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Dieci anni di energia digitale

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Le lavatrici centrifugano senza sosta, una accanto all’altra. Poco più in là, lungo il corridoio, cedono il posto a frigoriferi, scope elettriche, lucidatrici, condizionatori. Nella corsia successiva, disposti su scaffali a varie altezze, sono schierati i televisori, ancora a tubo catodico, di varie grandezze, e poi i computer, vecchi pc bianchi o grigi, quelli che riempivano un’intera scrivania e oggi languono in tante cantine. È come se ottanta famiglie abitassero tutte insieme nell’hangar, con i loro elettrodomestici. In termini tecnici, circa 800 utenze, collegate a contatori intelligenti che calcolano potenze, consumi, individuano i disturbi di rete e s’inventano la via per aggirarli. Se qualcuno pensa che il futuro nasca in laboratori asettici, nelle mani di ricercatori in guanti bianchi, tra strumenti hi-tech un po’ fantascientifici, meglio che si ricreda. Nel campo prove di Enel distribuzione, al Cesi di Milano, sfila il design del passato applicato, però, a un’idea del futuro: quel contatore smart, progettato dieci anni fa in Italia, che ha rivoluzionato il modo di calcolare i consumi energetici e sarà il primo fondamentale tassello delle smart grid, o reti intelligenti, di cui oggi tanto si parla. 

 

DAI DISTURBI ALLA DOMOTICA

Nel campo prove, attivo dal 2000, è installata la configurazione reale di un impianto di distribuzione di energia a bassa tensione, dalle cabine di trasformazione fino alle utenze. «L’obiettivo è stato fin dall’inizio di verificare la possibilità di comunicare sulla rete elettrica attraverso onde convogliate secondo la “power line communication technology”, in presenza di carichi reali», spiega l’ingegner Giuseppe Salaris, responsabile “tecnologia e apparati di misura” di Enel. Oltre ad assorbire energia, elettrodomestici & Co. immettono dei disturbi sulla rete che possono impedire la comunicazione: per questo sono stati scelti gli apparecchi più datati che, assieme alle nuove lampadine a risparmio energetico, sono le utenze che disturbano maggiormente le linee elettriche. «Nella fase iniziale del progetto Telegestore, abbiamo caratterizzato i disturbi e i modi in cui il sistema può aggirarli per poter gestire da remoto i contatori. Oggi siamo pronti a testare tutte le evoluzioni del sistema, come la domotica, cioè la possibilità di dialogare con gli elettrodomestici da remoto, abbassandone per esempio la potenza in caso di cali nelle linee elettriche. Collaboriamo già con vari produttori di elettrodomestici e sta per partire il primo pilot test di “Energy at home” con famiglie vere».

La visione originaria di Enel è quella di una rete intelligente centralizzata, che ha il suo fulcro proprio nel contatore smart installato già in 32 milioni di case italiane, caso unico in Europa, cui presto si aggiungeranno 13 milioni di contatori smart anche in Spagna, attraverso Endesa (controllata di Enel). Contatori e sensori digitali permettono alle società di distribuzione dell’energia elettrica di raccogliere informazioni in tempo reale sul flusso di elettricità, migliorando così l’efficienza e riducendo anche i costi di manutenzione. «Molte operazioni che prima necessitavano dell’uscita di un tecnico oggi si fanno in remoto, come innalzamento o abbassamento di potenza, gestione dei morosi, calcolo dei consumi, attivazione o cessazione di un contratto», spiega Salaris. «La liberalizzazione del mercato, poi, è possibile solo grazie al contatore intelligente, che è tra l’altro in grado di gestire diversi schemi tariffari programmati da remoto». Si è infine aggiunta la possibilità di calcolare, in tempo reale, anche la quantità di energia immessa da piccoli produttori locali attraverso le nuove fonti rinnovabili. «Dal 2007 in poi il contatore è capace di misurare il flusso dell’energia nelle due direzioni».

Manca però ancora un salto, quello auspicato dai guru della nuova rivoluzione energetica (vedi intervista a Rifkin a pagina 30), cioè la trasformazione della rete elettrica in una rete interattiva di informazioni e scambio di energia, sfruttando le tecnologie di Internet, che permetta ai privati di generare e condividere la propria elettricità e metta in moto anche le auto della futura generazione elettrica.

La parola magica è smart grid, o rete intelligente. Le reti diventeranno impianti bidirezionali dove l’energia non fluisce dalla centrale verso il cliente ma nei due sensi. Bisognerà spostare intelligenza verso i molteplici nuovi apparati di generazione, per evitare che immettano energia nei momenti in cui la rete non ha esigenza di assorbirli oppure per disconnetterli quando c’è qualche guasto in rete. È un progetto di dimensioni europee: le reti dei vari Paesi evolveranno per essere un’unica rete, con nodi di microgenerazione e punti di immagazzinamento di energia. Forte della sua primogenitura sullo “smart metering”, il contatore intelligente, l’Italia oggi è alla testa di molti programmi europei. Uno dei primi problemi da risolvere è la standardizzazione delle connessioni per creare un network di scala continentale. «Enel ha sviluppato un protocollo di comunicazione su power line che abbiamo deciso di “aprire” e rendere disponibile a chiunque voglia sviluppare reti basate su questo protocollo. Possono arrivare benefici per tutti».

 

NELLA CONTROL ROOM DI E-MOBILITY

Per avere un assaggio di cosa significhi una rete intelligente, sia pure sperimentale, basta fare qualche centinaio di metri a piedi dal centro prove, nell’estrema periferia milanese, per arrivare alla “control room” di Enel. In un edificio di via Rubattino si trova il cervello dell’infrastruttura per la ricarica dei veicoli elettrici, sviluppata in meno di un anno da Enel nell’ambito del progetto eMobility: sfruttando le competenze maturate nel campo dei sistemi di controllo da remoto, i responsabili della control room presiedono al controllo di tutte le stazioni di ricarica finora installate sul territorio nazionale, circa 160 tra pubbliche e private. Il sistema, che si candida come piattaforma di riferimento per il futuro sviluppo dei servizi di mobilità elettrica, è connesso in GPRS, 24 ore su 24. Una mappa digitale sulla parete permette di monitorare continuamente lo stato delle stazioni e di seguire il processo di ricarica. «Con la sua tessera magnetica, simile al bancomat, il cliente può recarsi nella stazione più vicina, presto usando anche un’app per iPhone che gli consente di prenotare la ricarica, noi da questo pannello gestiamo tutti i servizi di interfaccia», spiega Valentina Gilardone. «In futuro, con i servizi di Power Control, potremo modulare i processi di ricarica in funzione delle reali disponibilità della rete, anche in base al quantitativo di energia rinnovabile prodotta da fonti di generazione distribuita».

Quando le auto elettriche e le colonnine si moltiplicheranno, bisognerà infatti evitare che le ricariche avvengano tutte nello stesso momento e nella stessa area per non provocare stress eccessivi alla rete. Proponendo, per esempio, incentivi per fare il pieno in un altro momento. «Se sarà necessario ridurre la potenza per un’emergenza o un calo di produzione da rinnovabile, il prezzo della ricarica potrebbe aumentare, o addirittura si potrebbe chiedere all’auto di cedere alla rete l’energia immagazzinata in cambio di un incentivo. Viceversa, il prezzo potrebbe calare in caso di surplus». Con prezzi comunque appetibili: la batteria della Smart elettrica, scelta per il pilot test, contiene 17 kWh, a 20 centesimi a kWh. «Con 2,5 euro fai il pieno e viaggi per 130 chilometri». A Enel sono arrivate 2.250 richieste contro una disponibilità di 140 macchine elettriche, con canone di 4 anni a 440 euro tutto incluso. Sulla mappa digitale lampeggiano cifre inequivocabili: da luglio 2010, 12.555 ricariche effettuate, 49.895 kilowattora erogati, 61.022 kg di CO2 risparmiati.

 

IL PRIMO PILOT TEST A CARPINONE

Al piano terra si trova un altro tassello dei piani di sviluppo smart di Enel. Qui un team di giovani ricercatori sta cercando la “via italiana” alla rete intelligente. «La sfida è di riuscire ad accettare la massima energia producibile da fonti rinnovabili, attraverso una serie di controlli automatici. Attualmente le reti sono passive, non sono in grado di regolare la tensione in modo automatico, il che può creare criticità se ci sono molti produttori in un unico punto», spiega Gianluca Sapienza, che sta terminando il dottorato di ricerca per il Politecnico di Milano. «La rete si rende intelligente con una serie di apparecchiature a tecnologia digitale, in gran parte testate qui, che creano un’infrastruttura di comunicazione ad alta velocità, diffusa a polipo sul territorio: consentirà di scambiare informazioni e parlare con la control room 24 ore su 24, trasmetterà le misure delle potenze richieste e delle potenze immesse dai singoli produttori, farà stime in base alla quantità di vento o sole presenti in quel momento e infine deciderà come agire. Il singolo impianto di produzione avrà un’intelligenza di controllo in loco per eseguire tutte le azioni in maniera autonoma, con la supervisione però di un sistema centralizzato che controlla le potenze e interviene in caso di emergenza». Il primo progetto pilota è pronto a partire a Carpinone, Isernia (investimento: 10 milioni di euro). «Qui per ora simuliamo situazioni che potrebbero realizzarsi nella realtà. Cosa succede se perdiamo tutta la produzione fotovoltaica? E se invece diamo l’ok a una produzione tripla? Il pilot test poi valuterà non solo il funzionamento della smart grid ma anche costi e rendimenti. Se tutto andrà bene, si potrà pensare in grande: a Genova, per esempio, dove ci sono tanti produttori locali di energia». Difficile immaginare, invece, un futuro in cui il surplus di energia prodotto in Puglia potrà essere “spostato” a Milano. «L’energia non si sposta, va un po’ dove vuole. Al massimo, per ora, si parla di un raggio di cinquanta chilometri intorno al punto di produzione. Peraltro, più si consuma vicino, minori sono le perdite», spiega Sapienza. Semmai, è più utile incentivare il cliente ad “accendere la luce” quando c’è più energia in rete. E domani, si spera, ce ne sarà molta di più.

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