La produzione termoelettrica ha una crescita abbastanza regolare a partire dalla
mattina per arrivare al suo massimo nelle ore serali per coprire la richiesta data dalla
progressiva diminuzione della produzione fotovoltaica.
Inoltre si fa notare la elevata “regolarità” del grafico di produzione della componente
eolica e fotovoltaica: tale regolarità è da imputarsi prevalentemente alla componente
solare dato che il vento, a meno di effetti locali, può spirare sia di giorno che di notte
risultando la componente con più alto tasso di variabilità.
0
5
10
15
20
25
30
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
GWh
Produzione termoelettrica del giorno di punta giugno 2014

Andamento della produzione eolica e fotovoltaica
Gran parte dei cambiamenti che sono stati appena messi in evidenza sono da
imputarsi ad una massiccia presenza di nuove produzioni come l’eolica e la
fotovoltaica.
Questi cambiamenti, però, non sarebbero così influenti se non fosse per due
peculiarità proprie della generazione fotovoltaica: la sua precisa collocazione
temporale, in quanto l’andamento della produzione ricalca quello del fabbisogno e la
sua predicibilità di produzione (almeno a macroscala).
4
4
Inoltre anche l’andamento giornaliero della produzione eolica non risulta essere particolarmente
regolare e quindi non c’è sincronizzazione tra i picchi di richiesta e i picchi di produzione come
invece avviene per il fotovoltaico.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
GWh
Produzione fotovoltaica mensile 2014 [GWh]
0
500
1000
1500
2000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
GWh
Produzione eolica mensile 2014 [GWh]

Impianti Idraulici
Confronto delle produzioni
Per paragonare le quantità di energia prodotte
grandezza si può far riferimento al
Da notare il decremento della produzion
dell’aumento dell’idroelettrico che rappresenta una grossa voce di produzione
elettrica domestica (nel senso che non è importata) e
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
1 2 3
Confronto delle produzioni
Per paragonare le quantità di energia prodotte e avere una idea delle unità di
si può far riferimento al seguente grafico:
Da notare il decremento della produzione termoelettrica in concomitanza
elettrica domestica (nel senso che non è importata) e, soprattutto, rinnovabile.
4 5 6 7 8 9 10 11
46
e avere una idea delle unità di
termoelettrica in concomitanza
rinnovabile.
11 12
Consumi per Pompaggio
Eolico
Fotovoltaico
Idroelettrico
Termoelettrico

Le nuove strategie di regolazione della rete
Dai grafici appena visti emerge chiaramente una nuova strategia di regolazione di
rete, indotta dalle variazioni del mercato e del mix di produzione.
Per mettere in evidenza questi cambiamenti facciamo riferimento ai grafici di potenza
oraria del terzo mercoledì del mese di Dicembre 2004 e di Dicembre 2013.

Si ha una situazione, nel 2000-2004, in cui le centrali termolettriche vengono fatte
funzionare a potenza quasi costante durante le ore diurne e portate in regolazione solo
in quelle notturne.
Durante la notte il surplus di energia di queste centrali insieme alle importazioni
e a parte dell’idroelettrico viene utilizzato per accumulare acqua nei bacini di
monte degli impianti di pompaggio in quantità rilevante.
Ciò in relazione alla copertura del fabbisogno diurno e in special modo alla
copertura dei picchi di domanda.
Inoltre la regolazione diurna viene affidata per quasi la sua totalità alla regolazione
degli impianti ad acqua fluente e a bacino che, chiaramente, non hanno praticamente
costi di riavvio o spegnimento e possono essere messi in produzione in brevissimo
tempo.
In questo contesto la variazione di potenza erogata dalle centrali termoelettriche è
abbastanza contenuta durante la giornata benchè la riduzione necessaria di notte non
possa essere evitata:
questa modalità di regolazione è pensata in un ottica di massimizzazione del
rendimento di tali centrali. Infatti il grande utilizzo del pompaggio notturno evita di
ridurre ulteriormente la potenza termoelettrica e nel contempo ne garantisce la
copertura dei costi operativi in quanto l’energia resa durante i picchi giornalieri viene
remunerata decisamente di più rispetto a quella prodotta di notte.

La situazione del 2013 è, invece, radicalmente diversa.

Le produzione termoelettrica ha un andamento più variato anche durante la giornata
mentre durante le ore notturne la riduzione è simile agli anni precedenti.
Nel grafico seguente si mostra il suo andamento medio negli anni 2001-2010-2014
per un più agevole confronto:
Le punte di carico massime e minime sono molto simili tra loro e non c’è stata
una grossa variazione in termini di potenza, mentre in termini di quantità prodotta
si ha avuto una forte riduzione della produzione come già evidenziato nel pragrafo
precedente.
Nel grafico del 2010 si vede come l’andamento del carico abbia subito una
modificazione che non può essere attribuita alle FER ma piuttosto al già diminuito
uso degli impianti di pompaggio e agli effetti del mercato.
Inoltre è possibile rilevare che nel 2014 la prima rampa di carico, che va dalle 7 di
mattina fino alle 12, viene coperta da altre produzioni (principalmente solare), mentre
la seconda rampa, a causa della riduzione dell’insolazione, viene coperta aumentanto
la produzione termoelettrica.
Si deduce quindi un utilizzo anche di regolazione di tali centrali da cui consegue un
leggero decremento della loro efficienza produttiva che però, come vedremo nel
0
5
10
15
20
25
30
0 5 10 15 20 25 30
GW
Potenza media oraria generazione termoelettrica
2014
2010
2001

seguito, non risulta particolarmente elevata e anzi viene ampiamente compensata
dall’aumento di efficienza del parco di generazione.
Abbiamo quindi una situazione in cui il pompaggio è ridotto a valori trascurabili e
non viene più utilizzato per la copertura della richiesta ne per l’accumulo delle
eccedenze notturne (time-shift).
Una parte della regolazione diurna viene affidata anche alle centrali termoelettriche e
alla sempre rilevante componente idroelettrica fluente e a bacino.
Un altra rilevante parte della regolazione viene affidata alla componente solare la cui
curva di produzione ha la pregevole caratteristica di essere coincidente con la prima
rampa di carico e anche con parte della seconda nei periodi estivi.
Quindi, in un certo senso, non è una vera e propria regolazione dato che l’energia
elettrica non viene accumulata e la sua produzione non può essere spostata nel tempo.

Piùttosto è un naturale collegamento tra ritmo solare e ritmo delle attività umane che
consente di classificare l’energia fotovoltaica non come completamente intermittente
e variabile ma anzi come abbastanza prevedibile nella sua evoluzione giornaliera.5
Questa caratteristica di regolarità consente una previsione abbastanza accurata
dell’andamento della produzione per il giorno successivo il che conferisce, alla fonte
fotovoltaica, un valore aggiunto che la differenzia nettamente dalle altre generazioni
intermittenti.
In conclusione è questa prevedibilità il motivo principale per cui i prezzi
dell’elettricità nelle ore diurne subiscono gli abbassamenti che mostreremo nel
seguito.
5
In questo senso il GSE ha avviato un progetto di metering satellitare al fine di migliorare la prevedibilità delle
immissioni di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili.
Il progetto prevede che dispositivi installati presso gli impianti, acquisiscano i dati di produzione e fonte primaria (es.
energia, potenza istantanea attiva e reattiva, intensità e direzione del vento, portata del canale, irraggiamento solare,
etc.), rendendoli disponibili per l’integrazione con i propri sistemi di previsione al fine di migliorarne l’affidabilità.

Andamento orario dei consumi per pompaggio e saldo estero
Come ulteriore analisi si riporta l’andamento delle importazioni e dei consumi per
pompaggio durante le 24 ore di ogni terzo mercoledì del mese confrontando le
situazioni del 2004, anno di loro massimo uso e il 2013.

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Gennaio 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Gennaio 2013
Saldo estero
Pompaggio
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3000
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Gennaio 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Mw
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Febbraio 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Febbraio 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Mw
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Febbraio 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Mw
h
Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Marzo 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Marzo 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Marzo 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Marzo 2004-2013 (asse Y logaritmico)
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Mw
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Aprile 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Mw
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Aprile 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Aprile 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Maggio 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Maggio 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Maggio 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Maggio 2004-2013 (asse y logaritmico)
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Giugno 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Giugno 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Giugno 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Luglio 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Luglio 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Luglio 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Agosto 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Agosto 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Agosto 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Settembre 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Settembre 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Settembre 2004-2013
Pompaggio 2004
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Settembre 2004-2013 (asse y logaritmico)
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Ottobre 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Ottobre 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Ottobre 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013
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0 5 10 15 20 25 30
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Ottobre 2004-2013 (asse y logaritmico)
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Novembre 2004
Saldo estero
Pompaggio
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h
Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Novembre 2013
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Novembre 2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Dicembre 2004
Saldo estero
Pompaggio
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Confronto pompaggi-saldo estero 3° mercoledì Dicembre 2013
Saldo estero
Pompaggio
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0 5 10 15 20 25 30
Mw
h
Confronto consumi pompaggio 3° mercoledì Dicembre
2004-2013
Pompaggio 2004
Pompaggio 2013

Dai grafici precedenti emergono aspetti molto interessanti:
Per prima cosa possiamo notare come nel 2004 il pompaggio nelle ore diurne sia
prossimo o pari a zero in tutti i mesi dell’anno e viene effettuato con funzione
prettamente di accumulo delle eccedenze e copertura dei picchi giornalieri.
Il saldo estero è in generale abbastanza costante durante tutto il giorno anche se
risulta ridotto nelle ore notturne dei primi mesi dell’anno.
Nel 2013, invece, si vede che l’accumulo notturno è fortemente ridotto e anche il
saldo estero risulta essere inferiore rispetto al 2004 (ciò risulta in linea con il calo
delle importazioni degli ultimi anni come mostrato nei grafici del primo capitolo).
Inoltre il saldo estero ha un andamento molto più variato e quindi segue
maggiormente l’andamento della richiesta elettrica oraria.
La differrenza più importante che si fa notare è la presenza di consumi per
pompaggio nelle ore diurne, come si può vedere dai grafici di confronto 2004-2013.
In special modo nel mese di Agosto, quando le attività industriali risultano molto
ridotte e la parte predominante di consumo elettrico è di tipo domestico, si ha una
curva che cresce nelle ore centrali della giornata in corrispondeza della maggior
produzione fotovoltaica, da cui si deduce un utilizzo degli impianti di pompaggio per
accumulo di eccedenza di produzione da fonti rinnovabili che, ad oggi, godono di
priorità di ritiro.6
Possiamo quindi supporre che, al di là delle limitazioni tecniche, un accumulo di
energia elettrica prodotta da fonti rinnovabile è sicuramente possibile anche se
attualmente molto poco utilizzato.
La poca decentralizzazione degli impianti e la loro grossa taglia sono, ad oggi, i
principali limiti per questo tipo di utilizzo.
Non è da escludere, quindi, che in futuro si possa ricorrere maggiormente agli
impianti di accumulo idrolettrico con funzione di “batterie verdi” magari agevolato
da una presenza più capillare di impianti di taglia minore.
6
Ad oggi la priorità di dispacciamento è garantita per tutte le produzioni elettriche da fonti rinnovabli non
programmabili ma sono in corso modifiche al piano di ritiro, che prevedono la possibilità di distacco remoto, per
impianti di potenza superiore ad una certa soglia al fine di garantire la regolarità del servizio di trasmissione elettrica.

ANALISI DELLE CAUSE DELLA RIDUZIONE CONSUMI PER
POMPAGGIO
Liberalizzazione del mercato e perdita del monopolio
Come si è visto nel capitolo precendente i consumi per pompaggio risultano essere
dieci volte inferiori nel 2013 rispetto al 2004, anno di massimo utilizzo.
Il 2004 è l’anno di creazione del mercato elettrico e sicuramente è stato una delle
cause della riduzione dell’utilizzo di questi impianti in quanto qualsiasi tipo di
generazione elettrica da fonte primaria è più efficiente e meno costosa di quella
prodotta da un impianto di pompaggio7
.
Inoltre Enel é l’unico operatore a disporre di impianti idrolettrici a pompaggio puro e
sarebbè l’unico soggetto interessato per la vendita dell’energia prodotta da tali
impianti nelle ore di punta.
Ma essendoci la concorrenza di altri operatori in grado di coprire la domanda
con sistemi di generazione diretta e non essendoci necessità oggettive di
copertura di picchi di domanda, risulta che tali impianti non riescono a vendere
la propria produzione al mercato.
Quindi si può concludere che la diversificazione dell’offerta e la perdita del
monopolio Enel hanno determinato parte di questo declino.
7
Infatti, per quanto il loro rendimento sia elevato (70% e oltre), il ciclo di conversione da elettricità > energia
potenziale > elettricità ha un rendimento inferiore ad 1 e quindi l’elettricità prodotta da un impianto di pompaggio
risulta più costosa di quella prodotta per via diretta da qualsiasi fonte primaria.

Andamento dei prezzi nelle ore di punta
Una ulteriore concausa di questo fenomeno è da ricercarsi nell’andamento dei prezzi
dell’energia nelle ore di punta.
Ad esempio nel grafico seguente si mostra quanto sia variabile il prezzo dell’energia
elettrica e soprattutto quanto può essere influente la produzione da fonti rinnovabili:
Il grafico fa riferimento al mercato del giorno prima (MGP) per quanto riguarda i prezzi
all’ingrosso dell’energia elettrica in Sicilia.
Si vede come il prezzo scenda, addirittura a zero, nelle ore centrali della giornata
salvo poi avere una crescita molto rilevante nelle ore serali.
Questo andamento dei prezzi non favorisce, dunque, l’utilizzo dell’energia prodotta
da pompaggio in quanto i prezzi delle ore di punta sono inferiore ai prezzi medi
notturni.
In questa situazione ,infatti, ci troveremmo nel paradosso di immagazzinare
energia di notte ad un certo costo e rivenderla di giorno ad un prezzo ancora più
basso.

Vediamo inoltre il grafico relativo ai prezzi medi di acquisto sulle principali borse
elettriche europee. Tale dato risulta importante per una più chiara comprensione della
evoluzione del prezzo nella borsa elettrica.
Di fatto i prezzi europei si sono attestati tra i 38 €/MWh e i 44 €/MWh mostrando un
comune e rinnovato calo che sembra incorporare anche la flessione sulle quotazioni
dei combustibili di riferimento (gas, petrolio e soprattutto carbone).
Inoltre all’interno di una dinamica che denota un buon grado di interazione tra le
borse, si consolida il processo di formazione di un differenziale non più trascurabile
tra Francia e Germania8
.
D’altro canto in Italia, in ragione di un mix tecnologico basato su un combustibile più
costoso quale il gas, le quotazioni scendono al livello più basso dal 2006 comportanto
una diminuzione dello spread con il resto d’Europa.
La flessione trova parte della sua spiegazione nella crescente disponibilità di offerta
rinnovabile e nella diminuzione delle quotazioni del gas9
.
8
La rigidità del parco di generazione Francese, composto prevalentemente da impianti nucleari, è la causa più frequente
del disallineamento tra i due mercati. Nel periodo autunnale/invernale, l’alta incidenza di guasti o di fermi degli
impianti nucleari francesi, accompagnata da una domanda più elevata che nella altre parti dell’anno, favorisce la
formazione di prezzi ben più elevati che in Germania, caratterizzata invece da un mix di generazione più equilibrato
(rinnovabile, nucleare, carbone).
9
La maggior disponibilità di gas sui mercati è causata dalla riduzione dei consumi e dalla nuova abbondanza di shale
gas americano. Per quanto riguarda l’Italia le implicazioni del boom dello shale gas finora sono state limitate in quanto
il migliore allineamento dei prezzi del mercato italiano a quelli del mercato europeo sono dovuti principalmente ad una
migliore interconnessione bidirezionale della rete italiana con quella dei paesi vicini, per la maggiore accessibilità della
rete di trasporto da parte di soggetti diversi dai proprietari della rete e per il buon esito della rinegoziazione dei contratti.

Analizzando nello specifico il PUN italiano si evidenzia la grande variabilità del
prezzo in relazione alla domanda; il prezzo medio praticamente si dimezza nel giro di
pochi mesi a cavallo del 2008 e del 2009 per poi riprendere a crescere fino al 2011.
Il successivo trend discendente è da imputarsi alla crescita delle immissioni di
rinnovabili e alla diminuzioni delle quotazioni del gas anche se, come fatto notare
nel primo capitolo, il prezzo medio di acquisto del gas tra il 2011 e il 2013 non ha
subito grandi variazioni.
Facendo poi un confronto tra i dati del 2011 e del 2013 relativa ai PUN suddivisi per
fasce orarie si nota come il prezzo del MWh nelle ore di punta abbia subito una forte
riduzione.
ANNO 2011 PUN (prezzo unico nazionale) 2011 [ €/MWh]
MESE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Ore di punta 74.2 77.66 78.36 74.25 79.48 76.99 80.89 79.98 92.3 86.55 92.85 93.23
Ore intermedie 70.66 70.39 73.75 70.04 75.91 73.02 74.12 81.76 87.71 88.67 86.82 88.97
Fuori punta 56.81 55.26 56.7 56.21 62.76 59.79 59.41 66.63 68.89 67.38 63.67 65.47
Il prezzo è la media pesata sulla effettiva ripartizione delle fasce orarie: mediamente in un mese abbiamo 220-250 ore di
punta, 160-180 ore intermedie e 280-320 ore fuori punta.
40
50
60
70
80
90
100
110
apr04
giu04
ago04
ott04
dic04
feb05
apr05
giu05
ago05
ott05
dic05
feb06
apr06
giu06
ago06
ott06
dic06
feb07
apr07
giu07
ago07
ott07
dic07
feb08
apr08
giu08
ago08
ott08
dic08
feb09
apr09
giu09
ago09
ott09
dic09
feb10
apr10
giu10
ago10
ott10
dic10
feb11
apr11
giu11
ago11
ott11
dic11
feb12
apr12
giu12
ago12
ott12
dic12
feb13
apr13
giu13
ago13
ott13
€/Mwh
Andamento PUN italia

Si vede come il prezzo nelle ore di punta sia sempre superiore a quello delle ore
intermedie a parte una inversione nel periodo estivo quanto la richiesta di energia
elettrica è minore. Il prezzo fuori punta risulta essere abbastanza costante e non
sembra risentire molto di effetti stagionali: la sua crescita durante l’anno rispecchia
l’aumento del costo dei combustibili (soprattutto gas).
Vediamo ora la situazione nel 2013:
ANNO 2013 PUN (prezzo unico nazionale) 2013 [ €/MWh]
MESE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Ore di punta 75.37 71.07 70.25 66.49 62.79 62.21 70.76 64.82 66.19 69.49 73.46 80.8
Ore intermedie 72.05 70.42 74.67 78.08 69.73 66.54 71.97 73.16 74 75.25 67.94 78.6
Fuori punta 52.45 52.54 53.49 49.14 41.19 46.33 60.76 60.55 58.75 54 50.18 57.99
40
50
60
70
80
90
100
1 3 5 7 9 11
€/MWh
Mesi
PREZZO MEDIO DI ACQUISTO 2011
Ore di punta
Ore intermedie
Fuori punta
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
1 3 5 7 9 11
€/MWh
Mesi
PREZZO MEDIO DI ACQUISTO 2013
Ore di punta
Ore intermedie
Fuori punta

Si nota subito che i prezzi delle ore intermedie risultano essere quasi sempre superiori
a quelli delle ore di punta.
Inoltre i prezzi fuori punta hanno un andamento molto meno regolare e soprattutto si
vede un calo nei mesi che vanno da marzo a giugno e cioè il periodo in cui la
produzione di idroelettrico e fotovoltaico registrano i loro massimi e la generazione
termoelettrica ha il suo minimo.
Peak shaving
Si possono confrontare i grafici relativi alle varie fasce di prezzo e valutare l’effetto
complessivo di queste variazioni del mercato elettrico.
Di seguito vengono presentati i grafici relativi ai prezzi medi calcolati nelle varie
fasce orarie: si ricorda che il valore è la media pesata in base alla effettiva ripartizione
delle fasce orarie.
40
50
60
70
80
90
100
1 3 5 7 9 11
€/MWh
Mesi
CONFRONTO PREZZI MEDI ore di punta
Ore di punta 2011
Ore di punta 2013

Le differenze maggiori si hanno nella diminuzione dei prezzi nelle ore di punta e
nella dominuzione dei prezzi medi nelle ore fuori punta.
La dominuzione dei prezzi nelle ore di punta è denominato peak shaving
(letteralmente fare la barba al picco).
Infatti, come è già stato fatto notare, l’andamento della produzione fotovoltaica segue
l’andamento della rampa di richiesta di energia elettrica.
Questa particolarità, da un lato, ha favorito la diminuzione dei prezzi nelle ore di
massima richiesta e dal’altro ha diminuito i guadagni derivanti dalla vendita nelle ore
di picco sfavorendo la vendita delle produzioni più costose (come quelle provenienti
da pompaggi).
40
50
60
70
80
90
100
1 3 5 7 9 11
€/MWh
Mesi
CONFRONTO PREZZI MEDI ore intermedie
Ore intermedie 2011
Ore intermedie 2013
40
45
50
55
60
65
70
75
1 3 5 7 9 11
€/MWh
Mesi
CONFRONTO PREZZI MEDI fuori punta
Fuori punta 2011
Fuori punta 2013

In generale si rileva un effetto complessivo di convergenza tra prezzi diurni e prezzi
notturni che è ben evidenziato nel grafico seguente:
Figura 6: PUN per fascia oraria in Italia

In defintiva, nel corso di questi anni, la pressione al ribasso sui prezzi esercitata
dall’offerta rinnovabile ha interessato soprattutto le ore centrali della giornata
favorendo la formazione di quotazioni diurne addirittura più basse di quelle notturne.
Analizziamo adesso il grafico relativo alla spesa totale per l’acquisto dell’energia
elettrica (riferito al mercato elettrico e non alla spesa dell’utente finale):
Come possiamo vedere l’effetto complessivo del peak shaving, grazie al taglio dei
prezzi massimi nelle ore diurne causato dalla immissione di energia fotovoltaica (e
non più da quella degli impianti di pompaggio), unito ad una diminuzione dei prezzi
del gas (che determina gran parte del costo di generazione termoelettrica), ha
prodotto un abbassamento dei costi totali per l’acquisto della energia elettrica come
riassunto nella seguente tabella:
anno 2011 Richiesta elettrica GWh
MILIONI DI EURO MEDIA €/MWh 332274
23702.62 72.24
annio 2013 Richiesta elettrica GWh
MILIONI DI EURO MEDIA €/MWh 317144
19871.51 63.06
Differenza (normalizzata rispetto alla produzione di 332274 GWh)
2883.10 milioni di euro
Tabella 2 : il calcolo è stato effettuato mediante la media mensile dei prezzi e relative produzioni
40
540
1040
1540
2040
2540
1 3 5 7 9 11
€/MWh
Mesi
SPESA ACQUISTO ENERGIA MERCATO ELETTRICO
SPESA MENSILE ACQUISTO
ENERGIA ELETTRICA 2011
SPESA MENSILE ACQUISTO
ENERGIA ELETTRICA 2013

Difficoltà di dispacciamento e congestione della rete
Un altro fattore che concocorre allo scarso ricorso al pompaggio come accumulatore
di energia rinnovabile può essere ricercato nella congestione della rete soprattutto nel
sud Italia.
Tale fatto pregiudica il trasferimento di energia elettrica verso gli impianti e provoca
tagli della produzione nei giorni di basso carico.
È da sottolineare il fatto che nel sud sono presenti impianti di pompaggio ma essi non
vengono comunque utilizzati in maniera rilevante sia perchè mancano alcuni
adeguamenti di rete sia perchè il sud è diventato esportatore netto di energia come
verrà mostrato nel seguito.

Inversione dei flussi
Per avere un quadro più complessivo della situazione passiamo ad analizzare
l’evoluzione dei movimenti fisici di energia.
Nel seguente grafico vengono mostrati i flussi netti di energia per l’anno 2004:
Figura 7: Nel cerchio è indicato il fabbisogno e sulle frecce sono indicati gli scambi netti in GWh.

Si rileva come il sud sia un importatore netto di energia elettrica dal nord e centro
Italia eccezzion fatta per la Sicilia che risulta essere un esportatore verso le regioni
limitrofe.
Infatti, data la sua posizione strategica per l’approvvigionamento di petrolio e gas,
risulta essere particolarmente fornita di centrali termoelettriche come si può vedere
dalla figura seguente:

Vediamo ora la situazione nel 2012:
La situazione risulta essere diametralmente opposta alla precedente e si ha una
inversione netta dei flussi di energia elettrica dal sud verso il nord.
In questo contesto la elevata potenza installata e la relativa bassa richiesta di energia
ha posto il sud come esportatore di energia sopratutto verso il centro e nord Italia e
con valori netti maggiori che in passato.

Ad esempio nel 2004 avevamo un trasporto dal centro verso il sud di 984 GWh
mentre nel 2012 si ha un trasporto dal sud verso il centro di 15792 GWh.
Inoltre si rileva una variazione notevole della copertura della domanda nelle aree
metropolitane del sud come evidenziato di seguito:
Questo accresciuto apporto di energia verso tali aree rappresenta una delle maggiori
criticità del sistema elettrico nel sud Italia.
Le tratte più critiche, che rischiano di compromettere l’uso efficiente dei surplus da
rinnovabili, sono soprattutto quelle Pugliesi, data la grande potenza eolica e
fotovoltaia installata, ma anche Campane, dove sono presenti impianti di pompaggio
che potrebbero ritrovare il loro ruolo di accumulatori nel prossimo futuro.
In particolare sono previste installazioni di sistemi di accumulo diffusi, non
necessariamente di tipo idroelettrico, per poter gestire in modo migliore la
generazione distribuita.
Quindi il miglioramento di queste direttrici, per’altro già avviato da Terna, potrà
favorire l’integrazione delle produzioni non programmabili migliorando il
trasferimento di surplus verso il nord ed un eventuale maggiore utilizzo degli
impianti di pompaggio.
Si riporta di seguito una sintesi degli interventi già effettuati e degli interventi in
programma:

ANALISI DELLE CRITICITA’ E DEGLI EFFETTI SULLA
STABILITA’ DELLA RETE
Il tema delle perdite di rete
Lo sviluppo della generazione distribuita non necessariamente comporta una
riduzione delle perdite sulle reti elettriche di media e bassa tensione. Ciò infatti si
verifica solo nel momento in cui vi è sostanziale contemporaneità tra produzione e
consumo di energia elettrica.
Diversamente, nel momento in cui si verificano inversioni di flusso (cioè l'energia
elettrica immessa nelle reti di media e bassa tensione, non essendo consumata in sito,
deve essere elevata di tensione e trasportata nelle reti a più alta tensione, per poi
essere nuovamente utilizzata a più bassi livelli di tensione), le perdite di rete in
generale aumentano per effetto della doppia trasformazione.
Per monitorare l’andamento delle perdite di rete e vedere il loro andamento nel tempo
sono stati raccolti i dati di Terna e il risultato è visibile nel seguente grafico:
PERDITE DI RETE
anno GW/h %
1996 16919 6.7
1997 17719 6.4
1998 18508 6.2
1999 18559.5 6.2
2000 19190.7 6.4
2001 19339.5 6
2002 19766.4 6.2
2003 20869.8 5.9
2004 20867.6 6.2
2005 20626.2 6.4
2006 19925.7 6.5
2007 20975.7 6.4
2008 20443.7 6.3
2009 20353.2 6.4
2010 20570 6.5
2011 20847 6.6
2012 21000.3 6.5
2013 21187.5 6.4

Risulta che le perdite di rete sono rimaste percentualmente costanti rispetto al totale
dell’energia prodotta e ciò è indice di una buona gestione della rete.
Si riporta anche l’andamento dell’energia non fornita, cioè l’energia che, a causa di
guasti o problemi di dispacciamento non viene erogata ai consumatori.
15000
16000
17000
18000
19000
20000
21000
22000
23000
24000
25000
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
GWh Perdite di rete in valore assoluto
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
%
Perdite di rete in percentuale rispetto alla produzione

Il picco del 2003 è conseguenza del black out che ha colpito il paese il 28settembre
2003.
In generale l’andamento non evidenzia particolari criticità e il dato del 2013 risulta in
netto calo rispetto al 2012.
Esistono, di contro, problemi che riguardano il mancato ritiro dell’energia come si
vede dal seguente grafico:
Figura 8: Impianti eolici connessi in alta tensione
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
MWh
Energia non fornita

Secondo Terna le principali criticità riguardano le limitazioni di potenza trasportabile
soprattutto per la generazione eolica.
Infatti tali impianti sono caratterizzati dall’essere posizionati in aree a basso
fabbisogno e hanno potenze di picco molto elevate. Questa caratteristica, unita ad una
mancanza di un quadro normativo in grado di assicurare uno sviluppo armonico della
capacità produttiva e delle opere di rete connesse, ha causato fenomeni di distacco
forzoso con conseguenti perdite economiche.
Tuttavia si rileva come tali perdite fossero molto più alte nel 2009 (a livello
percentuale rispetto alla produzione) rispetto al 2013, confermando il buon esito degli
investimenti sulla rete di trasmissione da parte di Terna.

II tema delle inversioni di flusso
Il numero delle sezioni AT/MT delle cabine primarie in corrispondenza delle quali si
verificano inversioni di flusso potrebbe essere utilizzato come indicatore per valutare
lo stato di trasformazione delle reti di distribuzione da passive, quali erano prima
della diffusione della generazione distribuita, ad attive.
Al riguardo, sulla base dei dati ad oggi disponibili risulta, che, nel 2013, per il 25%
delle circa 4000 sezioni AT/MT delle cabine primarie si sono verificate inversioni di
flusso per almeno l'1% delle ore e, per il 72% di esse, le inversioni di flusso hanno
riguardato almeno il 5% delle ore.
La figura seguente evidenzia la crescita del numero delle sezioni AT/MT delle cabine
primarie per le quali si sono verificate le inversioni di flusso dal 2010 ad oggi.
Appare quindi evidente che la gestione attiva delle reti di distribuzione e la
conseguente necessaria evoluzione tecnica e regolatoria è un tema non più
trascurabile in relazione sia all'adeguamento delle infrastrutture esistenti sia
all'innovazione del dispacciamento.

Lo sviluppo delle infrastrutture di rete
Lo sviluppo delle infrastrutture di rete non riguarda solo la realizzazione di nuove reti
elettriche o il potenziamento di quelle esistenti ma anche l'adeguamento delle
infrastrutture esistenti, assicurando il passaggio da un servizio sostanzialmente
"passivo" della rete (prevalentemente indirizzato al consumo) ad uno "attivo"
(prevalentemente indirizzato alla produzione e alla gestione dei carichi).
La realizzazione di nuove reti elettriche o il potenziamento di quelle esistenti ha
l'obiettivo di velocizzare la connessione dei nuovi impianti e di aumentare la capacità
di trasporto intrazonale e interzonale al fine di risolvere le congestioni.
La necessità di sviluppare la rete esistente al fine di accogliere tutta l'energia elettrica
immessa in rete dagli impianti di produzione ed in particolare da quelli alimentati da
fonti rinnovabili non programmabili appare piuttosto urgente in alcune aree del Paese
caratterizzate da elevati potenziali di generazione e da scarso carico elettrico locale.
Già oggi, infatti, vi sono reti elettriche realmente sature (alcune dorsali appenniniche
caratterizzate dalla presenza di numerosi impianti, per lo più eolici, e carichi limitati
o nulli) e, pertanto, non in grado di veicolare tutta la produzione elettrica
potenzialmente immessa3.

Per quanto riguarda l'adeguamento delle infrastrutture esistenti (per il passaggio da un
servizio passivo ad uno attivo), l'Autorità ha già promosso, con la deliberazione
ARG/elt 12/11, 8 progetti dimostrativi su reti reali, attualmente in corso, per valutare
la valenza delle principali tecnologie identificabili come smart; il risultato di queste
sperimentazioni dovrebbe consentire di avere maggiori informazioni sulle
potenzialità delle singole tecnologie e sulle diverse modalità di gestione delle reti e
quindi poter avviare un processo di reingegnerizzazione dell'attuale sistema
regolatorio al fine di favorire lo sviluppo e la realizzazione di uno smart system,
calibrato sia sulle soluzioni tecnologiche da promuovere, sia sui benefici
conseguibili.
Infine, per quanto riguarda la realizzazione di sistemi di accumulo (pompaggi,
accumuli a batterie, ecc.) che consentano di sfruttare al meglio la rete disponibile,
l'Autorità per l’energia, in collaborazione con Terna, ha avviato una serie di progetti
pilota di cui si riporta una breve descrizione nell’immagine seguente.

Nuova modalità di funzionamento degli impianti termoelettrici
Come già evidenziato nel paragrafo precedente, la diffusione delle fonti rinnovabili
non programmabili sta comportando una riduzione delle ore di utilizzo degli impianti
termoelettrici che, tra l'altro, vengono sempre più utilizzati per coprire le punte di
carico. Agli impianti termoelettrici viene quindi richiesta sempre più flessibilità, ma
non tutti sono in grado di modificare la propria produzione in tempi rapidi.
Ciò da un lato comporta la necessità di studiare soluzioni tecnologiche che
consentano di rendere più flessibili i moderni cicli combinati a gas (quali soluzioni
con più turbine a gas per ogni turbina a vapore, oppure by-pass al camino che
consentano il solo funzionamento delle turbine a gas, oppure soluzioni con post
combustori che consentano di sfruttare maggiormente la turbina a vapore a parità di
utilizzo delle turbine a gas).
Per avere una idea della variazione di rendimento di queste centrali si riporta il
seguente grafico:
Effettivamente si nota una leggera decrescita della efficienza soprattutto per quanto
riguarda le turbine a gas e i cicli combinati anche se in generale l’efficienza netta
complessiva nel 2012 risulta comunque superiore a quella del 2003 grazie al
maggior uso di centrali a cogenerazione e al miglioramento complessivo
dell’efficienza delle centrali.

Conclusioni
In un contesto in mutazione per effetto della crescente e rilevante penetrazione delle
fonti rinnovabili non programmabili e della generazione distribuita, appare evidente
la necessità di promuovere una rapida e radicale modifica dei criteri con i quali sono
state sviluppate e gestite le reti elettriche nel passato. Ciò è ancor più vero in
relazione agli obiettivi che la stessa UE si è posta di raggiungere in termini di mix di
fonti al 2050 (fino ad arrivare ad un'incidenza della produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili superiore al 75% del totale).
Per quanto riguarda le reti elettriche, non basta più un sistema fatto da reti
"intelligenti" (la RTN) e reti "passive" (le reti di distribuzione): occorre un sistema in
cui anche le reti di distribuzione, in presenza di generazione elettrica connessa,
progressivamente da "passive" diventino "attive" (smart grid).
Per quanto riguarda invece gli impianti di produzione, anche quelli che fino ad oggi
erano "passivi" (cioè che non fornivano servizi di rete) devono diventare
progressivamente "attivi", dovendo contribuire alla gestione efficace, efficiente ed in
sicurezza del sistema elettrico.
Non è più possibile escludere gli impianti di piccola taglia (connessi alle reti di bassa
e media tensione) poiché la somma delle potenze installate è ormai tutt'altro che
trascurabile.
La regolazione, cercando di sfruttare al massimo lo sviluppo tecnologico che sta
investendo in questi anni le tecnologie per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili a
fini elettrici e i sistemi di accumulo dell'energia (siano essi a batteria, ad aria
compressa, ecc.), deve promuovere un sistema in cui tutti gli impianti forniscano
servizi di rete, in relazione alle possibilità che le varie tecnologie permettono. Più in
generale, è l'intero sistema elettrico che deve diventare più "smart" e deve essere in
grado di operare al fine di valorizzare nel modo più efficace ed efficiente possibile i
pregi e i limiti di ciascuna delle tecnologie di utilizzo delle fonti di energia a
disposizione.
Pertanto l’obiettivo futuro è quello di sfruttare al meglio le potenzialità offerte dalla
generazione distribuita, un potenziale oggi ancora non utilizzato in modo ottimale,
garantendo la sicurezza del sistema elettrico medesimo.
Tale obiettivo può essere raggiunto operando su due fronti: da un lato vi è l'esigenza
di innovare le modalità di gestione delle reti e degli impianti (ovvero il
dispacciamento), dall'altro vi è anche quella di promuovere lo sviluppo delle
infrastrutture di rete. Tali aspetti sono fortemente correlati e, in alcuni casi,
potrebbero essere tra loro sostitutivi: ad esempio, la realizzazione di nuove reti

consente l'incremento della capacità di trasporto tra zone e, di conseguenza, consente
un incremento della capacità di regolazione riducendo la necessità di interventi
nell'ambito del dispacciamento. Viceversa, l'ottimizzazione del servizio di
dispacciamento consente di utilizzare nel modo migliore tutte le risorse di rete
disponibili.
In questo contesto appare inoltre evidente che le centrali di pompaggio possano
ritrovare in futuro una loro utilità soprattutto se si riuscirà ad utilizzarle
maggiormente come batterie verdi per accumulare energia prodotta da fonti
rinnovabili.

La centrale di pompaggio Domenico Cimarosa
L’impianto Domenico Cimarosa è un impianto di pompaggio situato a Presenzano in
Campania.
È entrato in servizio nel
1991 e si trova lungo
l’asta fluviale del fiume
Volturno nell’omonima
valle.
Si tratta di un impianto di
produzione e pompaggio
puro costituito da due
invasi artificiali: uno
superiore denominato
bacino di Cesima e uno
inferiore denominato
bacino di Presenzano.

La vasca inferiore è situata nella piana a est dell’abitato di Presenzano e ha il compito
di accumulare i volumi d’acqua turbinati in centrale durante il giorno.
È realizzata per intero artificialmente mediante scavi (5,3 x 106 m3) e arginature
perimetrali realizzate in tout-venant calcareo prelevato da una cava appositamente
aperta sulle pendici del massiccio di Césima.
Figura 9: Bacino inferiore
Per far fronte a eventuali perdite ed evaporazione delle acque è stata realizzata una
derivazione ausiliaria del Rio S. Bartolomeo.

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