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.
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.
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.
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.
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).
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).
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.
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.
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.
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.
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.