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Glossario



A

B

C

Carico di base
Partendo dal presupposto che l'andamento del carico (ovvero della potenza assorbita) varia in modo sensibile durante ogni singolo giorno (vedi il grafico in tempo reale fornito da Terna), oltre ad avere delle variazioni stagionali, il carico di base rappresenta la potenza minima che è necessario fornire in modo continuo al sistema elettrico. Ad esempio, durante il 2013 per circa il 97% del tempo sono stati erogati almeno 24 GW di potenza (erano 25 GW nel 2012), con un minimo assoluto di 19,5 GW (21 GW nel 2012; statistiche Terna, documento "Carichi"). Si può dire quindi che il carico di base in Italia è compreso tra questi due valori. Le centrali elettriche che funzionano in modo continuo tendono a coprire proprio tale livello di consumi.

Continuità di produzione
E` il carattere che contraddistingue tutte le fonti che hanno elevati livelli di produttività. Si tratta di tecnologie di produzione che hanno bassi costi marginali e nell'ambito del sistema elettrico si occupano di coprire il carico di base. Tipiche fonti con elevata continuità di produzione sono il geotermico, il nucleare, l'idrica fluente e alcune tipologie di centrali termoelettriche (ad es. quelle a carbone). Le fonti con una produzione più discontinua sono in genere programmabili e flessibili. Fanno eccezione le fonti caratterizzate da intermittenza.

Costo marginale
Rappresenta il costo che è necessario sostenere per produrre una unità di prodotto in più (nel caso di centrali elettriche, un kWh o suoi multipli). Dato che tra tutti i costi solo alcuni variano con la produzione (detti appunto costi variabili), come ad esempio il costo per i combustibili (le materie prime), ne deriva che il costo marginale dipende solo dall'incremento di tali costi. Un impianto con bassi costi marginali cerca di produrre il più possibile anche se il prezzo di mercato è basso perché l'incremento dei costi totali tende ad essere inferiore a quello dei ricavi (ovvero il costo marginale è comunque inferiore al prezzo) portando a un margine di profitto crescente con il quale poter poi coprire gli altri costi (i costi fissi). Nel caso contrario il costo marginale potrebbe avvicinarsi molto al prezzo rendendo inutile un incremento della produzione perché il livello del margine di profitto si manterrebbe costante. Le centrali con bassi costi marginali tendono quindi ad avere elevati livelli di continuità di produzione. Fanno eccezione alcune fonti rinnovabili come quelle caratterizzate da intermittenza (eolico, fotovoltaico) o comunque da una certa variabilità nell'approvvigionamento della risorsa primaria (vedi alcune tipologie di idroelettrico).
Se un'attività ha costi marginali più bassi rispetto ad altre non significa che sia globalmente più remunerativa e competitiva, ovvero che abbia un LEC inferiore. Nell'analisi marginale manca infatti totalmente una valutazione dei costi fissi, in particolare dei costi iniziali d'impianto. Ad ogni modo le tecnologie con bassi costi marginali tendono ad offrire l'energia sul mercato a prezzi più bassi e quindi ad avere una più alta priorità nell'ordine di merito.

D

Dispacciamento
Consiste in tutte le attività di gestione dei flussi di energia sulla rete elettrica destinate a mantenere in equilibrio istante per istante le immissioni e i prelievi, ovvero produzione e consumi, garantendo in questo modo la continuità e la sicurezza del servizio.
Parte delle attività di dispacciamento vengono svolte in fase di programmazione apportando correzioni agli esiti dei mercati di scambio dell'energia, come avviene per la risoluzione delle congestioni su linee elettriche tra le varie zone di mercato in cui è suddivisa la rete italiana (a causa dei limiti fisici di transito dell'energia). Parte delle attività vengono svolte invece in tempo reale, come la regolazione e il bilanciamento, anche se le risorse utilizzate (riserve di potenza) vengono in parte approvvigionate in via preventiva in fase di programmazione.
I servizi di dispacciamento vengono forniti solo dagli impianti programmabili con potenza maggiore o uguale a 10 MW (unità di produzione rilevanti) e in grado di soddisfare dei requisiti minimi di flessibilità nell'erogazione di energia. Informazioni dettagliate sull'attività di dispacciamento possono essere trovate nel Codice di Rete disponibile sul sito Terna.

Durata di invaso
Rappresenta il tempo necessario per riempire fino alla sua capacità utile un invaso di accumulo di un impianto idroelettrico con la portata media annua del corso d'acqua che lo alimenta.

E

Efficienza
L'indice di efficienza o rendimento energetico è il rapporto tra la quantità di energia ottenibile alla fine di un processo di trasformazione e quella introdotta all'inizio. L'energia elettrica è il prodotto secondario di un processo di trasformazione di una qualche forma di risorsa primaria (il calore dei combustibili, l'energia potenziale dell'acqua, l'energia radiante del sole).
Il concetto di efficienza non va confuso con quello di produttività.

Energia primaria
E` l'energia rilasciata dalla combustione dei prodotti fossili (carbone, petrolio, gas) e rinnovabili (biomasse), dalla fissione dell'uranio e affini (energia nucleare), dallo sfruttamento di tutte le risorse naturali rinnovabili senza processo di combustione (energia eolica, fotovoltaica, idrica, marina). In quest'ultimo caso da un punto di vista statistico e formale si parla di elettricità primaria, ovvero di energia che "nasce" elettrica e viene utilizzata solo in tale forma (tale definizione differisce quindi da quella più concettuale che vede l'elettricità sempre come un'energia secondaria, vedi definizione efficienza).
L'insieme dell'energia primaria consumata da un paese (produzione locale+importazioni-esportazioni) sommata ad eventuali importazioni nette di energia elettrica definiscono il consumo interno lordo di energia primaria.
Sottraendo le perdite di trasformazione e distribuzione, l'energia consumata dal settore energetico stesso e i consumi di energia per utilizzi non energetici (ad es. il settore della chimica) si ottiene il cosiddetto consumo finale di energia primaria.

F

Flessibilità
Un impianto di generazione elettrica si definisce flessibile quando riesce ad avviarsi da freddo e immettere energia in rete in tempi brevi e, una volta avviato, riesce a compiere ampie e veloci variazioni di carico. E` una caratteristica che contraddistingue alcune tipologie di impianti programmabili che in questo modo risultano particolarmente utili al sistema elettrico per gestire tutte le situazioni "dinamiche", come seguire le rampe di carico dei picchi giornalieri, risolvere congestioni di rete, effettuare il bilanciamento in tempo reale tra produzione e consumi.

G

Grid parity (parità con la rete)
Si dice che una certa fonte raggiunge la grid parity quando il costo unitario equivalente di produzione a fine ciclo (LEC) di un impianto utilizzato in autoconsumo è uguale al prezzo che il consumatore finale sostiene per l'energia prelevata dalla rete elettrica, comprensivo di tutti gli oneri associati. Si tratta quindi di un valore soglia superato il quale per un consumatore risulta più conveniente prodursi in loco e autoconsumare l'energia elettrica piuttosto che prelevarla dalla rete. E` un concetto applicato in prevalenza a quelle nuove energie rinnovabili utilizzabili in piccoli o medi impianti destinati all'autoconsumo (tipicamente fotovoltaico e minieolico).
A volte il confronto viene fatto erroneamente tra il LEC delle fonti rinnovabili e il LEC delle altre fonti tradizionali che ovviamente è più basso del prezzo finale dell'energia prelevata dalla rete e rende l'obiettivo della parità più lontano. In questo caso, però, non si dovrebbe parlare di parità con la rete ma di un semplice confronto tra costi di produzione (si parla a volte di Market Parity, parità con il mercato).

H

I

Idroelettrico ad acqua fluente
Si classificano in questa categoria gli impianti che non hanno un serbatoio di accumulo dell'acqua oppure che ne hanno uno piccolo, con una durata di invaso uguale o inferiore alle due ore. L'opera di sbarramento è di scarsa altezza ed estensione e serve semplicemente ad indirizzare l'acqua verso le turbine ad un giusto livello. Si tratta quindi della tipologia di impianto più semplice da realizzare.
Essendoci poco o per niente accumulo il funzionamento dell'impianto dipende strettamente dalla portata del corso d'acqua e non è programmabile, se non in modo molto ridotto. La potenza delle turbine installate è quindi limitata allo sfruttamento della portata media del fiume. In compenso la produzione risulta caratterizzata da discreta continuità, con una produttività in termini di ore di utilizzazione che è la più elevata del settore idroelettrico; una media attuale di circa 3.800 ore, pari ad un fattore di utilizzo del 43%.

Idroelettrico a serbatoio
Si classificano in questa categoria gli impianti che hanno un serbatoio di accumulo dell'acqua, in genere di grande capienza, con una durata di invaso maggiore o uguale alle 400 ore. L'opera di sbarramento è una diga di grandi dimensioni, sia in altezza che estensione, quindi da un punto di vista costruttivo è una tecnologia molto più complessa da implementare rispetto al tipo ad acqua fluente.
L'utilità di questi impianti si esplica nella capacità di accumulare una grande quantità di energia e di restituirla in modo perfettamente programmabile e flessibile. Le turbine tendono quindi a funzionare in modo discontinuo e devono avere una potenza adeguata ad offrire alla rete l'energia accumulata in tempi relativamente brevi. Ne deriva che la produttività degli impianti a serbatoio risulta la più bassa del settore idroelettrico, con un valore medio attuale di circa 1.300 ore pari ad un fattore di utilizzo del 15% (escludendo gli impianti a pompaggio). Dati i tempi lunghi per riempire l'invaso, questi impianti sono utilizzati per una regolazione della produzione su base stagionale.

Idroelettrico a bacino
Si classificano in questa categoria gli impianti che hanno un serbatoio di accumulo dell'acqua, in genere di media capienza, con una durata di invaso maggiore di 2 ore e minore di 400. L'opera di sbarramento può essere di elevata altezza e poca estensione o il contrario. Per le sue caratteristiche questa tipologia di impianti può essere considerata una via di mezzo tra quelli ad acqua fluente e quelli a serbatoio. La produttività media attuale è intorno alle 2.500 ore (29%). Vista la durata di invaso più breve, gli impianti a bacino vengono utilizzati per una modulazione della produzione su base settimanale o giornaliera.

Idroelettrico con pompaggio
Sono gli impianti idroelettrici che hanno la possibilità di raccogliere l'acqua uscita dalle turbine in un invaso inferiore e di pomparla, quando ritenuto utile, nuovamente verso l'invaso superiore in modo da essere disponibile per produrre nuova energia. Si tratta in pratica di un vero e proprio sistema di accumulo (anche i normali impianti a bacino e serbatoio accumulano l'energia ma non sono in grado di sottrarla alla rete).
Gli impianti si definiscono a pompaggio "puro" quando il volume d'acqua che passa dalle turbine in un anno deriva da apporti naturali per meno del 5%, altrimenti si definiscono "misti".
Attualmente (2013) in Italia ci sono 4.017 MW di impianti a pompaggio puro e 3.652 MW di misto. Per le loro caratteristiche gli impianti con pompaggio sono sempre classificati come idroelettrico a serbatoio.
L'efficienza del processo di accumulo è circa del 74%.

Intermittenza di produzione
E` una particolare forma di discontinuità di produzione caratterizzata dalla non programmabilità della fonte che ne è afflitta. In pratica in questo caso la discontinuità non è coerente con l'assetto tecnico-economico della tecnologia, che in genere ha bassi costi marginali, ma è piuttosto "subita", a causa della impossibilità di sfruttare in modo continuo e controllato le risorse primarie utilizzate per produrre energia. Inoltre la discontinuità tende a manifestarsi su periodi brevi, in modo intermittente, appunto. Tipiche fonti intermittenti sono le rinnovabili che sfruttano fenomeni naturali più o meno aleatori come l'irraggiamento del sole (il fotovoltaico) o lo spirare del vento (l'eolico).

L

Levelized cost
Nel settore della produzione di energia elettrica si parla comunemente di LEC (Levelized Energy Cost) o LCOE (Levelized COst of Energy) e altre sigle simili. In italiano si potrebbe definire come costo unitario equivalente di produzione a fine ciclo operativo o semplicemente come costo unitario attualizzato. In pratica il LEC rappresenta il valore al quale è necessario vendere l'energia sul mercato per riuscire a recuperare tutti i costi, compresa una adeguata remunerazione del capitale investito.
Il principio di base per il calcolo di questo valore sta nella necessità di portare al presente tutte le uscite ed entrate di denaro (costi e ricavi) che si realizzeranno in futuro nello svolgimento dell'attività d'impianto per tutta la sua vita operativa. Lo strumento utilizzato è quello dell'attualizzazione, con il quale ogni flusso di denaro viene scontato in base a un tasso che rappresenta il rendimento atteso. Rappresentando il LEC un costo unitario, il suo calcolo è dato dal rapporto tra la somma cumulata dei costi attualizzati e la somma cumulata dell'energia prodotta attualizzata su un periodo pari alla vita operativa dell'impianto. Una spiegazione più dettagliata di questo argomento la potete trovare in questo articolo.

M

N

O

Ordine di merito
E` il criterio con il quale viene definito il prezzo dell'energia sul mercato elettrico. Per ogni ora della giornata le offerte di vendita di energia vengono ordinate per prezzo crescente, le offerte di acquisto per prezzo decrescente. Il punto di incontro tra queste due serie di valori mi definisce la quantità ed il prezzo validi per quel periodo di mercato (vedi rappresentazione grafica a lato).
Le tecnologie di produzione a bassi costi marginali tendono ad offrire l'energia a prezzo zero o comunque ridotto e occupano quindi le prime posizioni partendo da sinistra (alta priorità); progressivamente si avranno tecnologie con costi marginali crescenti e quindi prezzi più elevati (bassa priorità). Questo meccanismo consente così di ottenere la massima efficienza economica del sistema escludendo dal mercato gli impianti di produzione che chiedono prezzi più alti. Allo stesso tempo, lasciando che il prezzo venga definito dalla tecnologia più costosa tra quelle selezionate (tecnologia marginale), garantisce agli impianti a bassi costi marginali una remunerazione adeguata (altrimenti i prezzi sarebbero troppo bassi). Un sistema produttivo equilibrato è necessariamente costituito da un mix di impianti a bassi ed alti costi marginali in funzione della gestione del carico di base e del carico di picco. Qualche dettaglio in più si trova in questo articolo.

P

Penetrazione dell'energia elettrica
E` il rapporto tra il consumo interno lordo di energia elettrica e il consumo interno lordo di energia primaria (ovvero considerando anche quella relativa ai combustibili usati per riscaldamento e trasporti).
L'indice di penetrazione elettrica misura quindi quanto l'uso dell'elettricità è diffuso nel paese. In Italia, come in moli altri stati, tale indice è in continua crescita ed è passato dal 24,1% del 1963 al 38,4% del 2013 (dati storici Terna).

Programmabilità
Una fonte o tecnologia di produzione elettrica viene detta programmabile quando è in grado di erogare energia in modo certo e controllato, in base alle richieste provenienti dalla rete. E` un concetto strettamente collegato alla capacità di mantenere la disponibilità della risorsa primaria utilizzata per produrre energia. Il termoelettrico tradizionale è la fonte programmabile per eccellenza perché può avvantaggiarsi di un sistema per il trasporto e l'accumulo dei combustibili fossili che utilizza. L'idroelettrico ad accumulo (bacino e serbatoio) è anch'esso considerato programmabile perché riesce a trattenere e rendere disponibile grandi quantità della risorsa primaria utilizzata: l'acqua. Anche il nucleare è da considerare fonte programmabile.
Tra le rinnovabili, oltre alle tipologie idroelettriche già citate, in base alla normativa vigente sono classificati come programmabili anche gli impianti che utilizzano bioenergie in forma solida e liquida, mentre non sono programmabili gli impianti idroelettrici ad acqua fluente, gli eolici, i fotovoltaici, geotermici e biogas (vedi le FAQ del GSE alla voce dispacciamento rinnovabili).
Le fonti programmabili, in particolar modo quando godono di una buona flessibilità, sono indispensabili per il funzionamento regolare del sistema elettrico perché sono le uniche in grado di erogare alcuni servizi di dispacciamento, in particolare la regolazione e il bilanciamento.

Produttività
Per gli impianti di generazione elettrica è il rapporto tra l'energia prodotta in un certo periodo di tempo (solitamente l'anno) e la potenza del generatore. Ciò che si ottiene rappresenta quindi la quantità di energia prodotta da ogni singola unità di potenza considerata, ad esempio quanti kWh per ogni singolo kW di potenza d'impianto. Avendo l'unità di misura dell'energia come riferimento l'ora, tale valore di produttività può essere considerato anche come il numero di ore nelle quali un impianto debba teoricamente funzionare a piena potenza durante un anno per ottenere quella data produzione (ore di utilizzazione equivalenti).
Rapportando le ore di utilizzazione al numero totale di ore in un anno (8.760) si ottiene il fattore di utilizzo dell'impianto, normalmente espresso in percentuale (ad esempio un valore di 4.000 ore su 8.760 mi esprime un fattore del 45,7%). Concettualmente lo stesso fattore si ottiene dividendo la produzione effettiva annuale per la produzione teoricamente ottenibile utilizzando l'impianto sempre alla massima potenza.
Il concetto di produttività esprime quindi quanto la capacità produttiva massima di un certo impianto viene sfruttata realmente ed è strettamente correlato al carattere di continuità di produzione, mentre non va confuso con il concetto di efficienza o rendimento energetico. Ad esempio, le varie tipologie di impianti idroelettrici hanno tutti più o meno la stessa efficienza (80-85%) ma hanno produttività assai diverse.
Un confronto tra i diversi livelli di produttività delle principali fonti di produzione in Italia è visibile nel grafico sulla potenza installata.

Q

R

Regolazione e Bilanciamento
Sono le due funzioni più critiche nell'ambito dell'erogazione dei servizi di dispacciamento perché sono quelle che agiscono in tempo reale.
Per funzione di regolazione si intende la correzione automatica degli squilibri istantanei tra produzione e fabbisogno mediante la variazione della potenza dei generatori in risposta alle variazioni di frequenza della rete. A tale scopo tutti gli impianti di produzione idonei devono mettere a disposizione una banda di regolazione non inferiore a ±1,5% della potenza efficiente (per Sicilia e Sardegna è del ±10%). Tale quota di potenza viene definita riserva primaria. Esiste poi una banda di regolazione maggiore (dal ±6% al ±15% a seconda dei casi) che agisce, sempre in modo automatico, seguendo uno specifico segnale inviato dal gestore. Viene fornita da impianti abilitati per un ammontare definito di volta in volta in base alle esigenze del gestore di rete. Tale quota di potenza viene chiamata riserva secondaria.
Nella funzione di bilanciamento la correzione degli squilibri non è automatica e istantanea come per la regolazione ma avviene tramite l'invio di ordini di dispacciamento. Per il resto si tratta sempre di avere una selezione di impianti abilitati che forniscono, in base alle esigenze del gestore, una parte della loro potenza (da definire) in modo da avere dei margini in eccesso e in difetto rispetto ai valori programmati nella giornata. Rispetto alla regolazione si tratta generalmente di gestire scostamenti del fabbisogno di energia più consistenti ma meno rapidi. Tale margine di potenza viene chiamato riserva terziaria. La denominazione delle tre riserve rispecchia quindi la tempestività con la quale intervengono in caso di bisogno.
Una spiegazione più estesa sul ruolo delle riserve può essere trovata nell'articolo sulle diverse funzioni dei sistemi di accumulo.

S

T

U

V

Z

Zona del mercato elettrico
Sulla rete elettrica l'energia non può fluire in modo completamente libero da una parte all'altra del paese ma deve rispettare dei vincoli relativi alla capacità massima di trasmissione delle linee e alla necessità di mantenere un minimo di linee ridondanti per questioni di sicurezza. Per questo motivo la rete elettrica in Italia è suddivisa in 6 zone geografiche tra le quali gli scambi di energia sono soggetti a limiti: Nord, Centro Nord, Centro Sud, Sud, Sicilia, Sardegna (vedi immagine).
Se i flussi di energia derivanti dai programmi delle varie sessioni di mercato non violano i limiti di transito imposti tra le varie zone, allora si viene a creare in modo naturale un unico prezzo nazionale. Se i limiti di transito vengono violati, allora le varie zone geografiche tendono a trasformarsi anche in zone di mercato separate con la formazione di diversi prezzi zonali. Ovviamente l'esistenza di mercati "ristretti" invece di un unico grande mercato nazionale riduce l'efficienza del sistema perché, ad esempio, impedisce di sfruttare a pieno l'energia a basso prezzo offerta dagli impianti più competitivi.
Sul Mercato del Giorno Prima (MGP), il principale mercato italiano, le vendite di energia sono valorizzate al prezzo zonale mentre gli acquisti relativi a zone geografiche sono valorizzati ad un Prezzo Unico Nazionale (PUN) calcolato come media ponderata dei prezzi zonali.