di  -  lunedì 9 maggio 2011

Dopo avere parlato la scorsa settimana delle caratteristiche generali del Sistema Elettrico Nazionale, illustrando i punti principali quale la curva di carico e la necessità e modalità di regolazione degli impianti, andiamo quest’oggi ad esaminare più in dettaglio il funzionamento di tale sistema.

TRE CATEGORIE DI IMPIANTI – UNA SOLA ENERGIA

Riprendendo quanto esposto la scorsa settimana, risulta abbastanza evidente la necessità di coniugare quanto più possibile una produzione di energia sufficiente a soddisfare il fabbisogno delle utenze con un livello di potenza istantanea che corrisponda esattamente alle richieste dei singoli carichi collegati in rete, esattamente nel momento in cui questi la richiedono, e tutto ciò a causa delle problematiche legate all’accumulo di energia che non ne permettono un differimento tra la fase di produzione e quella di impiego, salvo quanto normalmente avviene attraverso i bacini di pompaggio.

Come precedentemente indicato, le principali fonti di produzione sono di tre tipi:

  • Impianti Termoelettrici a Vapore
  • Impianti Termoelettrici a Turbina a Gas (a Ciclo Semplice ed a Ciclo Combinato)
  • Impianti Idroelettrici (ad Acqua Fluente, a singolo Bacino ed a Doppio Bacino, detti anche di Pompaggio)

Altre risorse risultano collegate in rete, quali impianti Eolici, Fotovoltaici, Geotermici, ma il contributo sul totale li rende marginali al momento.

Ciascun tipo di impianto presenta caratteristiche peculiari ed intrinseci difetti, pertanto l’impiego combinato di queste varie tecnologie permette di compensare le rispettive problematiche massimizzando l’effetto utile possibile rispetto ad un impiego delle singole tecnologie per coprire l’intero fabbisogno.

Di Impianti Termoelettrici a Vapore e di Turbine a Gas se ne è parlato in questo post, e richiamo solo i punti principali:

Impianti a Vapore

Rendimenti dell’ordine del 40-45%, adatti a taglie di potenze medio alte, basso costo di produzione elettrica, scarsa capacità di regolazione del carico, lunghi tempi per variare il carico, poco sensibili al decadimento del rendimento al variare del carico, capacità di operare sia con combustibili di alto pregio (gas naturale, metano, olio combustibile di alto rango) che con combustibili di basso pregio (principalmente carbone ed olio combustibile di basso rango, ma anche biomasse, RSU, distillati vari e derivati bituminosi).

Impianti di Turbina a Gas a Ciclo Semplice

Rendimenti tra il 30 ed il 40% per le turbine di più alta classe e potenza (in genere preferite in Ciclo Combinato), elevata capacità di regolazione del carico (proporzionale alla classe di potenza della Turbina a Gas), necessità di utilizzare combustibili pregiati (principalmente gas naturale e metano, ma anche olio combustibile di alto rango), decadimento del rendimento in condizioni di off-design, costo della produzione elettrica più elevato rispetto agli Impianti a Vapore a causa del maggiore costo del combustibile e del rendimento più sensibile alle variazioni di carico.

Impianti di Turbina a Gas a Ciclo Combinato

Rendimenti tra il 55 ed il 65% (valore al quale si sta tendendo per le soluzioni più sofisticate e moderne), disponibili da potenze medio piccole (spesso per autoproduzione) a potenze elevate, capacità di regolazione dipendente dalla classe di potenza della Turbina a Gas e dalla possibilità o meno di Post Combustione nella sezione a Vapore (sono stati trattati in questo post) con conseguente variazione del rendimento complessivo, tendenzialmente adatti ad una produzione a carico abbastanza stabile per non vanificare l’elevato rendimento, necessità di utilizzare combustibili pregiati, costo della produzione elettrica inferiore a quello delle Turbine a Gas a Ciclo Semplice in virtù del maggiore rendimento.

Impianti Idroelettrici

Si tratta di impianti che possono essere ad acqua fluente, a bacino singolo ed a doppio bacino (pompaggio), e sono stati trattati preliminarmente in questo post, ed in maniera estesa in questa serie di post 1234,567.

Gli impianti ad acqua fluente presentano una certa variabilità della loro produttività, dovuta soprattutto a fenomeni stagionali (gelate invernali) che limitano la loro produttività in queste stagioni, anche se la loro produzione risulta non difficilmente prevedibile, mentre gli impianti a bacino (si tratta degli impianti idroelettrici più grandi) permettono di operare in condizioni più controllate (se di tipo a bacino singolo a monte) in grado di rendere prevedibile e gestibile la portata dell’acqua in turbina, e quindi l’energia, oppure permettere la regolazione fine del diagramma di carico quando viene utilizzato un secondo bacino a valle, dal quale pompare l’acqua verso il bacino di monte (con produzione netta di energia nulla) per potere disporre della capacità di regolazione.

CURVA DI CARICO REALE – IL FUNZIONAMENTO INTEGRATO DELLE FONTI

Analizzando una giornata tipo (20/12/2006) si può vedere come si suddivida la produzione energetica tra le varie fonti (le fonti termoelettriche sono rappresentate complessivamente):

Sommando tutte le varie componenti a meno dei pompaggi si ottiene il seguente diagramma:

Si può notare come una certa sovrapproduzione sia presente durante le ore notturne, ed essa venga impiegata per il pompaggio dell’acqua dai bacini di valle ai bacini di monte, in modo da potere disporre della massima capacità di regolazione istantanea durante il giorno.

Durante la fase notturna poi si ha la minima richiesta di energia, pertanto diversi impianti a funzionamento non continuativo risultano spenti mentre alcuni impianti termoelettrici rimasti accesi si trovano ad operare in condizioni di carico minimo.

ENERGIE RINNOVABILI E NUCLEARE – QUALE POSIZIONAMENTO?

Molto si dibatte sull’impiego massiccio delle energie rinnovabili nello scenario energetico nazionale, non solo Italiano, ma la loro collocazione richiede una certa attenzione al fine di evitare di cadere in errori tanto macroscopici quanto ampiamente sottovalutati, errori che possono vanificarne l’effetto utile finale.

Il primo punto è relativo alla sensibile differenza tra il dato nominale di potenza e l’energia effettivamente prodotta, questione già evidenziata in questo post, in quanto trattandosi di energie che risentono della non costanza della fonte di energia primaria, vedono influenzato il loro funzionamento finale in misura proporzionale alla differenza tra le condizioni reali e quelle nominali, condizione che non risulta presente per gli impianti di tipo tradizionale.

Il secondo punto consiste nella naturale imprevedibilità della fonte primaria, con conseguenti “fluttuazioni” dell’energia immessa in rete in funzione di essa.

Pertanto se appare difficile prevedere quando e quanto si potrà produrre in un determinato istante di tempo, la collocazione delle energie rinnovabili discontinue quali l’Eolico (trattato ampiamente in questa serie di post: 123456789, 10) ed il Solare Fotovoltaico (trattato ampiamente qui: 123,456) rende difficile un posizionamento univoco (il Geotermico, pur se rinnovabile, è di fatto un Impianto a Vapore, con tutti i pregi e difetti di esso, pertanto non è annoverato tra le fonti discontinue), e per permettere un elevato impiego di tali risorse si rende necessario adottare tecniche di gestione differenti quali Smart Grid, tecnologie molto dibattute e sulle quali a tempo debito torneremo in futuro.

Il Solare Termodinamico presenta, rispetto al Solare Fotovoltaico, la capacità di operare in condizioni più costanti in virtù di una certa capacità di accumulo che ne rende possibile anche un minimo funzionamento notturno attraverso l’energia accumulata e non consumata durante il giorno.

Tali impianti presentano sicuramente interessanti margini di sviluppo, anche in integrazioni ad impianti tradizionali (come avvenuto nell’impianto Siciliano di Priolo Gargallo), e trattandosi essenzialmente di Impianti a Vapore, presentano le stesse caratteristiche principali (sono stati trattati in questi post: 12).

Gli Impianti Nucleari infine sono impianti caratterizzati da elevate potenze e scarsa capacità di regolazione, essendo anch’essi degli Impianti a Vapore nella sezione di conversione dell’energia, pertanto adatti ad operare con variazioni del carico modeste ed alla produzione del carico di base, salvo ipotizzare scenari nei quali un eccesso di produzione venga utilizzato in uno scenario differente rispetto a quello attuale, come ad esempio la produzione di idrogeno come metodo di regolazione o la fornitura di energia in uno scenario di trasporto privato basato sull’elettrico.

Anche per oggi è tutto, ci vediamo lunedì prossimo sempre su AppuntiDigitali, sempre sulla rubrica Energia e Futuro.

22 Commenti »

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  • # 1
    Z80Fan
     scrive: 

    Interessante, pensavo fossimo più dipendenti dall’estero, da quanto ho letto nell’ultimo periodo.

  • # 2
    arkanoid
     scrive: 

    Sul discorso nucleare, credo che al di là di qualsiasi considerazione “teologica”, è ragionevole pensare che nei prossimi 20 anni, se si partisse ora, sarebbero attivi non più di 4-5000 mWe di nucleare, il che credo sia sufficiente a capire che una motivazione di reale diversificazione non c’è.

  • # 3
    Simone Serra (Autore del post)
     scrive: 

    @ arkanoid

    E’ un discorso ormai affrontato troppe volte, di sicuro non è il topic del post…

  • # 4
    Notturnia
     scrive: 

    @arkanoid.. due appunti..
    1. si dice MW.. e non mW.. MEGAWATT e non milliWATT.. ci passa una “certa” differenza..

    2. 4GW sono molti per l’italia.. non facciamo confusione.. 4GW sarebbero ottimi.. e non un’inezia come fai pensare.. sono ben 35TWh pari all’11% delle esigenze italiane.. quindi tranquillo.. non è teologia.. SE ci fossero avrebbero un certo peso..

    ora scusatemi :-D torno a lavoro.. stiamo lavorando su qualche TWh..

  • # 5
    joe.vanni
     scrive: 

    Non ho ben capito la curva gialla degli ausiliari a cosa si riferisce..

    Sarebbe interessante vedere il grafico nella situazione odierna

    Con più rinnovabili e meno consumi (per la crisi, per le fasce orarie, forse con un po’di efficenza energetica in più )

    Se è vero che l’anno scorso la SNAM ha bruciato 9% di gas in meno.

    Allora le due curve termica e richiesta dovrebbero traslare verso il basso di quel 9%; e dovrebbero esserci meno acquisti all’estero durante la fase diurna, compensati dalle nuove rinnovabili

  • # 6
    zephyr83
     scrive: 

    @Notturnia

    Scusa ma quei 35 TWh come li hai ottenuti? Considerando le centrali in funzione 24 ore su 24 tutti i giorni dell’anno? :D Sn un po’ gli stessi contenti che fanno i sostenitori delle fotovoltaico :D
    Non so se è vero, chiedo conferma ma “l’impianto raramente funziona a pieno regime, solitamente è sfruttato soltanto in parte (Paine sostiene che il 58% sia la norma) dal momento che alcuni impianti periodicamente devono essere fermati per controlli di sicurezza”. Inoltre “per carenza d’acqua nei fiumi in Francia ogni estate devono fermare circa il 30% degli impianti” (ovviamente dipende dal sito, ma bisogna tenerlo in conto, cosa molto probabile per eventuali centrali sui nostri fiumi). Giusto per dire che quei 35 TWh sn teorici! Forse più probabile un 20 TWh, valore certamente non da poco ma niente di così esagerato, soprattutto visti tutti i costi e i problemi che si porta l’energia nucleare (nel bene o nel male)

  • # 7
    Simone Serra (Autore del post)
     scrive: 

    @ joe.vanni

    Dati attuali così dettagliati non ne ho trovati (e senza i valori giornalieri ed orari c’è poco da graficare)… gli ausiliari sono gli impianti ausiliari degli impianti di produzione stessi, sono una voce di consumo (ogni centrale, per il suo funzionamento, consuma energia)… sul discorso aumento della quota rinnovabile, essendo queste curve di energia e non potenza nominale, ed essendo il contributo in termini di energia degli impianti rinnovabili nuovi (il grosso lo fa l’idroelettrico, che negli anni non è cambiato granché, lo sfruttabile è stato sfruttato) piuttosto contenuto, non vedresti grandi cambiamenti… poi tieni presente che la curva varia giornalmente, se elaboro i dati di un altro giorno posso ottenere una situazione differente (anche se non drammaticamente diversa)

    @ zephyr83

    Considerare un coefficiente di utilizzazione pari ad 1 è erroneo, un valore più corretto è 0.8… e sarebbero comunque 28… sul discorso del 58% bisogna vedere cosa metti nel computo, perché se sommi anche gli impianti intermittenti (e non sono del tipo a Vapore, quindi nemmeno Nucleari, perché non si spengono ed accendono in mezz’ora) il 58% non è irrealistico (è da questo che si ottiene la differenza tra potenza installata e potenza sfruttata), ma le ragioni di questa percentuale così “bassa” sono un tantino articolate per potere venire liquidate velocemente

  • # 8
    zephyr83
     scrive: 

    Ah io chiedevo conferma, quel 58% si riferiva solo alle centrali nucleari. Un fattore di 0.8 mi pare sempre alto ma nn ho alcun dato in merito e scommetto che sn molto difficili da ottenere!

  • # 9
    carlo
     scrive: 

    Salve, una domanda, l’idea dell’idrogeno per stoccare energia
    mi ha colpito, ma allora chiedo, piuttosto che con il nucleare,
    che scusate a me spaventa per le conseguenze “millenarie”
    sul pianeta (es. ucraina dopo incidente e siberia dopo stoccaggio scorie), non sarebbe piuttosto interessante in abbinamento alle rinnovabili?
    Si risolverebbero i problemi citati nell’articolo (stoccaggio effettuato in idrogeno al posto delle smart grid che mi pare di capire mi dite non funzionino bene e sistema tampone per le irregolarità funzionamento del vento/sole).
    Qualcuno deve averci pensato perchè avevo visto qualche concept (stazioni di produzione idrogeno di varie taglie a pannelli solari), ma poi dell’idrogeno non si è più parlato, ora vanno molto le auto ibride; c’è qualche impianto concreto in progettazione?

  • # 10
    Simone Serra (Autore del post)
     scrive: 

    @ carlo

    Ti rispondo molto semplicemente, anche perché vorrei evitare le solite diatribe e confusioni su potenze ed energie, oltre che sulle differenze tra superfici teoriche e reali…

    Il perché del nucleare ed eventualmente idrogeno?… perché il nucleare produce tantissima energia ma regola molto poco… il perché del NON rinnovabile ed idrogeno?… perché il rinnovabile produce (allo stato attuale della tecnologia) poca energia e regola molto poco (ma questo secondo motivo non sarebbe un problema)… non sarebbe impossibile farlo, semplicemente non avrebbe senso attualmente perché (e ricordo che si deve ragionare in termini di energia effettivamente prodotta, non di potenze nominali) produco di fatto una percentuale esigua del fabbisogno energetico, il problema di come immagazzinare gli accumuli viene molto dopo…

  • # 11
    Simone Serra (Autore del post)
     scrive: 

    @ zephyr83

    In Francia non so, ma in Italia ho già molta difficoltà a trovare certi dati (e ti assicuro che ce ne sono davvero tanti)… onestamente dubito che quei dati siano disponibili in Francia… ma qualunque cosa scritta contro il nucleare sarà comunque vera per definizione… poi potrebbe pure esserla, ma andrebbe comunque verificato…

    Se fosse vero non mi scandalizzerei vista l’età media delle centrali… non penso sia incredibile pensare che centrali vecchie verso il fine vita abbiano maggiori intervalli di manutenzioni, anche perché la vita di questi impianti è stata spesso estesa oltre quanto previsto inizialmente (la stessa cosa avviene anche con alcuni aerei)… resto comunque scettico, anche perché potrebbe essere un dato difficile da trovare da fonti ufficiali…

  • # 12
    zephyr83
     scrive: 

    non sono stato chiarissimo, specifico meglio! Il dato riferito alla francia è quello del 30% in estate, si trovano diversi riscontri cercando cn google http://business.timesonline.co.uk/tol/business/industry_sectors/utilities/article6626811.ece
    http://www.progettohumus.it/public/forum/index.php?topic=1530.0

    La cosa non mi sorprende, “si sa” che i reattori francesi chiedono grandi quantità d’acqua e se nn sbaglio da noi si era parlato di preferire i tipi di reattori americani per via di una minor richiesta di acqua per il raffreddamento.

    Il dato sull’operatività delle centrali del 58% dovrebbe esser un dato generale secondo gli studi di Jeffrey R. Paine riportati nel libro “Will Nuclear Power Pay for Itself?” però dubito che sia possibile stabilire cn certezza valori del genere e ogni “studio” può ottenere dati differenti!

  • # 13
    zephyr83
     scrive: 

    Aggiungo ovviamente che “problemi di operatività” (dovuti a vari fattori, sia tecnici che non) riguardano qualsiasi tipo di centrale, anche quelle tradizionali! era solo per specificare che pure il nucleare ne “soffre”, forse in maniera maggior per via degli altri controlli di sicurezza che un sistema del genere richiede. ogni tecnologia ha i suoi pro e contro, quella migliore in assoluto non esiste (ancora)! :)

  • # 14
    bobkelo
     scrive: 

    Articolo interessante, mi ha spinto a qualche ricerca:

    @joe.vanni post #5

    qui c’è uno studio ricco di informazioni su quello che mi pare chiedevi, dati del 2011-2011 ed effetto calmieramento dei prezzi dovuto all’immissione delle rinnovabili!
    (è il terzo studio simile che trovo in rete sui dati 2010-2011);
    Studio del 4 aprile 2011 di Meneguzzo del CNR, commissionato da ASPO:

    http://www.aspoitalia.it/attachments/297_F_Meneguzzo%20-FV%20&%20Bollette.pdf

    le rinnovabili starebbero facendo abbassando i prezzi dell’energia,
    le bollette per chi consuma non aumentano nonostante gli incentivi!
    ci perderebbero invece i gestori (ma va?)degli impianti tradizionali
    perchè non possono più spuntare prezzi alti per coprire le richieste
    di picco “urgenti” (chiedo parere agli esperti che comprano energia per lavoro e che postano qui), da cui una certa ..aehm “inerzia”..
    da parte dei politici a spingere sulle rinnovabili di ogni tipo..

    @ carlo post #9

    qui un progetto concreto rinnovabili+idrogeno, in italia,
    (ne trovi altri con goggle “fotofoltaivo e idrogeno”),

    http://adria.blogolandia.it/2009/02/04/idrogeno-da-fotovoltaico-il-futuro-e-un-presente-prendiamone-esempio/

    l’idea è gagliarda, perchè chi a provato a fare l’accumulo con le batterie per ora è andato incontro ad una serie di grossi problemi
    (costi, peso, spazio), ma anche se non lo dicono ad occhio il
    problema potrebbe essere i costi ancora alti dei sistemi
    ad idrogeno (celle e tutto il resto)
    mentre i pannelli invece stanno scendendo di prezzo in picchiata!
    mio conoscente ha finalmente chiuso ieri
    (dopo 2 mesi di paralisi per vuoto legislativo)contratto
    per installare 20KWpicco su tetto chiavi in mano a 60000 euro,
    cioè 3000euro a KWpicco installato, si prevede che l’energia
    prodotta costerà 0,20/0,22 euro/kwh (o 0,16 se i pannelli
    dureranno davvero quanto promesso degradando come previsto)
    senza conteggiare gli incentivi..non male dico io..
    in germania sono già a 2500 euro a kwpicco installato,
    facile che anche da noi ci saremo tra 6 mesi

    PS: solo se a qualcuno interessa e se per l’autore non siamo OT
    mi piacerebbe linkare e sottoporre a vostro parere un paio di articoli (ottimisti?) che prevedono convenienza economica del
    kwh FT gia nel 2015 senza incentivi!!
    Visto anche una stima di quanta energia FT potrebbe assorbire
    la rete italiana attuale senza modifiche (parrebbe non cosi poca)

    Un saluto a tutti

  • # 15
    bobkelo
     scrive: 

    ..ophs.. FT..intendevo FV.. comunque bel lapsus :)

  • # 16
    bobkelo
     scrive: 

    ma dai..l’antispam è un po’dispettoso
    dopo un’ora ha cancellato il mio commento (ex @14)
    mi sa che non sono piaciuti i due link, educatamente
    lo riposto diviso in due parti, un link solo per ogni parte
    (per l’autore: a questo punto non serve rimetterlo
    ..sarebbe testo doppio..grazie comunque)

    Articolo interessante, mi ha spinto a qualche ricerca:

    @joe.vanni post #5

    qui c’è uno studio ricco di informazioni su quello che mi pare chiedevi, dati del 2011-2011 ed effetto calmieramento dei prezzi dovuto all’immissione delle rinnovabili!
    (è il terzo studio simile che trovo in rete sui dati 2010-2011);
    Studio del 4 aprile 2011 di Meneguzzo del CNR, commissionato da ASPO:

    http://www.aspoitalia.it/attachments/297_F_Meneguzzo%20-FV%20&%20Bollette.pdf

    le rinnovabili starebbero facendo abbassando i prezzi dell’energia,
    le bollette per chi consuma non aumentano nonostante gli incentivi!
    ci perderebbero invece i gestori (ma va?)degli impianti tradizionali
    perchè non possono più spuntare prezzi alti per coprire le richieste
    di picco “urgenti” (chiedo parere agli esperti che comprano energia per lavoro e che postano qui), da cui una certa ..aehm “inerzia”..
    da parte dei politici a spingere sulle rinnovabili di ogni tipo..

  • # 17
    bobkelo
     scrive: 

    @ carlo post #9

    qui un progetto concreto rinnovabili+idrogeno, in italia,
    (ne trovi altri con goggle “fotofoltaivo e idrogeno”),

    http://adria.blogolandia.it/2009/02/04/idrogeno-da-fotovoltaico-il-futuro-e-un-presente-prendiamone-esempio/

    l’idea è gagliarda, perchè chi a provato a fare l’accumulo con le batterie per ora è andato incontro ad una serie di grossi problemi
    (costi, peso, spazio), ma anche se non lo dicono ad occhio il
    problema potrebbe essere i costi ancora alti dei sistemi
    ad idrogeno (celle e tutto il resto)
    mentre i pannelli invece stanno scendendo di prezzo in picchiata!
    mio conoscente ha finalmente chiuso ieri
    (dopo 2 mesi di paralisi per vuoto legislativo)contratto
    per installare 20KWpicco su tetto chiavi in mano a 60000 euro,
    cioè 3000euro a KWpicco installato, si prevede che l’energia
    prodotta costerà 0,20/0,22 euro/kwh (o 0,16 se i pannelli
    dureranno davvero quanto promesso degradando come previsto)
    senza conteggiare gli incentivi..non male dico io..
    in germania sono già a 2500 euro a kwpicco installato,
    facile che anche da noi ci saremo tra 6 mesi

    PS: solo se a qualcuno interessa e se per l’autore non siamo OT
    mi piacerebbe linkare e sottoporre a vostro parere un paio di articoli (ottimisti?) che prevedono convenienza economica del
    kwh FT gia nel 2015 senza incentivi!!
    Visto anche una stima di quanta energia FT potrebbe assorbire
    la rete italiana attuale senza modifiche (parrebbe non cosi poca)

  • # 18
    Simone Serra (Autore del post)
     scrive: 

    @ zephyr83

    Il caso indicato rappresenta un problema ben preciso, che anche in Italia in estate abbiamo avuto, ovvero il raffreddamento del condensatore ad immersione degli impianti a vapore… problema non presente (finché c’è un minimo di acqua di alimento) per le torri evaporative (che stranamente vengono sempre associate agli impianti nucleari come immagine)… pertanto il dato del 58% andrebbe visto in fase del calcolo di esso, altrimenti messo così può esserci dentro tutto ed il contrario di tutto…

    @ bobkelo

    Quello studio di Meneguzzo è stato linkato già altre volte, e già altre volte ho espresso le mie perplessità in quanto a ciò che ritiene sia dimostrato, dimostrazione che mi sembra un po’ “buttata là”…

    Gli articoli sulla convenienza economica del kWh FV sarebbero OT visto che non si sta parlando di valutazioni sul FV… di FV ne ho parlato parecchio a suo tempo nella rubrica… la discussione si può riaprire lì…

  • # 19
    joe.vanni
     scrive: 

    Alcuni dati comunque sull’impatto del fotovoltaico nel piano energetico nazionale dei prossimi 5 anni possiamo dedurli dal nuovo (quarto) conto energia appena approvato.

    Il governo ha mantenuto le tariffe incentivanti specialmente per i piccoli impianti, con riduzioni graduali differenziate –secondo la taglia dell’impianto- che porteranno le tariffe incentivanti ad azzerarsi in 5 anni per i grandi impianti A quel punto per grandi taglie sicuramente avremo raggiunto la “grid parity”. Da li è pensabile un boom di installazioni.

    La novità sta nel tetto alle installazioni di 2 GW annui; per cui se sommiamo gli attuali 10 GW avremo al 2015 circa 20 GW di potenza fotovoltaica e quindi circa un 10% di fabbisogno elettrico dal fotovoltaico.

    Per cui al 2015 avremo circa il 30% di energia dal rinnovabile. Al 2020 arriveremo almeno al 40%.

    A quel punto il sistema di GESTIONE DELLA RETE come è ora verrebbe completamente RIVOLUZIONATO con un 20% di produzione irregolare di eolico e specialmente fotovoltaico.

    Da una parte si potrebbero chiudere un po` di centrali obsolete tra quelle utilizzate per coprire i picchi, penso a qualche turbogas.

    D’altra parte bisognerà studiare qualcosa per mantenere equilibrata una rete così frammentata e irregolare come produzione.

    Nel nuovo conto energia è previsto che dal prossimo anno gli inverter degli impianti fotovoltaici dovranno essere omologati per potere essere scollegati dalla rete in remoto (in caso di picchi di produzione).

    È una forma molto primitiva di smart grid, perchè vorrebbe dire buttare via della energia e probabilmente anche indennizzare il produttore.

    Dunque UNA VERA SMART GRID DIVERRÀ INDISPENSABILE.

    @ bobkelo
    Anche se non dimostrato pienamente È POSSIBILE che il fotovoltaico sia calmieratore per i prezzi del gas (per vedere l’effetto su quelli della benzina dovremo aspettare l’auto elettrica).

    Negli anni a venire potremmo avere eventuali conferme e in tal caso ci sarà qualcuno che studierà il fenomeno..

    Di sicuro ci rimettono i produttori di gas, l’ENI, lo Stato con minori accise; le centrali elettriche che vendono di meno e infine chi vorrebbe usare i soldi degli incentivi alle rinnovabili per altri scopi..

  • # 20
    Simone Serra (Autore del post)
     scrive: 

    @ joe.vanni

    Potenza installata != Energia elettrica prodotta (!= significa “non uguale”)… segue che 20GW Potenza FV producono molto meno (in media 1/3 – 1/4) di un’equivalente potenza termoelettrica… lo ho scritto decine di volte, spiegato in vari post, ma puntualmente ricompare la stessa considerazione fuorviante

  • # 21
    joe.vanni
     scrive: 

    @ Simone Serra (Autore del post)

    “Consumo nazionale netto” o “richiesta nazionale di energia elettrica”, nel 2009 è stato di 320268 GWh (Wikipedia)

    Resa energia da fotovoltaico in centro Italia assunto come dato medio italiano:
    1500 KWh per Kw di picco installato (pari ad un coefficiente di utilizzo di: 1500/8760= 17% delle ore annuali alla potenza nominale)

    Ipotetica potenza FV istallata al 2015: 20 GW di picco

    Produzione annua FV: 20 GW x 1500 GWh /GWpicco = 30000 GWh

    Percentuale del fabbisogno annuo italiano: 30000 GWh / 320268 GWh = 9,3%

    Non sono considerati per semplicità:
    Il decadimento dei pannelli FV (-1% annuo di produz.).
    La quota di impianti a pannelli con inseguimento che darebbero produzione maggiore (da +30 a +45%)
    Le mancate perdite di rete in quanto circa metà dell’energia FV è consumata sul posto ed evita le perdite di rete.

    A questa produzione andrebbe sommata la produzione eolica del 2015 che è di più difficile previsione ed avremmo il contributo delle fonti rinnovabili “discontinue”

  • # 22
    joe.vanni
     scrive: 

    @ Simone Serra (Autore del post)

    Avevo abbreviato

    “circa un 10% di fabbisogno elettrico dal fotovoltaico”

    Mentre

    “circa un 10% di fabbisogno di energia elettrica dal fotovoltaico”

    sarebbe sicuramente stato più chiaro

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