Rinnovabili • FlexPlan

FlexPlan: reti elettriche più flessibili con il progetto Ue coordinato da Rse

Flessibilità e storage come alternative alla costruzione di nuove linee: FlexPlan ha sviluppato una nuova metodologia di planning per reti sempre più dipendenti dalle rinnovabili. Obiettivo? Reti più efficienti, riduzione dei costi e dell’impatto ambientale. A coordinare i lavori è RSE, con l’ingegner Gianluigi Migliavacca

FlexPlan
via depositphotos.com

(Rinnovabili.it) – Otto Paesi europei, tredici partner tra organizzazioni di ricerca, università e industrie e oltre tre anni di sviluppo nell’ambito del programma di finanziamento Horizon 2020. Sono questi i numeri di FlexPlan, progetto europeo coordinato da RSE a cui partecipano i più importanti operatori di sistema, che si pone l’obiettivo di ottimizzare la rete elettrica del vecchio continente.

Spinti dalle grandi trasformazioni imposte da un lato dalla Transizione ecologica e dall’altro da tensioni geopolitiche, i sistemi energetici nazionali si stanno velocemente trasformando. Cresce in particolare la cosiddetta generazione distribuita, dominata da risorse rinnovabili, definite “non programmabili”, come eolico e fotovoltaico, che rendono l’integrazione con la rete elettrica molto più complessa e incerta.

L’urgenza è oggi quella di trovare soluzioni e metodologie che garantiscano flessibilità alla rete e sicurezza energetica per tutti. “Il progetto FlexPlan va in questa direzione – ci spiega l’ingegner Gianluigi Migliavacca, che con RSE coordina i lavori – e va incontro alla necessità degli operatori di sistema: garantire certezza sul dispacciamento e sulla gestione dei flussi di energia”. Tra i partner principali, TERNA ed ENEL per l’Italia, REN per il Portogallo ed ELES per la Slovenia.

Perché serve flessibilità di rete 

È noto: le fonti rinnovabili producono energia abbattendo sensibilmente le emissioni di gas serra, ma la variabilità del loro regime di produzione rende più complesso l’equilibrio tra domanda e offerta di elettricità, finora garantito dalle risorse fossili non più sostenibili in un Pianeta che si scalda di 0.2 °C ogni dieci anni. L’Unione europea ha già compiuto significativi passi avanti: si pensi agli obiettivi ambiziosi di neutralità climatica entro il 2050, così come al target del 32% di energia prodotta da rinnovabili sul totale entro il 2030. Tutto ciò renderà necessario un aggiornamento della rete elettrica continentale: servono tecnologie e infrastrutture di rete che possano garantire la connessione di centinaia di impianti di produzione, dalle grandi centrali alla microgenerazione.

“La sfida è proprio quella di bilanciare la diffusione delle rinnovabili – prosegue Migliavaccache ovviamente non è uniforme sul territorio europeo: ci sono zone a forte ventosità, altre con elevato irraggiamento solare”. Non solo, perché vanno messi a sistema anche i punti di produzione con i grandi poli di consumo, quali centri abitati o complessi industriali, che spesso si trovano in zone molto distanti. Ma gli investimenti in nuove reti di trasmissione e distribuzione sono considerati estremamente capital intensive, ad alta intensità di capitale, e di lenta realizzazione, a causa delle difficoltà lungo tutto l’iter autorizzativo dei nuovi progetti. Progetti che, talvolta, possono essere osteggiati dalle comunità locali.

FlexPlan, fin dal suo lancio nel 2019, si pone l’obiettivo di sviluppare nuove metodologie di pianificazione della rete, sfruttando la grande flessibilità messa a disposizione dalle Distribuited Energy Resources (DER), ad esempio con l’impiego di sistemi di storage o con soluzioni basate sul Demand Side Management (DSM), ovvero un controllo della domanda incoraggiando i consumatori a modificare schemi di utilizzo e livelli di consumo.

Cos’è FlexPlan

“La tesi del progetto – chiarisce il coordinatore – è proprio che da un lato l’impiego efficiente dell’accumulo e dall’altro l’esercizio flessibile del carico possano localmente compensare le variabilità evitando che i colli di bottiglia (le congestioni di rete n.d.a.), si propaghino e impediscano l’esercizio ottimale”. A fronte di flussi di energia non programmabili, con picchi di produzione seguiti da periodi di valle in cui la rete scarica, si può verificare infatti una congestione della rete con problemi di approvvigionamento. Ed ecco allora l’importanza dell’accumulo come volano energetico in punti strategici per appianare gli squilibri, così come il ruolo fondamentale della DSM.

E quali soluzioni offre FlexPlan? “Ciò che facciamo – risponde Migliavaccaè analizzare per ognuna delle decadi considerate, 2030, 2040 e 2050, uno scenario energetico che è già quello dell’anno target (quindi a forte penetrazione di rinnovabili, n.d.a.), ma con la rete che ancora mostra tutte le congestioni che si creerebbero in quelle condizioni”. Successivamente vengono identificati i colli di bottiglia e le altre problematiche. “Il tool individua quindi i nodi su cui è necessario intervenire e analizza per ognuno la possibilità e la convenienza di costruire nuove linee, implementare lo storage su quelle esistenti, oppure flessibilizzare dei carichi grossi che ci sono in zona”, continua l’ingegnere di RSE.

A questo punto, il metodo di FlexPlan, invece di fare analisi su singoli investimenti considerando il loro beneficio economico rispetto alla situazione “ante”, elabora un set di potenziali candidati all’investimento, individuandone le combinazioni che minimizzino la somma dei cosiddetti CAPEX (la parte di spesa in conto capitale) e degli OPEX (la quota relativa alle spese operative di dispacciamento). “Le analisi costi-benefici integrano anche i fattori ambientali – sottolinea Migliavaccaconsiderando tre quote di extra costo: il paesaggio, l’impatto sulla qualità dell’aria e poi l’impronta carbonica lungo tutto il ciclo vita dell’infrastruttura di rete”.

In breve, la metodologia sviluppata nell’ambito di FlexPlan mette insieme le migliori soluzioni per un uso efficiente delle reti elettriche senza per forza ricorrere a interventi strutturali sulla rete, “anche in accordo con la Direttiva 944/2019 della Commissione europea, che richiede agli operatori di considerare la flessibilità basata su storage e DSM alla stessa stregua di interventi per la creazione di nuove linee”, nota il capo del progetto.

Sei applicazioni regionali per testare Flex Plan nel mondo reale

Il principio, insomma, è quello ben noto della “minima spesa, massima resa”. Ma l’iniziativa non si ferma qui: FlexPlan analizza anche una rosa di sei case study regionali che coprono la maggior parte del territorio europeo per dimostrare l’efficacia della metodologia a far fronte a tutte le problematiche per i system operator nella realtà. “Abbiamo considerato sei case study suddivisi per macroregioni: Italia, penisola iberica, uno per Francia/Paesi Bassi/Lussemburgo/Belgio, uno per Germania/Austria/Svizzera e poi la regione balcanica e infine i Paesi nordici”.

Dalla pianificazione integrata di distribuzione e trasmissione alle valutazioni di impatto ambientale, dall’analisi della variabilità delle rinnovabili, anche considerando variazioni climatiche annuali, all’impronta carbonica degli interventi. “Pensiamo che i tool elaborati da Flex Plan possano essere impiegati dagli operatori di sistema per svolgere i loro studi di planning sulle reti elettriche. Su richiesta è disponibile una versione di valutazione ed esiste anche una libreria open access scaricabile da GitHub che permette comunque di sviluppare degli studi simili, soluzione ideale per università e centri di ricerca”, conclude Gianluigi Migliavacca.

In collaborazione con RSE

Rinnovabili •
About Author / Stefania Del Bianco

Giornalista scientifica. Da sempre appassionata di hi-tech e innovazione energetica, ha iniziato a collaborare alla testata fin dalle prime fasi progettuali, profilando le aziende di settore. Nel 2008 è entrata a far parte del team di redattori e nel 2011 è diventata coordinatrice di redazione. Negli anni ha curato anche la comunicazione e l'ufficio stampa di Rinnovabili.it. Oggi è Caporedattrice del quotidiano e, tra le altre cose, si occupa quotidianamente delle novità sulle rinnovabili, delle politiche energetiche e delle tematiche legate a tecnologie e mercato.


Rinnovabili • Cattura diretta dall’aria di CO2: entra in funzione Mammoth

Inaugurato Mammoth, il più grande impianto al mondo di cattura diretta dall’aria di CO2

L’azienda svizzera Climeworks ha messo in funzione un impianto capace di catturare dall’atmosfera 36.000 tonnellate di anidride carbonica l’anno. È il più grande mai costruito. E richiede meno energia per lo stoccaggio geologico grazie a una torre di assorbimento dove la CO2 viene disciolta in acqua, che è poi pompata sottoterra dove avviene la mineralizzazione

Cattura diretta dall’aria di CO2: entra in funzione Mammoth
crediti: Climeworks

Il sito si trova in Islanda e ha una capacità annuale circa 10 volte superiore al suo predecessore Orca

Dopo Orca arriva Mammoth. Il più grande impianto per la cattura diretta dall’aria di CO2 (DAC, Direct Air Capture) e il suo stoccaggio geologico è entrato in funzione l’8 maggio. Sempre in Islanda, come il suo gemello di taglia minore, e sempre operato da Climeworks, l’azienda svizzera legata al politecnico di Zurigo che ha fatto da apripista nello sviluppo della tecnologia DAC su scala industriale.

Il nuovo gigante della cattura diretta dall’aria di CO2

Mammoth è circa 10 volte più grande del suo predecessore Orca e ha una capacità nominale, una volta a regime, di catturare dall’atmosfera 36.000 tonnellate di anidride carbonica l’anno. La piena operatività dovrebbe essere raggiunta già entro il 2024. Al momento sono attivi 12 dei 72 filtri per la cattura diretta dall’aria di CO2.

I filtri sono progettati come unità modulari che possono essere aggiunte, aumentando la capacità totale dell’impianto. E danno flessibilità: eventuali guasti o esigenze di manutenzione impattano in modo più limitato sul sistema. Inoltre, 3 filtri vengono tenuti “di riserva”, pronti a entrare in attività per compensare il venir meno di altri moduli.

Una torre riduce l’intensità energetica della DAC di Mammoth

Come già avveniva per Orca, l’impianto è alimentato da energia rinnovabile geotermica, che copre circa il 29% del mix elettrico nazionale islandese. Il nuovo impianto, però, richiede in proporzione meno energia per funzionare. Grazie a una modifica chiave nel processo di stoccaggio della CO2 raccolta.

Mammoth usa una “torre” per sciogliere l’anidride carbonica in acqua, che viene poi iniettata sottoterra dove avviene il processo di mineralizzazione. Orca, al contrario, pompava nei siti di stoccaggio la CO2 in forma gassosa, operazione che richiede una pressione maggiore, con conseguente maggior fabbisogno energetico.

Verso impianti da 1 MtCO2

Con l’avvio di Mammoth, Climeworks compie un altro passo avanti nella dimostrazione dell’applicabilità della sua tecnologia DAC anche in impianti di grossa taglia. Gli obiettivi dell’azienda sono di raggiungere una capacità DAC di 1 milione di tonnellate di CO2 (MtCO2) entro il 2030 e di 1 miliardo di tonnellate (GtCO2) entro metà secolo. Per tagliare il traguardo fissato per questo decennio servirebbero 28 impianti della taglia di Mammoth (contro i 250 di taglia analoga a quella di Orca).

Un fronte su cui Climeworks sta già lavorando. Sono tre le proposte di hub per la cattura diretta dell’aria di CO2 con capacità di 1 MtCO2 avanzate negli Stati Uniti. Tutte già finanziate dal Dipartimento dell’Energia di Washington per un totale di oltre 600 milioni di dollari. Al più grande, Project Cypress in Louisiana, sono stati concessi i primi 50 milioni di dollari a marzo per avviare il progetto. Altri paesi dove l’azienda svizzera sta presentando progetti sono Norvegia, Kenya e Canada.

Rinnovabili •
About Author / Lorenzo Marinone

Scrive per Rinnovabili.it dal 2016 ed è responsabile della sezione Clima & Ambiente. Si occupa in particolare di politiche per la transizione ecologica a livello nazionale, europeo e internazionale e di scienza del clima. Segue anche i temi legati allo sviluppo della mobilità sostenibile. In precedenza si è occupato di questi temi anche per altri siti online e riviste italiane.


Rinnovabili • Solare fotovoltaico in Italia

Solare fotovoltaico in Italia, cosa dice il rapporto GSE

Lo scorso anno sono entrati in esercizio circa 371.500 impianti fotovoltaici in Italia, in grande maggioranza di taglia inferiore a 20 kW, per una capacità complessiva di oltre 5,2 GW. Una crescita che conferma il primato nazionale della Lombardia in termini di potenza installata, seguita con un certo distacco dalla Puglia

Solare fotovoltaico in Italia
via depositphotos

Online il Rapporto Statistico 2023 sul Solare Fotovoltaico in Italia

Ben 5,2 GW di aggiunte che portano la potenza cumulata totale a 30,31 GW e la produzione annuale a quota 30.711 GWh. Questi in estrema sintesi i dati del solare fotovoltaico in Italia, riportati nel nuovo rapporto del GSE. Il documento mostra le statistiche del settore per il 2023, offrendo informazioni importanti non solo sui sistemi ma anche sulla dimensione dei pannelli solari, la tensione di connessione, il settore di attività, l’autoconsumo e persino sull’integrazione di eventuali batterie. Uno sguardo approfondito per capire come sta crescendo il comparto, ma anche per evidenziare potenzialità e criticità.

Solare Fotovoltaico Italiano, la Crescita 2023 in Numeri

Nel 2023 il fotovoltaico nazionale ha messo in funzione 371.422 nuovi impianti solari per una potenza complessiva di poco superiore ai 5,2 GW. La crescita ha ricevuto i contributi maggiori, in termini di numero di sistemi, da regioni come la Lombardia (con il 17,5% dei nuovi impianti fv 2023), il Veneto (13,2%), l’Emilia-Romagna (9,8%) e la Sicilia (6,9%). Scendendo ancora di scala sono invece le provincie di Roma (3,9%), Brescia (3,6%) e Padova (3,1%) quelle a detenere la quota maggiore di aggiunte. Per buona parte dell’anno questo progresso si è affidato ai piccoli impianti di taglia residenziale, che hanno lasciato il posto sul finire del 2023 ad una nuova spinta del segmento C&I.

Produzione fotovoltaica in Italia

Altro dato importante per il 2023: la produzione del solare fotovoltaico in Italia. Lo scorso anno tra nuovi impianti e condizioni meteo favorevoli, il parco solare nazionale ha prodotto complessivamente 30.711 GWh di energia elettrica (dato in crescita del 9,2% sul 2022), con un picco nel mese di luglio di oltre 3,8 TWh.

Se ci si focalizza, invece, solo sull’autoconsumo fotovoltaico, il rapporto del GSE indica che lo scorso 7.498 GWh sono stati prodotti e consumati in loco. Un valore pari al 24,8% della produzione netta complessiva. A livello regionale la percentuale di energia autoconsumata rispetto all’energia prodotta risulta più alta in Lombardia, Liguria e Campania. A tale dato se ne associa un altro altrettanto interessante: quello dei sistemi di accumulo. Lo scorso anno risultavano in esercizio 537.000 sistemi di storage connessi ad impianti fotovoltaici, per una potenza cumulata di 3,41 GW.

leggi anche Direttiva EPBD e fotovoltaico: scadenze e potenzialità

Solare Fotovoltaico, la Potenza in esercizio in Italia

Le nuove aggiunte 2023 hanno portato il dato della potenza fotovoltaica totale cumulata in Italia ad oltre 30,31 GW e quello della potenza pro capite nazionale a 514 W per abitante. Nel complesso sono attivi sul territorio 1.597.447 impianti fotovoltaici, di cui il 94% rientra nella taglia fino a 20 kW. Sono, per intenderci, i piccoli impianti realizzati solitamente sui tetti degli edifici. Non sorprende quindi scoprire che la superficie occupata dagli impianti fotovoltaici a terra a fine 2023 risultava di soli 16.400 ettari. In questo contesto le regioni con la maggiore occupazione di superficie del suolo da parte del solare fotovoltaico risultano essere: la Puglia (4.244 ettari), la Sicilia (1.681 ettari) e il Lazio (1.527 ettari).

Sul fronte della potenza attiva, viene confermato il primato del Nord Italia con il 48,0% del totale nazionale grazie al traino di Lombardia (13,8%), Veneto (10,4%) ed Emilia Romagna (10%). Segue il 34,7% delle regioni meridionali, con la Puglia che da sola fornisce il 10,9% della potenza, e quindi il contributo del Centro Italia.

Leggi qui il report GSE sul Solare Fotovoltaico in Italia

About Author / La Redazione

Rinnovabili • Dl Agricoltura bollinato

Dl Agricoltura bollinato, ecco l’art. sul fotovoltaico a terra

Il testo finale del decreto è stato varato dopo alcune piccole modifiche richieste dal Quirinale. Confermati i paletti sul fotovoltaico a terra salvaguardando gli investimenti del PNRR

Dl Agricoltura bollinato
Foto di Andreas Gücklhorn su Unsplash

Stop del fotovoltaico a terra con una serie di eccezioni

Dopo il via libera del Consiglio dei Ministri, Dl Agricoltura è stato “bollinato” dalla Ragioneria di Stato e quindi varato definitivamente. Ma non prima di alcune modifiche last minute frutto del confronto con il Quirinale. Nessun ritocco significativo, tuttavia, riguarda il tanto criticato articolo di stop al fotovoltaico a terra. Il contenuto, infatti, rimane nelle linee annunciate il 6 maggio dal ministri Pichetto e Lollobrigida, cercando di salvaguardare gli investimenti del Piano nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), punto fermo per il MASE.

L’articolo in questione, che passa dal 6 della prima bozza al 5 nel DL Agricoltura bollinato, riporta alcune disposizioni finalizzate a limitare l’uso del suolo agricolo. L’intervento mira a modificare l’articolo 20 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, con cui l’Italia ha recepito nel proprio ordinamento la direttiva europea sulle rinnovabili RED II. 

In poche parole il testo introduce dei paletti all’installazione degli impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti. Come? Limitando qualsiasi intervento a lavori modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione degli impianti già installati, che non comportino incremento della superficie occupata. Nessun vincolo invece per il fotovoltaico a terra se installato:

  • in cave e miniere non in funzione, abbandonate o in condizioni di degrado ambientale;
  • porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento;
  • siti e  impianti nelle disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato italiane e dei gestori di infrastrutture ferroviarie nonché delle società concessionarie autostradali;
  • siti e impianti nella disponibilità delle società di gestione aeroportuale all’interno dei sedimi aeroportuali;
  • aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri;
  • aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti.

Salvi, come promesso, anche i progetti fotovoltaici a terra se parte di una Comunità energetica rinnovabile o finalizzati all’attuazione degli investimenti del PNRR.

Il testo del Dl Agricoltura “bollinato” sul fotovoltaico

Riportiamo per intero l’articolo 5 sul fotovoltaico nella versione finale del DL Agricoltura.

ART. 5 (Disposizioni finalizzate a limitare l’uso del suolo agricolo)

1. All’articolo 20 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, dopo il comma 1 è aggiunto il seguente:

‹‹1-bis. L’installazione degli impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra di cui all’articolo 6-bis, lettera b), del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti, è consentita esclusivamente nelle aree di cui alle lettere a), limitatamente agli interventi per modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione degli impianti già installati, a condizione che non comportino incremento dell’area occupata, c), c-bis), c-bis.1), e c-ter) n. 2) e n. 3) del comma 8. Il primo periodo non si applica nel caso di progetti che prevedano impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra finalizzati alla costituzione di una Comunità energetica rinnovabile ai sensi dell’articolo 31 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, nonché in caso di progetti attuativi delle altre misure di investimento del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), approvato con decisione del Consiglio ECOFIN del 13 luglio 2021, come modificato con decisione del Consiglio ECOFIN dell’8 dicembre 2023, e dal Piano nazionale degli investimenti complementari al PNRR (PNC) di cui all’articolo 1 del decreto-legge 6 maggio 2021, n. 59, convertito, con modificazioni, dalla legge 1° luglio 2021, n. 101, ovvero di progetti necessari per il conseguimento degli obiettivi del PNRR.››.

2. Le procedure abilitative, autorizzatorie o di valutazione ambientale già avviate alla data di entrata in vigore del presente decreto sono concluse ai sensi della normativa previgente.

Leggi anche Zavorre per fotovoltaico Sun Ballast: dal 2012 una garanzia per gli impianti fv su tetti piani

About Author / La Redazione