COP 6 2006 - AEIT

Poste Italiane Spa - Spedizione in AbbonamentoPostale - Decreto Legge 353/2003 (convertito inLegge 27/02/2004 N. 46) Articolo 1, comma 1,DCB Milano - ISSN 1590-7651

gennaio/febbraio 2015numero 1 - volume 92

AEIT - Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica,Automazione, Informatica e Telecomunicazioni

SPECIALE:Elettrificazionenei Paesi in via di sviluppo

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I sistemi energetici mondiali sono in fase di cambiamento. Le nuove sfide della rete richiedono nuove soluzioni tecnologiche – dalla trasmissione su lunga distanza di grandi quantitativi di energia, all’automazione completa di infrastrutture di distribuzione. La convergenza di hardware e software è una precondizione fondamentale per poter fronteggiare con successo e in modo efficiente questi compiti.Siemens è il player con il portfolio più completo e integra-to di soluzioni e servizi – negli ambiti dell’elettrificazione, automazione e digitalizzazione. Presente e apprezzata a livello globale, Siemens combina competenze in tutte le aree della distribuzione e trasmissione dell’energia e

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L’Energia Elettrica 2 gennaio-febbraio 2015

Proprietaria © Associazione Italiana died Editrice Elettrotecnica, Elettronica,

Automazione, Informaticae Telecomunicazioni - AEIT

Direttore Resp. Massimo Gallanti - RSE

Comitato R. Bacci - CEIdi Redazione S. Barra - Edipower

G. Bertholet - AxopowerA. Borriello - Acquirente UnicoP.G. Bottini - EnipowerF. Bulgarelli - EnelR. Caldon - GUSEEA. Clerici - AEITL. Colla - PrysmianA. Corrado - AEITB. Cova - CESIM. Delfanti - Politecnico di MilanoE. Fassina - AEITE. Fumagalli - EdisonF. Luiso - AEEGG. Manzoni - AEITN. Morgantini - AICEPG. Noviello -HFVP. Pirovano - IMQS. Pugliese - A2AM. Rebolini - Terna Rete ItaliaE. Roggero - Gruppo IRENF. Zanellini - Siemens

Redazione CEIRaffaela [email protected]

Progetto Grafico Antonella Dodie Copertina

Impaginazione Angela Magnano

Direzione AEIT Ufficio Centralee Amministrazione Via Mauro Macchi, 32

20124 MilanoTel. 02/87389967Telefax 02/66989023

Abbonamenti Tel. 02/87389967e Pubblicità Fax 02/66989023

E-mail: [email protected]

Sito internet http://www.aeit.it

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e Distribuzione Fizzonasco di Pieve Emanuele MI

Volume 92 Numero 1 gennaio/febbraio 2015

La rivista, seguito della prestigiosa“L’Elettrotecnica” edita dal 1914, è l’or-gano ufficiale dell’AEIT - Associazione

Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione,Informatica e Telecomunicazioni. Il mensile pubblica ar-ticoli di carattere tecnico e divulgativo, notizie e dati re-lativi al mercato elettrico e dell’ICT e il calendario deiprincipali appuntamenti scientifici nazionali ed interna-zionali. Una specifica rubrica è dedicata alle attività inprogramma dell’Associazione.

AEIT (Mensile)

Attraverso articoli dinotevole attualità,interviste a persona-

lità del settore energetico, commenti a delibere di orga-ni istituzionali, approfondimenti di notizie, dati e statisti-che dal mercato dell’energia, assicura un costante aggior-namento sui temi emergenti nel settore elettrico.

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I diritti di riproduzione anche parziale sono riservati

Gli scritti dei singoli autori non impegnano la Redazione; sia quelli de gli autori sia quelli della Redazione non impegnano l’AEIT. I ma no scrit ti non si restituiscono.

Registrazione Tribunale di Milano del 24 luglio 1948 N. 275. Iscrizione R.O.C. N. 5977 - 10 dicembre 2001. Poste Italiane SpA - Spedizione in abbonamento postale -D.L. 353/2003 (conv. In L.

27/02/2004 N. 46) Art.1, comma 1, DCB Milano. Abbonamento annuale (sei numeri) da versare sul conto corrente postale n. 274209.

Associato all’USPI Unione Stampa Periodica Italiana


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in questo numeroin questo numero


Elettrificazione nei Paesi in via di sviluppo 10Francesco Iliceto

presentazionepresentazione

articoliarticoliAfrica: un continente con nuove opportunità 13per lo sviluppo di reti elettriche e nuovetecnologieAlessandro Clerici, Massimo Rebolini

La sfida dell’elettrificazione rurale: il contributo 29CIGRE per gli obiettivi del millennioFabrizio Pilo, Adrian Zomers

Il problema dell’accesso all’energia nel mondo 39e il progetto WAMEPippo Ranci

Energia, da risorsa sprecata a motore di sviluppo 43Francesca Palmisani, Gloria Denti

Interconnessioni mediterranee: tra tanti studi 49di fattibilità e lenti progressi sul campoBruno Cova, Ulderico Bagalini, Dario Provenzano

L’elettrificazione rurale nei Paesi in via di sviluppo: 59il progetto Energy4GrowingStefano Mandelli, Paolo Guidetti, Marco Merlo, StefaniaCarmeli, Roberto Perini, Gisella Tomasini, Mauro Mancini,Daniele Rosati, Matteo Leonardi

Sistemi ibridi fotovoltaici ed eolici con storage 67per reti off gridFabrizio Bizzarri, Luigi Lanuzza

mercato e normativaDal mondo dell’energia elettrica 4aggiornamento dicembre 2014-gennaio 2015

rubricherubriche

I N S E R Z I O N I S TI N S E R Z I O N I S T II

Siemens II di copertina

Giordano&C IV di copertina

PILLER pag. 1

Nidec III di copertina

MERCATO ELETTRICO

- NORMATIVA

09/12/2014 - Centrali a carbone: unnuovo terremoto potrebbe abbattersipresto sulle centrali a carbone di mez-

za Italia. Dopo il caso di Tirreno Power a VadoLigure, diverse Procure si stanno muovendo perverificare le condizioni ambientali delle centrali incui hanno giurisdizione con il rischio di imminentiinchieste su almeno una decina di impianti, daRovigo a Brindisi.

10/12/2014 - Imprese isole minori, gli orienta-menti dell’Autorità. In attuazione del taglia-bollet-te: costi ridotti gradualmente e in maniera diffe-renziata per tenere conto del livello di efficienzainiziale di ciascuna società. È questo il principio dibase sul quale l’Autorità per l’Energia intendefondare la nuova disciplina tariffaria 2015/2019per le imprese elettriche operanti nelle isole mi-nori non interconnesse alla rete (a esclusione diquelle gestite da Enel).

11/12/2014 - Via i prezzi regolati gas nel 2015,elettrici nel 2016. È quanto prevede la più recentebozza del Ddl sulla concorrenza. In particolare, peril gas il Ddl cancella la normacontenuta nel D.Lgs. n.164 del 2000, il qualedisciplina gli “Obblighi relativi al servizio pub-blico e tutela dei piccoli consumatori” e usi do-mestici che non aderiscono al mercato libero,riporta l'agenzia Public Policy. Percorso identicoal settore elettrico, ma con tempistiche diverse.Sarà cancellato, dal 30 giugno 2016, il commadel D.Lgs. n.93 del 2011 che regola il mercatotutelato.A partire dal 30 giugno 2015, però, le impreseconnesse in bassa tensione con meno di 50 di-pendenti e un fatturato annuo non superiore ai10 milioni di euro non potranno già più aderireal mercato tutelato.

11/12/2014 - Elettricità, al minimo storico leinterruzioni. L’Autorità diffonde i dati sul 2013:3 interruzioni all'anno, durata 39 minuti, in calodel 65% sul 2000. Si riduce divario tra Nord e

24/12/2014 -Terna, 71 milioni € da MSE per retial Sud. Entro dicembre 2015 sei progetti inCalabria, Campania, Puglia e Sicilia volti a inte-grare meglio le Fer e la generazione distribuita.

29/12/2014 - Interrompibilità elettrica, tuttoesaurito col triennale. Assegnati tutti i 3.300MW disponibili a 299 operatori. Remunerazioneannua 89.899 €/MW contro la base d’asta di135.000.

05/01/2015 - È pronta la Carta delle AreePotenzialmente Idonee (Cnapi) ad ospitare ilDeposito Nazionale Nucleare per circa 75.000m3 di rifiuti radioattivi a bassa e media inten-sità. La Sogin (la società di Stato responsabiledel decommissioning degli impianti nucleariitaliani e della gestione dei rifiuti radioattivi) og-gi ha consegnato la mappa all’Ispra, che entrodue mesi dovrà verificare il rispetto dei criteriindicati nella “Guida Tecnica per la localizzazio-ne” e poi validarla.Successivamente, nell’arco di un mese, è atteso ilnulla osta dei Ministeri dell’Ambiente e delloSviluppo Economico per rendere pubblica la Cartae il Progetto preliminare.

15/01/2015 - Consumi elettrici ai minimi dal2001. Domanda depurata da effetto calendario–2,1%, non depurata –3%. È il terzo calo an-nuale consecutivo, era successo solo in tempidi guerra. Quasi il 40% della produzione ègreen. Dopo il calo dell’1,9% del 2012 e quellodel 3% del 2013, secondo i primi dati provviso-ri elaborati da Terna, nel 2014 la domanda dienergia elettrica ha registrato, a parità di calen-dario e temperatura, una flessione del 2,1% ri-spetto al 2013. A livello territoriale le flessionipiù consistenti si registrano in Lombardia(–6,4%), nella macroarea del Nord-Ovest(–4,4%) che include Liguria, Piemonte e Valled’Aosta, e in Sicilia (–3,4%).

20/01/2015 - Mercato elettrico: nel 2014Prezzo Unico Nazionale (PUN) giù del 17%.Dopo essere sceso del 16,6% nel 2013, anchenel 2014 il PUN è calato in maniera sensibile,

Sud, dove pesa ancora il fenomeno furti di ra-me. Premi per 77 mln e penalità per 23.

11/12/2014 - Dalla seconda edizione del reportDigitally Enabled Grid di Accenture: l'autoconsumoelettrico si mangerà il 15% della domanda, manessun scenario apocalittico per le utility. Con ilfotovoltaico in grid parity già nel 2015 in moltiPaesi e con la crescente penetrazione delle solu-zioni cleanteach, nei prossimi 10 anni le societàelettriche europee potrebbero perdere da 40 a 60miliardi di euro all'anno di entrate. Gli scenari piùestremi di penetrazione dell'autoconsumo sonoimprobabili, ma le utility devono cambiare modellodi business.

11/12/2014 - Decarbonizzazione, la Germaniaaccelera ancora: il nuovo Piano per il Clima.Berlino annuncia un pacchetto di misure perrendere più rapida la decarbonizzazione e rag-giungere il target 2020, che altrimenti si rischiadi mancare. Tra i provvedimenti ci sono incentivigenerosi per l’efficienza energetica e tagli obbli-gatori delle emissioni del settore elettrico chepotrebbero portare alla chiusura di molte cen-trali a carbone e a lignite.

12/12/2014 - Ddl Stabilità, le norme per la venditadella rete FS a Terna. Emendamento del Governo:tutta la rete delle Ferrovie dovrà essere inseritanella Rtn (con conseguente copertura in tariffa) e ilcapitale investito netto riconosciuto dovrà esseredefinito dall'Autorità per l’Energia “senza dedurre ilvalore dei contributi pubblici in conto impianti uti-lizzati per investimenti” sulla rete FS. Questo “ca-pitale investito netto riconosciuto”, si precisa, rap-presenterà anche “il valore contabile e fiscale”dell'asset “senza alcun onere di rivalutazione”.

12/12/2014 - Interrompibili: nel 2013 Terna haeseguito oltre 1.800 distacchi dei clienti inter-rompibili, che hanno interessato più del 90%dei siti contrattualizzati. Il servizio di interrom-pibilità è costato al sistema 531 milioni di euro(471 per l'interrompibilità istantanea e di emer-genza e 60 per i 240 MW di interrompibilità delcarico in Sicilia e Sardegna).


Dal mondo dell’NOT I Z I E D I C EMBRE 2 0 1 4 - G ENNA I O 2 0 1 5

rubrichemercato e normativa

AUTORITÁ

PER L’ENERGIA

ELETTRICA, IL GAS E

IL SISTEMA IDRICO

04/12/2014 - Delibera 595/2014/R/eel.“Regolazione del servizio di misura del-l’energia elettrica prodotta”.

Il provvedimento aggiorna le responsabilità delleattività costituenti il servizio di misura dell'ener-gia elettrica prodotta.

04/12/2014 - Delibera 602/2014/R/eel. “Disposi-zioni volte a garantire l’esecuzione dei contratti difornitura di energia elettrica del mercato libero aclienti finali titolari di punti di prelievo per l’eser-cizio del servizio idrico integrato”.Il provvedimento adotta disposizioni specifiche,in materia di switching, nel caso di forniture dienergia elettrica a punti di prelievo nella titolaritàdi gestori del servizio idrico integrato.

11/12/2014 - Delibera 603/2014/A. “Riformadel Regolamento per le audizioni periodiche especiali e per lo svolgimento di rilevazioni sul-la soddisfazione degli utenti e l’efficacia deiservizi”.Il provvedimento riforma il precedente regola-mento per le audizioni periodiche e speciali eper lo svolgimento di rilevazioni sulla soddisfa-zione degli utenti e l'efficacia dei servizi.

11/12/2014 - Delibera 609/2014/R/eel.“Prima attuazione delle disposizioni delDecreto Legge 91/2014, in tema di applicazio-ne dei corrispettivi degli oneri generali di si-stema per reti interne e sistemi efficienti diproduzione e consumo”.Definite le modalità di prima attuazione delledisposizioni dell'articolo 24 del Decreto Legge91/2014, in merito all'applicazione, in misuradel 5%, degli oneri generali di sistema alla quo-ta di energia elettrica consumata e non preleva-ta dalle reti pubbliche all'interno di sistemi effi-cienti di utenza (SEU) e di sistemi equivalenti aisistemi efficienti di utenza (SEESEU).

11/12/2014 - Delibera 610/2014/R/eel. “Aggior-namento, per l’anno 2015, delle tariffe e dellecondizioni economiche per l’erogazione del servi-zio di connessione e altre disposizioni relative al-l’erogazione dei servizi di distribuzione e misuradell’energia elettrica”.

11/12/2014 - Delibera 612/2014/R/eel. “Attua-zione delle disposizioni del Decreto Legge91/14 in materia di scambio sul posto”.Revisione della disciplina sullo scambio sul po-sto per dare attuazione all'articolo 25-bis delDecreto Legge n. 91/14. Le modifiche e le inte-grazioni introdotte hanno applicazione dal 1gennaio 2015.

18/12/2014 - Delibera 635/2014/R/eel. “Deter-minazione dell’aliquota del contributo per la coper-tura dei costi sostenuti dalla Cassa per l’attuazionedelle disposizioni in materia di agevolazioni per leimprese a forte consumo di energia elettrica”.

18/12/2014 - Delibera 640/2014/R/eel. “Dispo-sizioni in merito alla gestione dei dati di misuranell’ambito del Sistema Informativo Integratocon riferimento ai punti di prelievo trattati subase oraria”.Disciplinato l’avvio graduale della sperimentazio-ne, nell'ambito del Sistema Informativo Integrato(SII), della gestione dei dati di consumo, con riferi-mento ai punti di prelievo trattati orari.

18/12/2014 - Delibera 642/2014/R/eel. “Ulterioridisposizioni relative all’installazione e all’utilizzo deisistemi di accumulo. Disposizioni relative all’appli-cazione delle Norme CEI 0-16 e CEI 0-21”. Il prov-vedimento integra la Delibera 574/2014/R/eel al fi-ne di definire i servizi di rete che dovranno essereprestati dai sistemi di accumulo. Ciò a seguito delcompletamento, da parte del CEI, della Variante allaterza edizione della Norma CEI 0-16 e della Variantealla seconda edizione della Norma CEI 0-21.

23/12/2014 - Delibera 653/2014/R/eel. “Ag-giornamento, per l’anno 2015, delle tariffe perl’erogazione del servizio di trasmissione dell’e-nergia elettrica”.

del 17,3%: il MWh sul Mercato del GiornoPrima è costato in media € 52. Diminuiscono levendite degli impianti tradizionali, cresconoquelle da rinnovabili, trainate da idroelettrico efotovoltaico. I dati sul mercato elettrico nel2014 sono stati diffusi dal GME.

28/01/2015 - Collegamento Italia - Montenegro:il Governo intende andare avanti nell’accordo dicollaborazione con il Montenegro, in particolarenella realizzazione dell'elettrodotto da 1.000 MW(raddoppiabile a 2.000 MW) con l’Italia. Lo hadetto il Viceministro dell'Economia, Claudio DeVincenti, alla commissione Attività Produttivedella Camera, la quale al termine della seduta hadato parere favorevole alla ratifica ed esecuzionedell’accordo, già approvato dal Senato.

28/01/2015 - Centrale Sardegna. Ritirato il vec-chio progetto integrato. La Regione Sardegna haavviato la fase istruttoria del progetto per la realiz-zazione nel Sulcis Iglesiente della centrale ter-moelettrica a carbone con Ccs prevista dallaLegge 21 febbraio 2014 n. 9 (Destinazione Italia).Lo hanno rivelato fonti locali precisando che l'in-tenzione della Regione è arrivare alla gara per lacentrale entro il 30 giugno 2016, come indicatodalla legge.

29/01/2015 - L’addio della Svizzera al nucleare.La Svizzera ha deciso di rinunciare al nucleare.Ma con molta gradualità, visto che nel 2011 dalnucleare proveniva il 40,8% di tutta l’energia elet-trica prodotta nel Paese.

30/01/2015 - Nymex sbarca in Italia. Via libera diAutorità per l’Energia e Consob. L’Autorità perl’Energia ha dato semaforo verde al New YorkMercantile Exchange per avviare le attività anchenel nostro Paese. “L’estensione in Italia dell’opera-tività del mercato Nymex”, si legge nella Delibera611/2014/l pubblicata ieri, “riguarda le sole nego-ziazioni elettroniche eseguite tramite la piattafor-ma “Globex”, alla quale i clienti possono connet-tersi direttamente o indirettamente utilizzando ipropri sistemi operativi o i sistemi operativi fornitidai concessionari”.


energia elettricarubrichemercato e normativa

23/12/2014 - Delibera 654/2014/R/eel. “Ag-giornamento delle milestone e delle date obietti-vo degli investimenti strategici di sviluppo dellaRete di trasmissione nazionale”. La Delibera ag-giorna i procedimenti e le date obiettivo degli in-terventi di sviluppo della Rete di TrasmissioneNazionale approvati con deliberazione40/2013/R/eel.

23/12/2014 - Delibera 655/2014/R/eel. “Ag-giornamento, per l’anno 2015, delle tariffe relati-ve all’erogazione dei servizi di trasmissione, di-stribuzione e misura dell’energia elettrica per iclienti domestici”.Aggiornate le varie componenti dei diversi servizi.

23/12/2014 - Delibera 658/2014/R/eel. “Ag-giornamento dei corrispettivi di dispacciamentoper l’anno 2015”.

29/12/2014 - Delibera 674/2014/R/eel. “Prima ri-duzione delle tariffe elettriche a favore dei clientiforniti in Media e Bassa Tensione, in attuazione delDecreto Legge 91/14”. Riguarda i clienti di ener-gia elettrica in Media Tensione e di quelli in BassaTensione con potenza disponibile superiore a 16,5kW, diversi dai clienti residenziali e dall’illumina-zione pubblica.

29/12/2014 - Delibera 670/2014/R/eel. “Ag-giornamento delle componenti DISPBT, RCV eRCVI, del corrispettivo PCV applicato ai clienti fi-nali non domestici del servizio di maggior tutelae modifiche al TIV”.

29/12/2014 - Delibera 667/2014/R/eel. “Dispo-sizioni in tema di impianti essenziali ex DecretoLegge 91/14, nella macrozona Sicilia, per l’anno2015”.

29/12/2014 - Delibera 671/2014/R/eel. “Aggior-namento, per il trimestre 1 gennaio - 31 marzo2015, delle condizioni economiche del servizio divendita dell’energia elettrica in maggior tutela emodifiche al TIV”.

29/12/2014 - Delibera 675/2014/R/com. “Ag-giornamento, dal 1 gennaio 2015, delle compo-nenti tariffarie destinate alla copertura degli onerigenerali e di ulteriori componenti del settore elet-trico e del settore gas”. Commento alle Delibere671-675 relative all’aggiornamento delle tariffeper il 1° trimestre 2015. Per l’elettricità la flessio-ne è dovuta principalmente al calo della compo-nente materia prima (–13% circa rispetto al IV tri-mestre 2014), anche grazie - sottolinea l'Aeegsi -

alla sostituzione dei contratti a termine (relativi al-l'anno 2014) nel mix di approvvigionamento connuovi contratti per il 2015 allineati alle più favore-voli condizioni del mercato spot.In riduzione pure i costi di dispacciamento(–11,3%) “che hanno beneficiato – affermal'Autorità in un comunicato - anche dei primi ri-sultati dei provvedimenti dell'Autorità per la mi-gliore integrazione delle rinnovabili nel sistemaelettrico”. Tali riduzioni sono state però controbi-lanciate dall'aumento dell'1,1% delle tariffe ditrasmissione, distribuzione e misura, per effettodel calo significativo dei consumi - legato allacontrazione della domanda, agli autoconsumi ealle politiche di efficienza energetica - su cui sonoridistribuiti i costi fissi di rete.

15/01/2015 - Documento di consultazione5/2015/R/eel “Criteri di regolazione delle tariffee della qualità dei servizi di trasmissione, distri-buzione e misura dell’energia elettrica per ilquinto periodo di regolazione”. Decorrenza delperiodo 1 gennaio 2016. Termine invio osserva-zioni 16 febbraio 2015.

15/01/2015 - Delibera 4/2015/rds “Approvazionedel consuntivo delle attività del piano annuale direalizzazione 2013 dell'accordo di programma trail Ministero dello Sviluppo Economico e l’Agenzianazionale per le nuove tecnologie, l’energia e losviluppo economico sostenibile (Enea) ed eroga-zione del contributo finale”.Contributo: circa 25,4 milioni di euro.

21/01/2015 - Nel 2015 revisione degli oneri direte per gestire l'autoconsumo. Altra tegola peril FV? L'Autorità per l'Energia vara il Quadrostrategico per il quadriennio 2015-2018.Elenca interventi prioritari da attuare sui mercatienergetici, con tanto di cronoprogramma. Novitàsu servizi di dispacciamento e rinnovabili, gestio-ne degli accumuli di rete, capacity market, bol-lette ed elettrotecnologie efficienti. Continuano itimori dell'Aeegsi per la crescita dell'autoconsu-mo. Capacity market operativo a breve e apertoa tutti, riforma del mercato elettrico per adattarloalla presenza delle fonti non programmabili euna revisione delle tariffe che affronti la “spino-sa” questione della crescita dell'autoconsumo:gli oneri di rete, già nel 2015 per i clienti dome-stici e nel 2016 per gli altri, verranno spostatidalla componente variabile della bolletta a quellafissa. Questi sono solo alcuni degli interventiprioritari che l'Autorità per l'Energia ha annuncia-to varando il suo Quadro strategico per il qua-driennio 2015-2018.

22/01/2015 - Delibera 11/2015/R/eel “Avvio di unprocedimento per la definizione della remunerazio-ne delle reti elettriche in Alta e Altissima Tensione diproprietà della società Ferrovie dello Stato italianeSpA oggetto di inserimento nell’ambito della rete ditrasmissione nazionale”. Il provvedimento avvia unprocedimento per la definizione della remunerazio-ne delle reti di alta e altissima tensione di proprietàdi FSI SpA, oggetto di inserimento nell'ambito dellarete di trasmissione nazionale, ai sensi della Legge190/2014 (Legge di Stabilità 2015). Verrà determi-nato il capitale investito netto, gli ammortamenti e icosti operativi attuali e sorgenti, tenendo conto deivincoli introdotti dalla Legge, ivi compresi i beneficipotenziali per il sistema elettrico. Istituita unaCommissione, che riferirà in modo pieno ed esclu-sivo all’Autorità, composta da:a. due esperti di RSE SpA per le verifiche di na-tura specialistica in materia di funzionalità tec-nica degli asset oggetto di inserimento nellaRTN e dei relativi benefici, nonché dei costi ope-rativi attuali e sorgenti;b. due esperti dell’Università Ca’ Foscari diVenezia, Dipartimento di Management, per leanalisi di natura contabile sui dati patrimoniali edeconomici trasmessi da FSI SpA, nonché sui co-sti operativi attuali e sorgenti. Coordinatore eResponsabile del procedimento è il Direttore del-la Direzione Infrastrutture, Unbundling eCertificazione.Il termine del procedimento è fissato al 31 mar-zo 2015.L’Autorità ha avviato pure la definizione delle nuo-ve tariffe di trasporto per la rete di Ferrovie delloStato destinata ad entrare nell'ambito della rete ditrasmissione nazionale e quindi acquisita daTerna, la società che gestisce il trasporto dell'e-nergia ad alta tensione.

28/01/2015 - Oneri di sistema sull'autoconsumo:quanto e come si paga nel 2015. Due Delibere ap-provate dall’Autorità mettono in pratica la normadel “Decreto Competitività”, che impone di pagareparte degli oneri di sistema pure sull'energia auto-consumata. Un SEU in Bassa Tensione pagherà €

36 all'anno, uno in Media Tensione con fotovoltaicoda 200 kW ne pagherà 273. Gli impianti a rinnova-bili sotto ai 20 kW non pagano nulla.

29/01/2015 - Delibera 20/2015/R/com “Avvio diprocedimento per la ricertificazione di Terna SpA,in qualità di gestore del sistema di trasmissionedell’energia elettrica e di Snam Rete Gas SpA, inqualità di gestore di sistema di trasporto del gasnaturale”.Riguarda l’energia elettrica e il gas.



waste management, specializzata nella bonifica enei processi di smaltimento di rifiuti di idrocarburi,in particolare nella dismissione e nella demolizionedi stabilimenti petrolchimici nonché nella bonificadi siti contaminati da amianto e rifiuti speciali.

16/12/2014 - Nel 2013 le famiglie italiane hannospeso complessivamente, per i consumi energeti-ci, oltre 42 miliardi di euro, con un costo medioper famiglia pari a € 1.635. È quanto rileva l'Istatnel rapporto realizzato con Enea e MSE “I consu-mi energetici delle famiglie”, presentato oggi aRoma, in cui si mettono in luce, tra l'altro, leprofonde differenze di spesa a livello territoriale,con il settentrione che mette a referto una mediadi € 1.800 a fronte dei € 1.400 del Mezzogiorno.Agli "estremi" Valle d'Aosta e Sicilia, rispettiva-mente con € 2.000 e 1.200. Il valore cresce an-che in ragione del numero dei componenti e dellaloro età, con il nucleo monocomponente giovaneche spende in media € 650 in meno rispetto auna coppia con 3 o più figli.

17/12/2014 - Antitrust, istruttoria su Enel sulbollettino settimanale n° 48 del 15 dicembre.L’Autorità Antitrust, su segnalazione delle associa-zioni Federconsumatori, Codacons e Tutela NoiConsumatori, ha avviato un procedimento istrutto-rio in materia di pubblicità ingannevole e compa-rativa, pratiche commerciali scorrette, violazionedei diritti dei consumatori nei contratti, clausolevessatorie, nei confronti di Enel ed Enel Energia.

22/12/2014 - Centrale Edipower. La giunta comu-nale di Brindisi ha approvato una delibera con laquale dà parere negativo al rilascio dellaValutazione di impatto ambientale e dell'Autoriz-zazione integrata ambientale alla società A2AAmbiente SpA per la centrale elettrica “BrindisiNord”, ex Edipower.

23/12/2014 - L’Antitrust benedice l’acquisto diSe Hydropower da parte di Sel. La controllataprovinciale ha rilevato ai primi di novembre per400 milioni il 40% delle quote di Se Hydropower,società che ha in mano le concessioni di tutti gliex Enel presenti in Alto Adige: in tutto 11 centraliidroelettriche a grande derivazione (per una po-tenza efficiente totale di 602 MW circa) e 7 cen-trali idroelettriche a piccola derivazione (potenzaefficiente di 16 MW circa) che scadranno tra il2029 ed il 2040.

31/12/2014 - Terna accelera e sigla conFerrovie dello Stato, Rfi e S.EL.F, societàElettrica ferroviaria, un memorandum of under-

standing non vincolante che avvia il processoper valutare la potenziale acquisizione delle retidi trasmissione elettriche ad Alta ed AltissimaTensione attualmente di proprietà del gruppo Fs(circa 9.000 km). Lo rende noto proprio Terna inun comunicato. Il memorandum of understan-ding, in particolare, “prevede l'avvio di una due-diligence sul perimetro di acquisizione che verràidentificato”. Al buon esito di tale verifica le par-ti avvieranno la trattativa volta a definire i termi-ni dell'operazione, “che potrebbe realizzarsi en-tro l'estate 2015”. L’eventuale acquisizione, silegge nella nota, riguarderebbe sia le reti già in-serite nella rete di trasmissione nazionale dienergia elettrica, sia quelle destinate ad esserviinserite, subordinatamente all'acquisizione dellestesse da parte di Terna.

08/01/2014 - La Francia avrebbe fissato gli in-centivi alla costruzione, nel versante di competen-za, dell’interconnettore con l’Italia “Piemonte -Savoia” (190 km totalmente interrati per 500 MWdi capacità). I meccanismi d’incentivazione fornitidall’Autorità francese saranno ancora pagati per ilavori effettuati, gestiti per un periodo massimo didieci anni e legati ai tempi e all’esecuzione dei la-vori. Rte, la Terna francese, potrà ora avviare icantieri, che dovrebbero essere completati nel2019, dando maggiore visibilità ai 400 milioni diEuro investiti da Terna nella costruzione della par-te italiana dell’interconnettore.

09/01/2014 - In Europa carbone ai minimi da 9anni. Il maggior produttore Ue, la polaccaKompania Weglowa, annuncia la chiusura di 4 mi-niere. Il petrolio in caduta libera ha dato il colpo digrazia al carbone, già da tre anni in forte ribasso.Complice anche il clima eccezionalmente mite diquesto inverno, in Europa le quotazioni del com-bustibile di qualità Api 2 per il 2015 sono scivolatefino a $ 61,50 per tonnellata (cif Ara), il minimo dafebbraio 2006. Dall’inizio dell’anno il prezzo di ri-ferimento europeo del carbone è sceso di oltre il6%, dopo essersi ridotto di circa il 25% nel 2014.

09/01/2014 - Con un Decreto del 30/12/2014 ilMinistero dell'Ambiente ha prorogato di 24 mesi itermini di validità della Via concessa a Edison nel2009 per la costruzione di una centrale elettrica aciclo combinato a gas da 810 MW a Presenzano,in provincia di Caserta.Nello specifico, il Ministero ha prorogato fino al14/12/2016 i termini entro cui Ecofuture, control-lata Edison, potrà rinunciare al procedimento au-torizzativo relativo al distinto progetto di centraleda 400 MW sita nella stessa area. Con il medesi-

29/01/2015 - Delibera 22/2015/R/efr “Determina-zione del valore medio del prezzo di cessione del-l’energia elettrica dell’anno 2014, ai fini dellaquantificazione del prezzo di collocamento sulmercato dei certificati verdi, per l’anno 2015”.Quantificato il valore medio annuo del prezzo dicessione dell'energia elettrica, registrato nel-l'anno 2014, in 55,10 €/MWh.

MERCATO

ELETTRICO IMPRESE

01/12/2014 - Il gigante dell’ener-gia tedesco E.On ha annunciatoche entro il 2016 si dividerà in

due società, per poi cedere la seconda e concen-trarsi sulle rinnovabili. A questo scopo, E.On ven-derà tutti gli asset che ha in Spagna e Portogalloall’australiana Macquarie per 2 miliardi e mezzodi Euro. Sta anche considerando di mettere sulmercato la filiale italiana che genera 6 GW di po-tenza e ha 900 mila clienti (Edison interessata).E.On prevede di chiudere il 2014 con perdite paria 4,5 miliardi, imputabili soprattutto ai suoi assetnell’Europa meridionale.

05/12/2014 - Importazioni. Sono 24 i soggetti as-segnatari del servizio di import virtuale di energiaelettrica per il 2015. Lo ha comunicato Terna, ri-cordando che per l'anno prossimo sono disponibili2.424 MW complessivi, interamente provenientidalla Germania.I maggiori quantitativi sono stati aggiudicati adAxpo Italia (620 MW), Enel Trade (438 MW), J.Aron& Company (346 MW) Edf Trading Limited (230MW, ai quali si aggiungono i 10 MW di EdisonTrading) e Gdf Suez Trading Italia (196 MW).

05/12/2014 - Il Fondo Strategico Italiano ha co-municato la finalizzazione della cessione del 40%di Ansaldo Energia alla cinese Shanghai ElectricCorporation in base agli accordi siglati l’8 maggio.A seguito dell'operazione, FSI continuerà a detene-re il 44,84% di Ansaldo Energia, che grazie allapartnership con SEC potrà "imprimere un'accele-razione allo sviluppo internazionale delle attività,con positive ricadute occupazionali a livello di in-dotto", dice una nota.

05/12/2014 - Una nuova poltrona per Enrico(Chicco) Testa, già numero uno di Acea ed Enel eoggi presidente di Telit Communications. Qualchegiorno fa, infatti, Testa è diventato presidente diTreerre – Recupero riciclaggio riutilizzo, aziendaromana all'avanguardia tecnologica nel settore del



mo Decreto il ministero dell'Ambiente ha registra-to la rinuncia della controllata di Edison Ecofuturea procedere con l'autorizzazione della centrale agas 400 MW.

12/01/2014 - A parziale conferma di indiscrezionidi stampa dei giorni scorsi, fonti vicine alla mate-ria riferiscono che è atteso nelle prossime setti-mane l'approdo in Terna dell'attuale responsabilelegale della segreteria affari regolatori di Enel,Angelica Orlando.Lavorerà presso la controllata Terna Rete Italia, cuifanno capo le attività della rete elettrica nazionale,occupandosi di finanziamenti comunitari alle ope-re di Terna. Confermato poi che, sempre nelleprossime settimane, Francesca Covone, avvocatoproveniente dallo studio legale internazionaleHogan Lovells, assumerà la responsabilità dell'uf-ficio affari legali e societari di Terna SpA.

12/01/2014 - Sorgenia, ecco la newco dellebanche. Si chiama 8 marzo 91 la newco attra-verso la quale le banche prenderanno il con-trollo di Sorgenia, la società energetica ancoraper alcuni giorni di proprietà di Cir (53%) eVerbund (47%), alle prese con 2,2 miliardi didebiti, dei quali 1,8 per cassa e il resto in ga-ranzie. Il piano, sottoscritto il 14 novembre2014, diventerà operativo entro fine mese,quando è atteso il via libera del tribunale diMilano all’accordo di ristrutturazione confezio-nato in base all’art. 182 bis della Legge falli-mentare.

13/01/2015 - Non è bastato l’ultimo rilancio diEdison, che per rilevare tutta E.On Italia, con i suoicirca 6 GW di capacità produttiva, aveva messosul piatto - secondo indiscrezioni - quasi 1,5 mi-liardi di Euro. Ieri, E.On ha annunciato la cessioneall’utility ceca Eph dellacentrale a carbone di Fiume Santo (600 MW) edi sei impianti a gas (per altri 3,9 MW: LivornoFerraris - Vercelli, Tavazzano - Lodi, Ostiglia -Mantova, Cef - Ferrara, Trapani e Scandale -Crotone). Si è dato così ufficialmente il via allo“spezzatino” della controllata italiana, cioè la exGenco Endesa Italia.

13/01/2014 - Sel - Aew, Bolzano spinge su fu-sione e lancia “Piano di perfomance”. Al termi-ne di una due giorni di “clausura” la Giuntadella Provincia di Bolzano ha confermato obiet-tivi e tempi della fusione tra Aew (Merano) eSel (Provincia di Bolzano) e ha varato un ap-proccio innovativo per la formazione del bilan-cio provinciale.

20/01/2015 - A2A verso il piano industriale. Ilpresidente Valotti: “Mettere in rete le aziende puòmoltiplicare il valore”. Il nuovo piano industrialedi A2A, con orizzonte temporale al 2020, saràpresentato dopo Pasqua, per la precisione entroil 10 aprile. Lo ha annunciato ieri il presidentedella multiutility lombarda, puntualizzando che ilbusiness plan si impernierà, tra gli altri, su dueelementi: la crescita esterna e l’efficienza ener-getica, oltre a recepire una maggiore attenzioneper i territori.

22/01/2015 - Terna: il CdA coopta il nuovo consi-gliere cinese di State Grid. I Cinesi mettono uffi-cialmente un piede nel CdA di Terna. Ieri il boarddel gruppo, guidato da Matteo Del Fante, ha infatticooptato il rappresentante di State GridCorporation of China, nuovo socio di Cdp Reti - dicui ha rilevato il 35% per 2,1 miliardi di euro -che ha in pancia il 29,85% della SpA dell’AltaTensione e il 28,98% di Snam. Il nuovo consiglie-re non esecutivo è Yunpeng He, che già siede nelboard del veicolo di Cassa (l’altro membro cineseè Jun Yu) e che è Vicedirettore dell’ufficio europeodel colosso di Pechino. La designazione del neo-consigliere, che prenderà il posto di SimonaCamerano, capo dell’area studi di Cdp, è stataavallata dal collegio sindacale dopo la valutazionepositiva espressa martedì dal comitato per le no-mine, il quale riveste un ruolo propositivo e con-sultivo di supporto al CdA rispetto alla sua com-posizione e a eventuali cooptazioni.

22/01/2015 - Enel, Ferraris lascia Enersis.Dimissioni per motivi personali per uno dei mana-ger chiave del big elettrico. Il successore sarà no-minato il 29 gennaio, in occasione dei conti 2014della controllata cilena.

22/01/2015 - Tirreno Power, indagato Burlando:“A Vado Ligure ci fu disastro ambientale”.Il governatore della Liguria: "Non mi è stato co-municato nulla". Tra le 40 persone i cui nomi fi-gurano nel registro degli indagati dalla procura diSavona ci sono anche l’assessore regionale allosviluppo, Renzo Guccinelli, e la dirigente del setto-re Ambiente, Gabriella Minervini. I pm vogliono farluce anche su 427 morti “anomale” verificatesitra il 2000 e il 2007.

30/01/2015 - Enel porta nuova energia dallaSicilia a Malta. La controllata Enel Trade ha siglatoieri un accordo quadro quinquennale conEnemalta, la principale azienda di generazione edistribuzione di elettricità del Paese. L’intesa pre-vede la gestione commerciale del cavo di inter-

connessione di 200 MW tra Sicilia e Malta perl’approvvigionamento di elettricità dall’Italia, chedovrebbe entrare in esercizio nella prima metàdell’anno.

COMBUSTIBILI

E FONTI RINNOVABILI

30/12/2024 - Fotovoltaico e contoenergia, siamo quasi al consuntivo.Secondo i dati pubblicati il 24 dicem-bre in due documenti del GSE, a fine

2013 in Italia risultavano in esercizio 18.053 MWFV e 591.029 impianti. Il 98% della potenza è in-centivata con il Conto Energia. Nel 2013 sono statiinstallati 1.364 MW, di cui solo 221 non hanno ri-chiesto l’accesso al Conto Energia.

12/01/2014 - Fer elettriche non FV, il punto sugliincentivi. Al 30 giugno 2014, gli impianti ammessiagli incentivi del DM 6/7/12 erano 1.426 per unapotenza di 1.560 MW e 4.620 GWh annui incenti-vabili, ma soltanto 603 per un totale di 297 MW e824 GWh incentivabili avevano comunicato l’en-trata in esercizio. È quanto emerge dall’ultimo bol-lettino sull’incentivazione delle fonti rinnovabili di-verse dal fotovoltaico del Gestore dei ServiziEnergetici (GSE), in base al quale al 30 giugnoscorso erano in possesso della qualifica Iafr 5.639impianti, di cui 5.109 per complessivi 21.883 MWin esercizio e 530 per 1.562 MW in progetto. Allastessa data, risultavano emessi dal GSE 10,6 mi-lioni di certificati verdi Iafr 2014 relativi alla produ-zione di 1.292 impianti per 12 GW (eolici 48%,idroelettrici 27%, bioenergie 21%, geotermici 4%).

15/01/2015 - In Italia cala la richiesta di energia,ma nel 2014 il nostro Paese ha prodotto da fonti“verdi” il 38% del proprio fabbisogno di energiaelettrica. È questa infatti la somma di idroelettrico,fotovoltaico, eolico e geotermico sul totale dellaproduzione, a fronte di un calo di quasi il 10% del-l’energia prodotta da combustibili fossili. Le cifresono state fornite da Terna, il gestore nazionaledella distribuzione energetica.

20/01/2015 - Crollo oil: “Nessun impatto sulleFer”. Ripercussioni solo su biocarburanti e autoelettriche. Le analisi di Irena, Goldman Sachs eDeutsche Bank. Costi in calo. Gli esperti sembra-no ormai concordi: il calo dei prezzi petroliferinon influirà sulle fonti rinnovabili, seppure conqualche eccezione. Interpellati da “Bloomberg”, ildirettore globale Clean technology & Renewablesdi Goldman Sachs, Stuart Bernstein, e l'analista



ed Rse, rileva una nota, il GSE ha concluso posi-tivamente l'istruttoria tecnica di 30.227 progetti,di cui 1.552 Proposte di Progetto e Programmadi Misura (PPPM) e 28.675 Richieste di Verifica eCertificazione (RVC). La conclusione delle istrut-torie tecniche delle 26.985 Rvc di competenzadel GSE, comprensive delle emissioni trimestralistandard pari a circa 1.451.402 Tee, ha genera-to l'emissione di 11.982.079 Tee.

05/12/2014 - Il governo tedesco ha approvato ieriun piano per la riduzione delle emissioni di gas ser-ra che, nelle intenzioni di Berlino, dovrebbe consen-tire al Paese di raggiungere l'obiettivo di riduzionedel 40% al 2020 rispetto al livello del 1990.

23/12/2014 - Certificati bianchi, i conti GSE al30 novembre 2014. Il GSE ha pubblicato la si-tuazione aggiornata dei progetti approvati e deiCertificati Bianchi rilasciati durante il periodo in-tercorrente tra il 3 febbraio 2013 e il 30 novem-bre 2014. Il GSE ha concluso positivamente, av-valendosi di Enea ed Rse, l’istruttoria tecnica di31.007 progetti, di cui 1.772 Proposte diProgetto e Programma di Misura (PPPM) e29.235 Richieste di verifica e certificazione(RVC). La conclusione delle istruttorie tecnichedelle 29.235 RVC di competenza del GSE, ivi in-cluse le emissioni trimestrali standard pari a cir-

ca 1.451.402 Tee, ha generato l'emissione di12.442.225 Tee.

16/01/2015 - Danni economici da CO2, sei voltepiù alti di quanto stimato finora. Il cambiamentoclimatico impatta con effetti permanenti anchesulla crescita delle economie: un nuovo studiopubblicato su Nature calcola che ogni tonnellatadi CO2 causi esternalità negative per 220 dollari,circa 6 volte più di quanto stimato da altre ricer-che. Questo valore giustificherebbe anche leazioni di mitigazione più costose. Il dato arriva daun nuovo studio pubblicato su Nature da due ri-cercatrici della Stanford University, FrancesMoore e Delavane Diaz.

28/01/2015 - Clima, catturare la CO2 e stoccarla.Ecco il piano della Commissione Ue In una bozzadi direttiva la Commissione Ue propone obiettivivincolanti per il 2030 per la cattura e lo stoccaggiodell'anidride carbonica, causa dell’effetto serra. Maper le compagnie elettriche è un costo troppo alto.Nella bozza sarebbero presenti, secondo il giornaleinglese Guardian, delle vere e proprie tabelle dimarcia per dotare tutti gli Stati membri di strutturecapaci di catturare e immagazzinare il gas serra.

E. Fassina

Renewable energy di Deutsche Bank, VishalShah, hanno sostenuto che gli investimenti mon-diali nelle Fer sono saliti del 16% nel 2014 e re-steranno a livelli elevati anche nel 2015, a di-spetto del crollo oil.

29/01/2015 - La corsa del fotovoltaico toglieràspazio al solare. Le energie rinnovabili continue-ranno a crescere a un buon tasso anche nei pros-simi anni, anche se il centro dello sviluppo tenderàsempre di più a spostarsi verso i mercati emer-genti. Queste le previsioni contenute in una nuovaanalisi di Frost & Sullivan, intitolata “AnnualRenewable Energy Outlook 2014”.

AMBIENTE

04/12/2014 - Il Gestoredei Servizi Energetici (GSE),in attuazione di quanto di-sposto dal decreto MSE del

28 dicembre 2012, ha comunicato ieri lo statodell'arte dei progetti approvati e dei CertificatiBianchi (Tee) rilasciati nel periodo tra il 3 feb-braio 2013, data di affidamento delle responsa-bilità di gestione, valutazione e certificazione deirisparmi correlati a progetti di efficienza energe-tica, e il 31 ottobre 2014. Avvalendosi di Enea



presentazionedi Francesco Iliceto


Elettrificazione nei Paesiin via di sviluppoElettrificazione nei Paesiin via di sviluppo

Panoramica degli articoli

L’ articolo iniziale fornisce un esauriente in-quadramento quantitativo sulla situazio-ne della generazione e della trasmissionenelle diverse aree dell’Africa,peraltro as-

sai disomogenee tra loro, con l’Africa del Nord edil SudAfrica a livelli medi e l’Africa sub-saharianaa livelli molto bassi. È una situazione paradossalese raffrontata con la storia dei progetti sul fiumeCongo, che da solo potrebbe soddisfare il fabbiso-gno del continente, studiati da molti decenni marealizzati in minima parte. L’articolo passa inoltrein rassegna lo stato dell’arte delle tecniche di tra-smissione elettrica a grandi distanze, che trovereb-bero tutte utile applicazione inAfrica, se si trovas-se un volano per il dispiegamento dei grandi inve-stimenti necessari, senza contare il pre-requisitodell’instaurarsi di una pacifica cooperazione su va-sta scala tra i vari Paesi.

La memoria seguente, sul ruolo del CIGRE nellasfida per la globalizzazione dell’energia, affrontail problema mondiale dell’accesso all’energiaelettrica: 1,2 miliardi di persone, in massima partein aree rurali, non ne dispongono, e un altro mi-liardo è servito in modo insufficiente; gli investi-menti necessari per sanare questa situazione ven-gono stimati da qui al 2030 in 750 miliardi di dol-lari, pari cioè ad appena il 5% delle risorse che sistima saranno profuse nell’intero sistema elettri-co mondiale. L’articolo illustra il contributo signi-ficativo che la ricerca e gli organismi internazio-nali, in particolare il CIGRE, possono fornire intermini di divulgazione delle migliori pratiche diingegneria e di replicabilità di concrete applica-zioni di successo, piuttosto che come rassegna disoluzioni progettuali.

Il contributoWAME – World Access to ModernEnergy presenta il concetto di accesso all’ener-gia“moderna”, come definita dall’AIE –Agen-zia Internazionale dell’Energia: l’insieme di elet-

Questo Numero Speciale è dedicato all’elettrificazionenei Paesi in via di sviluppo (PVS) prioritariamente a sco-po sociale, in termini sia di grandi sistemi di generazio-ne, trasmissione a lunga distanza ed interconnessioni,sia di elettrificazione rurale e di sistemi isolati. Tenendopresente l’obiettivo preminente di estendere l’accessoall’energia come diritto primario e fonte di sviluppo so-cio-economico, si esaminano le dimensioni del proble-ma, si illustrano alcuni esempi di interventi virtuosi, sipropongono approcci e tecniche da attuare anche con li-mitate risorse, ricorrendo a soluzioni innovative o sem-plicemente semplificative rispetto ai canoni standard dipianificazione e realizzazione dei sistemi elettrici, anchesfruttando la maturità tecnico-economica di alcune fontirinnovabili, dei parchi di generazione ibridi e di soluzioniimpiantistiche di piccole reti isolate (off grid).Un’attenzione particolare riguarda l’Africa, un continentericchissimo di risorse energetiche, sia fossili sia rinnova-bili, e tra queste sia quelle tradizionali (idroelettrica, bio-massa, geotermica), sia quelle emergenti, ma allo stessotempo povero di infrastrutture e con i tassi di fruizioneelettrica più bassi del mondo, e che quindi parrebbe idea-le teatro di dispiegamento delle più moderne e sostenibilitecnologie di generazione e trasmissione-distribuzione.

Francesco Iliceto Professore Emerito, Università di Roma “La Sapienza”

tricità per usi di base domestici e di clean cookingfacilities, cioè combustibili e mezzi di cottura noninquinanti (contrapposti alla situazione tipica neiPVS di fuoco libero a legna).Questa seconda si-tuazione è molto comune nel Sud-Est asiatico,mentre nell’Africa sub-sahariana spesso le dueproblematiche co-esistono in capo agli stessi sog-getti. Si analizza in particolare l’ulteriore deter-minante aspetto dell’affordability, oltre a quellidell’availability e sustainability. Il tutto è incanala-to in una iniziativa di diffusione dell’informazio-ne in concomitanza dell’Expo 2015 di Milano.

Il contributo ENI descrive il proprio modellooperativo nei PVS, dove affianca i governi nellapromozione di sistemi energetici efficienti ed effi-caci; in particolare si sofferma sugli impianti giàin esercizio per la valorizzazione del gas flaring(ridotto di due terzi tra il 2007 ed il 2013), checombina virtuosamente sviluppo sostenibile, sal-vaguardia dell’ambiente, efficienza energetica, ri-sparmio economico, fornitura di energia alla po-polazione locale, nonché su svariati interventi abeneficio delle comunità locali.

L’articolo del CESI riguarda anche l’Italia piùdirettamente, con un excursus dei tanti studi eprogetti per collegare le due sponde delMediterra-neo, sia tramite collegamenti sotto-marini bilaterali, sia come integrazione di siste-mi elettrici tramite il Mediterranean Ring, smi-tizzando l’assunto pregiudiziale di dover chiu-dere l’anello in maniera completamente sincro-na, piuttosto che con due connessioni Back-to-Back in corrente continua.Al di là delle fattibi-lità tecnico-economiche, i motivi che a tutt’ogginon hanno consentito quasi nessuna realizza-zione risiedono soprattutto nella situazione po-litica, nella mancanza di un quadro di regolechiare e comuni per il commercio transfronta-liero dell’elettricità e, più in generale, nellamancanza di mercati elettrici armonizzati chefavoriscano gli scambi su base economica dan-do così un senso alle interconnessioni.

Chiudono il Numero Speciale due esempi direalizzazioni di architetture mini-rete rurali inTanzania e Cile, che mostrano un fruttuoso con-nubio tra innovazione e sostenibilità. Grazie adun accurato studio sia delle risorse sia delle ri-chieste di energia, la qualità della vita di una co-munità remota è stata migliorata in maniera so-stanziale.

Esperienze personali in Africa

Per realizzare una consistente penetrazione del-l’elettrificazione, in particolare nelle zone rurali,occorre adottare un approccio pragmatico, privi-legiando interventi regionali con progetti di mag-giore impatto moltiplicativo del benessere collet-tivo. Il pragmatismo si intende non solo in sensodimensionale,ma anche e soprattutto in terminidi flessibilità e adattamento alle condizioni locali,a cominciare dai risultati attesi.

Soprattutto per l’elettrificazione rurale delleregioni più povere sprovviste di elettricità, ènecessario accettare reti radiali con granderaggio d’azione, realizzate con i componentipiù semplici ed economici, con il maggiore im-piego possibile di mano d’opera locale, con unlivello di continuità del servizio ovviamente in-feriore agli standard europei delle reti maglia-te evolute, dotate di ridondanze e di sofisticatisistemi di controllo. Ciò implica l’impiego an-che di soluzioni innovative soprattutto per lereti di MT e BT, che assicurino comunquesemplicità di esercizio, facilità di manutenzionee, rispetto alle soluzioni tecniche alternative, ilpiù basso rischio di guasto dei componenti diimpianto. Si deve cercare un compromesso trai costi degli impianti ed il livello minimo diqualità del servizio accettabile nelle regioni daelettrificare.

Per quanto ho potuto osservare in 40 anni di con-sulenza tecnica in molti Paesi dell’Africa sub-sahariana, questo approccio alla pianificazione edalla ingegneria realizzativa delle infrastruttureelettriche di trasmissione e distribuzione, nonsempre guida l’azione dei consulenti dei Paesi in-dustrializzati, che tendono sovente ad esportarele standardizzazioni di alta qualità del servizio inuso nel loro Paese, e che meglio conoscono, an-che se di costo più elevato. InAfrica sono dimaggiore aiuto i consulenti con conoscenza eapertura mentale a tutte le tecnologie, anchenord americane e dei Paesi in corso di sviluppo.Più volte sono stato chiamato da organismi comela Banca Mondiale a verificare e,mio malgradospesso a modificare, progetti di blasonate societàdi consulenza.

Una recente indagine statistica della BancaMondiale ha evidenziato che nell’Africa 585milioni di abitanti sono senza elettricità nelle





case. Sono in gran parte nell’Africa sub-sahariana (che haoltre 800 milioni di abitanti) ove in alcuni Paesi la penetra-zione dell’elettrificazione nelle zone rurali è soltanto del 3-4% della popolazione, con medie nazionali del 10-15%.Questa situazione è presente nonostante le enormi risorseenergetiche dell’Africa.

Le grandi risorse idroelettriche non utilizzate che hanno co-sti di generazione molto bassi, sono concentrate in pochiPaesi e sono lontane dai potenziali centri di consumo.L’esportazione con trasmissione a grande distanza ai Paesicon bassa disponibilità o privi del tutto di generazioneidroelettrica ha incontrato difficoltà di finanziamento e po-litiche, anche per una pianificazione in alcuni casi non reali-stica, in particolare per le cascate di Inga (40 GW – 300TWh/anno – 0,03 $/KWh). Si proponeva la trasmissionedell’energia da Inga verso il Cairo e l’Europa (a distanze di∼5.000 km, in parte nel deserto) anziché al Sud Africa (di-stanza di ∼3.000 km) o alla meno lontana Nigeria (distanzadi ∼1.500 km), la cui rete è interconnessa con quelle di seiPaesi dell’Africa Occidentale.

I Paesi di questo subcontinente, dalla Nigeria–Niger alSenegal–Mauritania con circa 310 milioni di abitanti, sono ca-renti di generazione e le risorse idroelettriche economicamen-te sfruttabili sono state in gran parte utilizzate. In essi la gene-razione termoelettrica è fatta quasi totalmente con petrolio egas naturale, ed è molto costosa nei Paesi ove i combustibilisono importati. C’è stata una diffusa non accettazione dellaproduzione a più basso costo con carbone importato e, per va-ri motivi, la generazione nucleare non è fattibile. Sarebbe per-tanto giustificata la trasmissione di parte della produzione dal-le cascate di Inga al Sud della Nigeria, da dove parte dell’e-nergia può essere trasmessa ai sei Paesi già in parallelo sincro-no delWAPP – Western Africa Power Pool in modo naturale,con la tecnica dei trasferimenti multipli con le linee a 330 kV– 220 kV in corrente alternata esistenti. Questa trasmissione,che avevo studiato e proposto molti anni fa con soluzioni siaEHVAC sia EHVDC, solo recentemente è all’attenzione de-gli enti interessati all’eventuale realizzazione.

Quando si propone una soluzione tecnica radicalmente in-novativa e di basso costo per importanti impianti pubblicidi trasmissione o distribuzione, è necessario che i responsa-bili del sistema elettrico dove si intende applicarla ne con-sentano una prima applicazione la quale, se ha successo,verrà replicata industrialmente in altri Paesi. La sperimen-tazione di alcune mie soluzioni innovative, cui accenneròbrevemente essendo attinenti al tema di questo fascicolospeciale, è stata possibile per l’apertura alle novità di dueAmministratori Delegati della VRA – Volta RiverAuthority, recentemente entrambi deceduti, che hanno fa-vorito la prima applicazione con l’obiettivo, poi conseguito,

di accelerare l’elettrificazione nel Ghana (ne fruisce oggipiù del 70% della popolazione).

Posso ricordare l’elettrificazione rurale tramite le funi diguardia delle linee di AT, isolate per MT usando come unconduttore di fase la terra, che ha consentito di alimentare– in quasi tutte le applicazioni in trifase – i villaggi e le pic-cole città ubicati lungo il tracciato delle lunghe linee di tra-smissione, con un raggio d’azione fino a oltre 100 km e po-tenze fino a 5 MW alla tensione di 34.5 kV. Il costo di inve-stimento per trasmettere l’energia in MT è il 12-15% delcosto di una linea convenzionale di uguale tensione e lun-ghezza, mentre l’impatto ambientale ed i costi di manuten-zione sono quasi eliminati. Lo schema è stato applicato invari Paesi dell’Africa ed anche in Asia (Laos) e SudAmerica (Brasile). Le prime applicazioni del 1988 sono tut-tora in servizio.

Altre due innovazioni, al cui progetto e realizzazione deiprototipi hanno contribuito i progettisti dell’industria italia-na di grandi trasformatori, sono:

� Le reattanze shunt di AT ed AAT di potenza variabiledal 50% al 100% della nominale tramite variatori di rap-porto sotto carico. Sono idonee per carichi non rapida-mente variabili. Le ho fatte applicare (4 unità trifasi fab-bricate in Italia) per la prima volta per l’elettrificazionedel Centro – Nord del Ghana alla fine degli anni ‘80 inuna linea di AT radiale di 650 km che era al limite dellafattibilità tecnica (il Presidente della Repubblica nellacerimonia di inaugurazione giustificò il ritardo di moltianni del progetto dichiarando che era stato ritenuto “te-chnically unfeasible” dai consulenti nord-americani).Sono state installate al posto dei più costosi e complessicompensatori statici a tiristori. Ne sono seguite numero-se realizzazioni in molti Paesi anche industrializzati, pertensioni anche di 400 kV e 500 kV e potenze trifasi finoa 250 MVA. Sono comprese nell’ultima edizione dellenorme IEC sulle reattanze shunt.

�Gli autotrasformatoriAAT/AT dotati di regolazione sotto-carico sia in fase sia in quadratura, quest’ultima realizzatacon il collegamento incrociato tra le fasi di uno speciale av-volgimento di regolazione a prese. Sono applicati con note-vole risparmio economico e di spazio, al posto di convenzio-nali autotrasformatoriAAT/AT con regolazione sottocaricoin fase, installati in serie con trasformatori sfasatori. Le pri-me 4 unità trifasi da 200 MVA, fabbricate in Italia, sono inservizio nel Ghana dal 2010, per controllare il flusso di po-tenza in una lunga linea a 330 kV sovrapposta alla rete pre-esistente a 161 kV.Altre unità da 200 MVA con rapporto330 kV/161 kV ± 8 x 1.25% / ± 8 × 1° sono in fabbricazione.Varie unità a 400 kV sono state poi realizzate per altri Paesidalle industrie dei trasformatori in Cina.


elettrificazione nel mondo

Introduzione

L’ Africa con i suoi circa 30 milioni di kmquadrati ed 1,1 miliardi di abitanti è digran lunga dopo l’Asia il più vasto e po-

polato dei continenti; a causa del suo sviluppo de-mografico è il continente con la maggior crescitadella popolazione che supererà gli 1,5 miliardi nel2030. Comprende una grande varietà di ecosiste-mi (figure 1 e 2), dalle savane alle foreste tropi-cali, dai deserti alle alte catene montuose, da vul-cani ed altipiani alle isole coralline. L’unica zona arilevante sismicità è quella del nord Africa, in par-ticolare nell’ area del Maghreb (Marocco, Algeria,Tunisia).

L’Africa vanta il più grande deserto del mondo(il Sahara con 9 milioni di km2), il secondo fiumedel mondo per portata media dopo il Rio delleAmazzoni (il Congo con 41.000 m3 al secondo), ilsecondo fiume per lunghezza (il Nilo), il più va-sto bacino idrico artificiale (Volta), ingenti risorse

di minerali pregiati (oro, platino, diamanti, co-balto), le miniere di carbone più profonde (SudAfrica), riserve di petrolio e di gas(tra le più gran-di riserve mondiali di gas scoperte nei recenti an-ni ci sono Angola, Mozambico e Tanzania), ven-to, sole, biomasse, imponenti risorse globali idro(Congo, Etiopia, Camerun, Angola per oltre 1.000TWh/anno economicamente producibili) ed an-che geotermia. Di fronte a tali potenzialità l’Africarisulta però l’area più povera ed instabile dellaterra, con i più bassi indicatori di tenore e qua-lità della vita ed in particolare nei consumi ener-getici per abitante; nel campo elettrico, a frontedi una popolazione pari al 14% di quella mon-diale consuma solo il 3% dei 22.000 TWh mon-diali ed occorre inoltre notare che ben il 41% del3% sono concentrati nella Repubblica del SudAfrica che conta solo il 5% della popolazione delcontinente.

Le disparità sono notevoli ma a grandi linee sipossono identificare 3 macro aree in Africa come

Dall’analisi geo-demografica,dei sistemi elettrici e delle tecnologie attualmente disponibili, si sottolinea

l’importanza di sviluppare interconnessioni e trasmissioni a lungadistanza, auspicando un coinvolgimento dei Paesi più ricchi per azioni

comuni ed investimenti.

Africa: un continentecon nuove opportunità per

lo sviluppo di reti elettrichee nuove tecnologie

Alessandro Clerici Honorary Chairman WEC Italia Massimo Rebolini Chairman CIGRE Italia

dalla figura 3 che evidenzia dove i 600 milioni diabitanti ancora privi di elettricità (quasi il 50% del-l’1,3 miliardi mondiali) sono localizzati.

Considerando la stretta relazione tra i consumidi elettricità e lo sviluppo socio economico di unanazione, appare chiara la tragica situazione del-l’area sub-sahariana dove l’85 % dell’energia pri-maria è costituita dal legno. I pochi numeri ripor-tati nel seguito evidenziano il confronto con il re-sto del mondo.

La popolazione dello stato di New York, poco

meno di 20 milioni, consuma gli stessi TWh (140)degli 880 milioni dell’ Africa sub-sahariana.

A livello mondiale il consumo medio di elettri-cità è circa 3 MWh/persona × anno con le seguentigrandi disparità (trascurando il caso eccezionaledell’Islanda con i suoi 50 MWh/persona × annoprincipalmente dovuti a installazione di grandi in-dustrie energy intensive):� 23 MWh - Norvegia;� 15 MWh - Finlandia, Svezia, Canada, US;� 5,5 MWh -Italia;



Figura 1 Africa fisica. Figura 2 Aree climatiche ed ecosistemi.

Figura 3Le 3 grandi macroaree del continente

africano.

riana: Mauritania, Ciad, Sud Sudan, Etiopia, Eri-trea, Somalia;

� le reti dei Paesi dell’Africa Occidentale (West Afri-ca Power Pool) suddivisi in due zone elettriche:i Paesi della zona A già fra loro interconnessi (Ni-geria, Niger, Benin, Togo, Burkina Faso, Ghanae Costa d’Avorio) e quelli della Zona B Mali, Li-beria, Guinea, Sierra Leone, Guinea Bissau, Se-negal e Gambia)tra loro poco o per niente in-terconnessi;

� le reti dei Paesi dell’Africa Centrale e Orienta-le: Repubblica Centro-Africana, Repubblica De-mocratica del Congo (RDC), Congo, Camerun,Gabon, Kenya, Uganda, Ruanda, Burundi, Tan-zania;

� le reti dell’Africa meridionale: Sud Africa, Ango-la, Mozambico, Botswana, Zimbabwe, Namibia,Zambia, Malawi.Esistono poi reti insulari minori con la situazio-

ne del Madagascar di fatto priva di rete elettrica inAlta Tensione.

La figura 5 riporta gli organismi che si sonocreati in varie aree del continente africano (PP =Power Pool) volti allo sviluppo e all’ottenimento disinergie tra le rispettive reti elettriche. Nella de-scrizione dei sistemi elettrici si farà cenno anche aquesti organismi.

Reti elettriche del Nord AfricaL’area nordafricana comprende 6 Paesi con una

capacità installata di circa 65 GW (per dettagli dei

� 3 MWh-Cina;� 0,6 MWh Africa e Asia del sud.

Ma alcune nazioni del sub Sahara come Angola,Benin, Congo, DR Congo (DRC), Costa d’Avorio,Kenya, Nigeria, Senegal, Sudan e Tanzania consu-mano tra 200 and 100 kWh/persona per anno edEritrea ed Etiopia circa 50.

A fronte della notevole scarsità di consumil’Africa possiede notevoli risorse energetiche siaconvenzionali sia rinnovabili e tra queste oltre al-l’idroelettrico sopra menzionato e sole e vento,un enorme potenziale di biomasse, escludendo ilnord Africa ed il Sahel. Nella figura 4 si rappre-sentano in modo sintetico per l’area sub-saharia-na le potenzialità disponibili sia come energie rin-novabili sia come riserve fossili (petrolio, gas ecarbone). Nell’Africa settentrionale sono concen-trate le maggiori risorse di petrolio e gas natura-le, mentre nell’Africa meridionale sono disponibi-li ingenti risorse di carbone e, con le recenti sco-perte in Mozambico, notevoli quantità di gas.

Reti elettricheAi fini del nostro inquadramento possiamo con-

siderare le reti elettriche accorpandole per macroaree:� le reti dei Paesi del Nord Africa come Marocco,

Algeria, Tunisia, Libia, Egitto che si affaccianosul Mediterraneo ed inoltre il Sudan;

� le reti dei Paesi dell’area sahariana e sub-saha-



Senegalhamess itscoastal windpotential

Funded by oil exports,Sudan develops its solar

and wind pontetial

Ethiopia & Kenya generategeothermal power from the

Great Rift Valley

Congo, Ethiopia, Angola &Cameroon can supply the

Central & South power pools

Coal Fired clean technologygeneration and gas firedpower in Mozambique

Electricity Potential* [TWh/yr]

Source: *Herman, et al. (2011);IRENA, 2011; **WEC (2013)

Reserve Production** [yr]

100 1,700 2,000 2,300 3,800 47 80 >100

OIL OIL

OIL

Nigeria,Benin andTogo exploittheir flaredgas resource

andbiomasses

Figura 4 Risorse energetiche nell’area sub-sahariana [1].

singoli Paesi si rimanda alla tabella 1). Stante le ri-sorse di gas presenti, questa fonte insieme all’oliocombustibile è prevalente nella produzione dielettricità. La fonte idroelettrica è significativa nel-l’area egiziano-sudanese con gli impianti che sfrut-tano le acque del Nilo e in Marocco dove la pre-senza del rilievo dell’Atlante permette l’utilizzodella risorsa idroelettrica. In Marocco c’è una for-te capacità installata da fonte carbone con pro-grammi di installazione di nuovi impianti. In tutti i

Paesi si prevede da qui al 2020 un maggior svi-luppo di impianti da fonti rinnovabili (solari, eoli-ci e idrici).

La rete elettrica del Nord Africa ha una esten-sione complessiva delle linee e una capacità di tra-sformazione come riportate nella tabella 2. È daconsiderare come sia stata e sia tuttora oggetto diinterventi ed iniziative volte a renderla dapprimasincrona e interconnessa con la rete europea.

Attualmente è connessa con la rete spagnola me-diante due collegamenti in cavo in parte terrestre ein parte marino a 400 kVca: Il primo realizzato nel1997 di lunghezza pari a 26 km (tra Fardioua in Ma-rocco e Tarifa in Spagna) e con una capacità discambio pari a 700 MW, mentre il secondo entratoin servizio nel 2006 ha incrementato lo scambio a1.400 MW con la posa di un secondo sistema di ca-vi di lunghezza complessiva di circa 32 km. La re-te egiziana è connessa con la rete del vicino Orien-te, in particolare con la Giordania, tramite un col-legamento con 4 cavi marini unipolari a 420 kVca[7] con potenza trasmissibile di 550 MW (i cavi pos-sono essere in futuro usati per una trasmissione inDC di potenza pari a 2.000 MW).

Il progetto Medring [2] finanziato dalla UE (apartire dal 2000 e finalizzato nel 2010) forniva rac-comandazioni per la sincronizzazione della retenord africana (tuttora con problemi tra Tunisia eLibia), mentre numerosi studi di fattibilità bilate-rali sono stati eseguiti per collegamenti marini inHVDC tra gli stati del Nord Africa, Spagna e Italia(figura 6).

Reti elettriche dell’Africa occidentaleLa rete elettrica dell’Africa occidentale (Western

Africa Power Pool) ha una estensione complessivae una capacità di trasformazione come riportate



Tabella 1 Capacità dei sistemi di generazione in Nord Africa nel 2012 suddivisa per tipologie di risorse primarie [MW]

PAESE TURBINE A VAPORE TURBINE A GAS CICLO COMBINATO DIESEL CARBONE HYDRO VENTO SOLARE ALTRI TOTALE

Tunisia 1.090 1.533 1.251 - - 66 155 - - 4.095

Algeria 2.487 6.686 3.252 297 - 228 - - - 12.949

Sudan 600 45 469 143 - 1.593 - - - 2.850

Libia 1.240 4.611 2.355 - - - - - 582 8.788

Egitto 12.681 2.826 10.080 238 - 2.800 547 140 - 29.312

Marocco 600 1.215 850 202 1.785 1.770 255 - - 6.677

Totale 18.698 16.916 18.257 880 1.785 6.457 957 140 582 64.671

Fonte: Arab Union of Electricity

Figura 5 Organismi di coordinamento dei sistemi elettrici regionali (PP = Power Pool).

nella tabella 3; la figura 7 [3] riporta la configu-razione dei sistemi di trasmissione esistenti.

Nella rete della Regione A i sistemi elettrici diCosta d’Avorio, Ghana, Burkina Faso e Togo-Beninsono interconnessi e sono in funzionamento sin-crono da numerosi anni.

Sono invece complessi e problematici i tentati-vi di sincronizzare la rete della Nigeria con la retedei 5 Paesi già interconnessi a causa della man-canza di un adeguato controllo della frequenza edi supporto alla regolazione di tensione nel siste-ma nigeriano e non ultimo problemi di oscillazio-ni non smorzate tra le aree dei due sistemi.

La capacità di potenza installata nell’Africa oc-cidentale (WAPP) che comprende 15 Paesi e 300milioni di abitanti è di circa 20 GW, più della metà



Tabella 2 Rete del Nord Africa: estensione lineedi trasmissione e capacità di trasformazione

LINEE AEREE TRASFORMATORI

TENSIONE kV km TENSIONE kV MVA

500 2.479 500 8.515

400 7.946 400 34.572

220 - 230 51.618 220 - 230 69.294

60 - 150 58.318 66 - 132 78.217

Totale 120.361 Totale 190.598

Tabella 3 Dati reti elettriche dell’Africa occidentale

DATI COMPLESSIVI RETI ELETTRICHE

Linee aeree 30.606 km

Trasformatori 26.104 MVA

Stazioni 308 n

Ovest

Europa

Francia

Spagna

Marocco

AlgeriaTunisia

Grecia

Bulgaria

Turchia

Libano

Palestina

Egitto

Giordania

Siria

Israele

Libia

ItaliaSicilia

SardegnaCorsica

Portogallo

Centro Est

Interconnessioni esistenti Interconnessioni allo studio

Figura 6 Interconnessioni esistenti ed allo studio tra Nord Africa ed Europa (Fonte: [3]).

Figura 7Sistemi ditrasmissioneesistentinell’Africaoccidentale [3].

usano il gas (in particolare in Nigeria dove que-sta tecnologia è dominante). L’idroelettrico rap-presenta il 20%. Nonostante la Regione abbia ri-serve di petrolio e gas rilevanti così come fontiidroelettriche, esiste una inadeguata capacità di ge-nerazione nonostante gli sforzi fatti (per esem-pio, da parte della Nigeria per utilizzare i gas as-sociati alla estrazione di petrolio) con frequentiblack out e interruzioni di energia elettrica che crea-no da parte della popolazione un uso su larga sca-la di generatori diesel.

I piani di sviluppo della rete elettrica della Re-gione [3] prevedono la costruzione di numerosi im-pianti idroelettrici, di impianti termici a gas, di im-pianti fotovoltaici e la realizzazione di nuove in-terconnessioni (figura 8).

Reti elettriche dell’Africa orientalee centrale

Nel 2005 si è costituito l’Eastern Africa PowerPool (EAPP) per iniziativa di Repubblica Demo-cratica del Congo, Egitto, Etiopia, Kenya, Ruanda,Burundi e Sudan, realizzando l’importanza di unamaggiore integrazione dei sistemi elettrici dell’areaorientale e centrale dell’Africa. Successivamentehanno aderito anche la Tanzania, Gibuti e Uganda.Nella figura 9 sono schematizzate le interconnes-sioni tra le reti esistenti mentre nella tabella 4 èriportata l’estensione delle reti AT ad esclusione del-

l’Egitto (riportato nella rete del Nord Africa) e l’in-dicazione delle interconnessioni tra le reti esisten-ti. La rete del Sudan è formata dalla Blue Nile Gride dalla Western Grid che coprono una parte limi-tata del paese costringendo per il resto ad un usodi piccoli generatori diesel.

Nella figura 10 si riportano i progetti di svilup-po dal Regional Master Plan – EAPP al 2018.

È previsto un impiego di collegamenti HVDCper il trasporto di energia su lunghe distanze e col-legamenti in linea aerea a 400 kVca tra Tanzania eKenya e a 500 kVca tra Etiopia e Sudan.

La zona 1 che comprende la DR Congo, Burun-di e Ruanda sta per essere collegata alla rete ugan-dese con una interconnessione in linea aerea dop-pia terna 220 kVca. Questa zona dell’Africa pre-vede un forte incremento di impiego di fonti di ge-nerazione a energia rinnovabile, in particolare perla ricchezza di generazione idroelettrica, fotovol-taica, eolica e geotermica.

Nelle tabella 5 e 6 sono riportati alcuni degliimpianti di generazione previsti e le interconnes-sioni programmate al 2016.

Come più sopra accennato, l’Africa è ricca di ca-pacità potenziale idroelettrica, specie nell’Africacentrale (figura 11), ed in particolare nella Re-pubblica Democratica del Congo dove il bacino delfiume Congo ha un valore stimato di energia pro-ducibile di oltre 1.000 TWh.



Figura 8 Piani di sviluppo dei sistemi di trasmissione dell’Africa occidentale [3].

A parte questi studi avveniristici di megapro-getti difficilmente realizzabili per rischi politici efinanziari, considerando numero e tipologia del-le nazioni attraversate, ci si sta orientando sulunghezze di interconnessioni fino a 3.000 kmcirca secondo le direttici riportate nella figura13, considerando Inga come la principale risor-sa dell’Africa centrale da collegare con il WAPP,con l’EAPP e con la Repubblica del Sud Africa.

Reti elettriche dell’Africa meridionaleIl SAPP (Southern African Power Pool) è costitui-

to da 12 Paesi con una popolazione di oltre 280 mi-lioni di abitanti, ha una capacità di generazione in-

Gli studi e le realizzazioni per lo sfruttamen-to del fiume Congo partono dal lontano 1926per arrivare sino al progetto di Inga III (4,8 GW)pianificato in diverse fasi nell’ambito delProgetto Grande Inga (44 GW) che, qualora rea-lizzato, potrebbe trasformare lo scenario elettri-co africano in modo radicale.

L’Italia ha avuto una parte importante nell’ini-ziale sviluppo della centrale e negli studi deigrandi sistemi di trasmissione in uscita da Inga.In particolare il GIE ha realizzato la prima cen-trale agli inizi degli anni ’70 (Inga 1 da 350 MW)ed i sistemi a 230 kV Inga-Kinshasa- Maluku.

A seguito dello studio preliminare di EdF del1974-75 sulla potenzialità della Grande Inga, agliinizi degli anni ’80 Enel, con il compianto Prof.Paris [10], ha sviluppato un avveniristico studioper dimostrare che era tecnicamente possibileportare in Europa 60.000 MW da Inga lungo 4corridoi differenti per motivi di sicurezza, uno adOvest vicino alla costa atlantica,uno diretto versoil Marocco uno verso l’Algeria ed uno ad est conarrivo in Europa attraverso la Turchia.

Nel 1990 sempre Enel, con il supporto della SAESADELMI, ha condotto una serie di survey per iden-tificare rotte praticabili ed è stato effettuato uno stu-dio di fattibilità relativo ad una prima fase di 15.000MW della Grande Inga su 4 circuiti bipolari HVDC+/–800 kV lungo 3 rotte come dalla figura 12.



Libia Egitto

Sudan

Etiopia Gibuti

Kenia

Tanzania

Uganda

30 MW

80 MW

Doppio-circuito 70/110/132 kVSingolo-circuito 220 kVDoppio-circuito 220 kVDoppio-circuito 400 kVDoppio-circuito 500 kVBipolare 500 kV HVDC

Bipolare 600 kV HVDCPotenza massima di trasferimentoper l’anno 2013Linea esistente nell’anno 2013

59 MW

80 MW

0 MW

103 MW

58 MW

13 MW9 MW

109MW

17MW

200MW

3MW

28MW

120MW

17 MW

DRC Burundi

Ruanda

Figura 9 Schema attuale delle interconnessioni in Africa orientale e centrale.

Tabella 4 Dati complessivi delle reti elettriche (Egitto escluso)in Africa orientale e centrale


TENSIONE kV km TUTTE LE TENSIONI MVA

400 686 Capacità

220 - 230 9.847 Trasformazione 11.707

132 10.740

66 3.076

Totale 24.349

stallata di 56 GW con un picco di domanda di 54GW. Prima del 1995 vi erano due reti caratterizzatedalla prevalenza della fonte di generazione, la pri-ma, HydroNorthernNetwork, comprendeva la DRC,Angola, Zambia, Tanzania, Malawi, Zimbabwe e Mo-zambico e la seconda, Thermal Southern Network,che comprendeva Namibia, Botswana, Sud Africa,

Lesotho, Swaziland. Le due reti erano connesse condeboli linee a 220 e 132 kV via Botswana. Nel 1995iniziò la costruzione del 400 kV anche al di fuori delSud Africa e si costituì il Southern African PowerPool con intento di ottimizzare l’uso delle risorse di-sponibili nei vari Paesi, migliorare le interconnes-sioni elettriche (figura 14) e fornire mutuo suppor-to durante le emergenze [4]. Nella tabella 7 è ri-portata l’estensione delle reti elettriche AT ad esclu-sione della Tanzania (inserita nell’EAPP).

La rete sudafricana ovviamente gioca, per la sua



LibiaEgitto

Sudan

Etiopia Gibuti

Kenia

Tanzania

Uganda

137 MW

80 MW

Doppio-circuito 70/110/132 kVSingolo-circuito 220 kVDoppio-circuito 220 kVDoppio-circuito 400 kVDoppio-circuito 500 kVBipolare 500 kV HVDC

Bipolare 600 kV HVDCPotenza massima di trasferimentoper l’anno 2013Linea esistente nell’anno 2013

321 MW

80 MW0 MW

0 MW

0 MW2 MW

60 MW

359 MW

199 MW

206 MW

45 MW0 MW

69MW

35MW

2000

MW

3016

MW

992MW

4MW

27MW

558MW

94MW

277MW

55 MW

DRC Burundi

Ruanda

Figura 10 Progetti di sviluppo delle interconnessioni in Africa orientale e centrale previsti nel Regional Master PlanEAPP al 2016.

Tabella 5 Principali impianti di generazione previsti in Africaorientale e centrale

PAESE NOME IMPIANTO TIPO INST. CAP (MW)

DRC Orientale Ruzizi III Hydro 145Ruzizi IV Hydro 287

Mandaya Hydro 2.000Gibe III Hydro 1.870

Etiopia Border Hydro 1.200Gibe IV Hydro 1.468Karadobi Hydro 1.600

Ruanda Kivul Metano 100Kivu II Metano 200

Tanzania Stieglers Gorge (I, II, III) Hydro 1.200

Karuma Hydro 700Uganda Ayago Hydro 550

Murchison Falls Hydro 750

Tabella 6 Interconnessioni programmate in Africaorientale e centrale al 2016

COLLEGAMENTO TENSIONE CAPACITÀ DATA(kV) (MW) PREVISTA

Etiopia-Kenya 500 DC 2.000 2016

Tanzania-Kenya 400 AC 1.520 2015

Etiopia-Sudan 500 AC 2 x 1.600 2016

Egitto-Sudan 600 DC 2.000 2016

Rusumo HPP 220 AC 2015Transmissionsystem



300

250

200

150

100

50

GW

Fonti: IPCC (2011); UHD (2009 e 2010); IEA analysis.

Capacità installata In costruzione Progetto Rimanente2012 Grand INGA potenziale tecnico

Nord

Ovest

Est

Sud

Centro

Figura 11 Il potenzialeidroelettrico dell’Africa.

Figura 12 Tracciati ipotizzati nel 1990 dallo studio ENEL-SAE SADELMI per 15.000 MW da Inga verso l’Europa.

INGA G

Figura 13 Direttrici plausibili per l’utilizzo in Africa dellaenorme potenza disponibile in Inga (oltre 40.000 MW).

SNELDRC

Pk = 1040 MW

ESCOMMalawi

Pk = 278 MW

LECLesotho

Pk = 129 MW

Pk - PeakDemand

1450 MW230 MW

2000 MW1450MW

1450MW

150MW

500MW

500 MW

1400 MW 400 MW

400 MW

150 MW 650MW

250MW

260MW

250 MW 350 MW600 MW

250MW

533 kV DC 275 kV

400 kV 220 kV

330 kV 132 kV110 kV

ZESCOZambia

Pk = 1681 MWENEAngola

Pk=1073 MW

HCB / EDMMonzambico

EDM Pk = 706 MWMOZAL = 900 MW

TanescoTanzania

Pk = 890 MW

ZESAZimbabwe

Pk = 1546 MW

BPCBotswana

Pk = 578 MW

NAMPOWERNamibia

Pk = 611 MW

ESKOMSouth Africa

Pk = 35896 MW

SECSwaziland

Pk = 205 MW

SAPP grid - 2013/14

Figura 14 Interconnessioni in Africa meridionale.

rilevanza, un fattore chiave. La rete di trasmissio-ne comprende sistemi a vari livelli di tensione dal132 sino al 765 kV .Ha una estensione di 29.297 kme una capacità di trasformazione pari a 136.110 MVAcon una crescita negli ultimi anni riportata nellafigura 15.

L’Africa meridionale aveva nel 2010 una capacitàinstallata di 56 GW dei quali 44 GW in Sud Africa.La generazione è per l’85% da fonte carbone, ri-sorsa di cui il Sud Africa è ricco. La fonte nucleareè del 4% e deriva dalla centrale di Koeberg dotatadi due unità da 900 MW ciascuna. Olio combusti-bile (6%) e idroelettrico (5%) sono altre fonti uti-lizzate. Da considerare che le altre reti dell’Africameridionale con i ¾ della popolazione hanno unacapacità complessiva di soli 10 GW con una sud-divisione delle fonti variabile, ma che fa affidamentosu idroelettrico per circa il 50% mentre carbone,

olio combustibile e gas sono le restanti fonti at-tualmente in uso. Il Sud Africa ha un nuovo pianodecennale che per la generazione prevede 30 GWdi nuova potenza da installare (incluse prime cen-trali nucleari con la Russia previste per finali 9.000MW e megacentrali a carbone con tecnologia su-percritica) e per il sistema trasmissione prevede unforte rafforzamento (4.000 km di linee a 765 kV e9.000 km a 400 kV) condizionato anche da inizialigrossi impianti fotovoltaici ed eolici.

Nella tabella 8 vi è un riepilogo di dettagliocomprensivo di alcuni stati dell’Africa centrale eorientale (Repubblica Democratica del Congo,Tanzania).

TecnologieDal punto di vista delle tecnologie, l’Africa per-

mette tutta una serie di possibilità. Considerandole aree climatiche e la carta sismica vediamo comeanche dal punto di vista tecnologico esistano tut-te le possibilità di impiego delle varie tecnologie.Nel capitolo daremo un cenno relativo a:� collegamenti marini e in particolare alle tec-

nologie dei cavi;� sviluppo di lunghe interconnessioni in corrente

continua;� interconnessioni e sistemi in corrente alterna-

ta con applicazione di FACTS;� alimentazione di aree isolate.

L’area del Nord Africa, in particolare la parte al-gerina, è l’unica zona sismica attiva, mentre la di-visione tra zone climatiche deve essere considera-ta nello sviluppo delle tecnologie da adottare neivari casi, specie nel caso di lunghe interconnes-sioni elettriche.



Tabella 7 Dati complessivi delle reti elettriche dell’Africa meridionale,Tanzania esclusa


TENSIONE kV km CAPACITÀ DI TRASFORMAZIONE MVA

765 1.153 Totale 137.566

400 17.570

330 2.529

220-275 13.076

66-132 11.356

Totale 45.684

29,400

29,200

29,000

28,800

28,600

28,400

28,200

28,000

27,800

27,600

138,000

136,000

134,000

132,000

130,000

128,000

126,000

124,000

122,000

120,000

118,000

116,000

Lunghezzadellelineeditrasmissione(km)

* Capacità dei trasformatori per tensioni da 220 kV ed oltreFonte: Eskom

2009 2010 2011 2012 2013

Capacitàdeitrasformatori(MVA)*

124,140 123,990

130,005

132,530

136,110

28,243

28,482

28,790

28,995

29,297

Figura 15Sviluppo negli anni delsistema di trasmissione

nella repubblica delSud Africa.

tare economicamente aree lontane da grandi ri-sorse energetiche a basso prezzo come idroelettri-co, gas naturale “economico” e flared gas che so-no normalmente distanti da possibili grossi centridi consumo. La trasmissione in corrente continuaha fatto passi da gigante negli ultimi anni e siste-mi a +/-800 kV sono in servizio ed in costruzionenel mondo per potenze fino a 7.000 MW per bi-polo e distanze dell’ordine di 2.500 km. La Cinasta sviluppando anche un’interconnessione a +/-1.100 kV per 13.000 MW e 3.500 km.

Senza considerare casi estremi, la figura 17 [9]mostra come il costo di trasmissione del kWh sia le-gato alla lunghezza ma con valori interessanti daaggiungere a possibili bassi costi di generazione perpermettere costi attraenti ai Paesi riceventi; il co-sto del kWh trasmesso si riduce con l’aumentaredella potenza trasportata. Per potenze da 3.000 MWe per lunghezze da 1.000 a 3.000 km, il costo delkWh trasportato varia da 0,45 a circa 0,9 centesimidi € e per 1.000 MW da 0,65 a 1,45. Ciò con un loadfactor del 75%.

La tecnologia HVDC è già presente da tempoin Africa:� l’impianto HVDC Cahora Bassa-Apollo, trasmet-

te potenza generata da una centrale idroelettri-

Cavi sottomariniPer quanto riguarda i cavi marini, sia in corren-

te alternata che in continua, l’area nord africana pre-senta, oltre ai due collegamenti in alternata già ci-tati (tra Spagna e Marocco e tra Egitto e Giordania),altre opportunità che saranno più ampiamente de-scritte in un articolo incluso nel presente numerodella rivista [14]. Per quanto attiene alla tecnologiadei cavi marini e la scelta tra soluzione in Alterna-ta e Continua, si rimanda alla figura 16 che ripor-ta gli impianti in esercizio.

Il grafico di figura16 riporta i collegamenti ma-rini in esercizio sia con cavi in Corrente Alternata(AC) sia con cavi in Corrente Continua (CC) secondole due tipologie principali attuali (LCC e VSC). Og-gi, i collegamenti con cavi marini a 220 kV in ACraggiungono i 120 km [6]. Da sottolineare come latecnologia di cavi sottomarini in isolante estrusoconsente di raggiungere oggi tensioni di 400 kVin AC e 320 kV in CC (valore in aumento con le pro-ve di qualificazione in corso).

Lunghe interconnessioni e tecnologiaHVDC

Per quanto riguarda le grandi interconnessionia lunga distanza, esse permetterebbero di alimen-



Tabella 8 Potenza installata al 2010 in Africa meridionale ed in alcuni stati dell’Africa centrale e orientale(Repubblica Democratica del Congo e Tanzania) [MW]

HYDRO CARBONE NUCLEARE CCGT DERIVATI DEL PETROLIO CAPACITÀCAPACITÀ INSTALLATA NETTA

Botswana - 132 - - 70 202 190

Mozambico 2.573 - - - 51 2.624 2.249

Angola 760 267 - 160 - 1.187 990

Malawi 286 - - 1 - 287 287

Sud Africa 2.000 37.831 1.930 2.409 44.170 41.074

Lesoto 72 - - - - 72 72

Namibia 240 132 - - 21 393 360

Swaziland 63 9 - - - 72 70

DRC 2.442 - - - - 2.442 1.170

Tanzania 561 - - 485 78 1.124 780

Zimbabwe 750 1.295 - - - 2.045 1.320

Zambia 1.802 - - - 10 1.812 1.215

Totale SAPP 11.549 39.666 1.930 646 2.639 56.430 49.777

Fonte: South African Power Pool

ca del Nord del Mozambico alla rete Eskom inSud Africa (parte della generazione è inoltre con-nessa alla rete 330 kVca dello Zimbawbe) a ten-sione +/–533 kV e con linea aerea di lunghez-za di 1.414 km; venne realizzato e messo in ser-vizio in più fasi tra il 1975 e il 1979. Riqualifica-to alla fine degli anni ‘90 permette uno scam-bio di 1.920 MW con tecnologia LCC (Light Com-mutated Converter);

� l’impianto di Inga-Shaba, operativo dal 1982 nel-la RDC, trasporta attualmente per 1.700 km inlinea aerea (è stata la più lunga linea del mon-do fino all’entrata in sevizio del sistema +/–800kV cinese) solo 200 MW sui 560 MW nominali a+/–500 kV con tecnologia a tiristori LCCs; i 560MW iniziali erano stati previsti per il raddoppioin una seconda fase.Entrambi gli impianti hanno avuto problemi

sia tecnici che socio-politici a causa dei conflittiarmati che hanno afflitto il Mozambico e la RDC.Nel primo caso, l’impianto cessò di produrre nel



600

500

400

300

200

100

0

Vancouver Neptune

Spain Morocco

Sorgente Rizziconi 2

Red Sea

Dolwin 1NY

KontiSkanCross channel

Cross sound cableBorkum

ChejuSACOITrans-bay

CoMeTa

Sylwin

Basslink

Baltic CableSwePol

Skagerrak 4

Fenno skanBritNed

SAPEI

NORNED

GRITA

Hevia-Greece

Gotlamd 1987

G Gabbard

Narao

Kii Channel

Horns rev2

Baleari

ESTLINK

ISLE of MAN

Heligoland Islamd

Lunghezza cavi sottomarini (km)

AC3phase

Italia-Malta

HVDC-LCC

Livelli di tensionenon economicamente convenienti

HVDC-VSC2° generazione

HVDC-VSC1° generazione

MOYLE

SARCO

SorgenteRizziconi

Tensionenominale(kV)

0 100 200 300 400 500 600 700

AC HVDC-VSC HVDC-LCC

Figura 16 Livello di tensione e lunghezza dei collegamenti sottomarini in esercizio (Fonte: elaborazione dati di Terna).

15

10

5

0

Costodellatrasmissione-millesimi€/kWh

500 1000 1500 2000 2500 3000

Lunghezza del sistema di trasmissione - km

1000 MW

2000 MW

3000 MW

Figura 17 Costo del trasporto del kWh in funzione di potenza e lunghezza del siste-ma di trasmissione [9].

valore della potenza trasportata [8]. Per lun-ghezze nel campo 2.000 – 3.000 km e per po-tenze di 3.000 – 5.000 MW il +/–800 kV risultapiù conveniente del +/–600 kV (7 – 10% in me-no il costo del kWh trasportato).

Un chiaro esempio è la trasmissione dalla cen-trale di Inga 3 sul fiume Congo nella RDC, cen-trale in studio per 3.000 – 4.500 MW come pri-ma fase della “Grande Inga” da 50 GW. Per Inga3 gli iniziali studi di pre-fattibilità svolti già 20

1985, vennero severamente danneggiati 2.000 so-stegni della linea aerea e solo a partire dal 1997si procedette alla sua riabilitazione, comprensivaanche della ricostruzione di circa 1.000 km di li-nea aerea con incremento del numero degli iso-latori (da 24 a 32). La linea aerea è stata inoltresoggetta a numerosi guasti negli anni 2000 a cau-sa di incendi della vegetazione dovuti alla fortesiccità che ha colpito il Mozambico e alla man-canza di manutenzione, oltre alla contaminazio-ne dovuta a uccelli e polveri.

In bibliografia [5] si riporta il dettaglio degli in-terventi richiesti sulla linea aerea. È stata effettua-ta la riqualificazione delle stazioni di conversionecon tiristori raffreddati ad acqua.

Ultimo sistema in corrente continua in ordinedi realizzazione in Africa è l’impianto Caprivi checonnette la Namibia con lo Zambia con tecnolo-gia VSC (Voltage Source Converters) e con lineaaerea +/–350 kV per 970 km esercita nella primafase a 300 MW in monopolare (ritorno metallicosu altro polo ed in emergenza ritorno via terracon appropriati elettrodi), con prevista estensio-ne a funzionamento bipolare per 600 MW in unaseconda fase.

Con gli sviluppi di interconnessioni previste sul-le reti africane la tecnologia HVDC risulta la piùidonea per il trasporto di potenza su lunghe di-stanze in linea aerea e adatta anche nella soluzio-ne BtB (Back to Back) a consentire l’interconnes-sione tra reti adiacenti non sincrone o con pro-blemi di controllo della frequenza e carenze diadeguato supporto alla tensione.

Per quanto riguarda le tecnologie, in aggiunta al-la più collaudata LCC (Light Commutated Con-verter) a tiristori, si va affermando la nuova tecno-logia VSC (Voltage Source Converter con IGBT, In-sulated-gate Bipolar Transistor) che, sebbene piùcostosa, presenta vantaggi di interesse per applica-zioni nel continente africano; a parte i ridotti in-gombri delle stazioni (filtri nettamente ridotti) ri-sultano interessanti le possibilità di collegarsi a reticon basso livello di corto circuito, di black starting(alimentazione di una rete “passiva” senza genera-tori in servizio) e di notevole regolazione del reat-tivo e la maggior facilità di avere facilmente siste-mi in corrente continua con terminali intermedi.

Una sintesi ad oggi delle tecnologie in servizioe potenzialmente disponibili è riportata nella ta-bella 9 dove sono comparate caratteristiche e li-miti dei convertitori VSC a IGBT e dei convertito-ri LCC a tiristori.

Con riferimento ai livelli di tensione, la ten-sione ottimale per lunghi sistemi di trasmissio-ne in corrente continua a pari potenza aumen-ta con la lunghezza ed a pari lunghezza con il



Tabella 9 Livelli di tensione e di potenza di stazioni di conversionein corrente continua e loro caratteristiche

CARATTERISTICHE DEL SISTEMA LCC-HVDC VSC-HVDC

Sistemi in servizio ±800 kV, 7000 MW ±320 kV, 600 MW

Sistemi potenzialmente ±1100 kV, 13000 MW ±500 kV, 2000 MWdisponibili

Esperienza di esercizio 50 years 15 years

Vita tecnica stimata 30 years 30 years

Perdite di conversione 0.75 % per stazione 1,1 % per stazionea pieno carico

Disponibilità del sistema >98% >98%

Potenzialità del sistema

Capacità di trasmissione ••• ••

Controllo di potenza attiva ••• •••

Stabilità transitoria •• •••

Stabilità di tensione • •••

Smorzamento pendolazioni •• •••

Consumo di potenza reattiva ••• •

Black starting no si

SCR1 rete AC ≥2,5 nessun problema

Facile impiego in reti no simagliate

Inversione di potenza con inversione di V con inversione di I

Facilità di connettere parchi • •••eolici

Costo di investimento •• •••

• Basso •• Medio ••• Alto1 SCR = rapporto tra potenza di corto circuito della rete in CA e potenza della stazione diconversione.

anni orsono hanno chiaramente mostrato i van-taggi dell’800 kV come dalla figura 18 [11].

Interconnessioni con linee aeree ACe FACTS

Per quanto riguarda linee in corrente alternataall’interno di varie nazioni o per interconnessio-ni di svariate centinaia di km tra diverse nazioni,

le normali tecnologie italiane ed europee (salvolivelli di tensione fino ad 800 kV, come già pre-senti da decenni in Sud Africa) sono adottate edadottabili con debite considerazioni, in particola-re per gli isolamenti specie in aree desertiche eper le altitudini; tenendo conto delle lunghezzedelle linee e dei bassi livelli di corto circuito inalcune aree e dei problemi di regolazione staticae dinamica del reattivo l’applicazione delle tec-nologie FACTS (Flexible Alternating CurrentTransmission Systems) trovano e potranno trova-re estesi esempi.

La figura 19 riassume le varie tecnologie diFACTS e le loro principali funzioni sempre più so-fisticate e flessibili con l’evoluzione dell’elettronicadi potenza.

Tecnologie per alimentazioni di areeisolate

Per quanto riguarda l’alimentazione di aree iso-late ed interne e prive di risorse primarie, l’usualeutilizzo di centraline diesel locali con trasporto delcombustibile anche per svariate centinaia di km ri-sulta costoso.

Si pongono chiaramente come alternative(aparte eventuali centraline a biomasse, eoliche omini-idro):1. l’uso del fotovoltaico centralizzato o casa per

casa con l’inevitabile uso di batterie;2. il trasporto anche di piccole quantità iniziali di

energia da sistemi elettrici o da centrali anchelontane centinaia di km ma con energia a bas-so costo; ciò con linee aeree a 110-220 kV e l’u-



280%260%240%220%200%180%160%140%120%100%

280%260%240%220%200%180%160%140%120%100%

4 8 12 16 20 4 8 12 16 20Costo del kWh in Inga (m$) Costo del kWh in Inga (m$)

Annual rates

P = 4.500 MW; HU = 8.000 h

V = ±600 kV V = ±800 kV

0,06 0,09 0,12 0,06 0,09 0,12

Annual rates

Soluzione ± 800 kV: costo trasmissione <~15% e costo del kWh in Sud Africa <~5%

Figura 18 Trasporto di 4.500 MW da Inga 3 alla Repubblica del Sud Africa su 3.000 km: confronto dei costi del kWhin Sud Africa in funzione del costo del kWh in Inga per tensioni +/-600 kV e +/-800 kV in corrente continua [11].

Figura 19 Principali applicazioni di FACTS e loro funzione (Fonte: CIGRE).

co, sono stati passati in rassegna i sistemi di gene-razione e trasmissione dei vari Paesi evidenziandola scarsità di interconnessioni sia all’interno di ognizona sia tra le differenti zone. Questa scarsità va-nifica la possibilità di utilizzare al meglio le risorsepresenti nelle varie zone. Considerando la situa-zione di bassi consumi con possibili rilevanti in-crementi annuali non appena venisse fornita l’e-lettricità, appare chiaro che ci debba essere un for-te coinvolgimento di istituti bancari e dei Paesi piùricchi per iniziare a sradicare la povertà ed il sot-tosviluppo.

Va evidenziato anche il fatto che uno dei prin-cipali ostacoli al pieno dispiegarsi di iniziative vol-te alla realizzazione di infrastrutture elettriche, spe-cie quelle relative a lunghi collegamenti, nasce dalperdurare di conflitti armati e sociali che colpisco-no di anno in anno nuove e antiche zone del con-tinente.

Sulla base di tali considerazioni sono state pas-sate in rassegna alcune tecnologie, in particolarerelative alla trasmissione in corrente continua alunga distanza, sistemi in corrente alternata ed al-l’alimentazione di aree isolate con iniziali bassicarichi. È stato menzionato come lo sviluppo del-le enormi potenzialità idroelettriche che vede sulfiume Congo ad Inga la possibilità di installare inun unico sito una centrale con il doppio di po-tenza rispetto alla centrale cinese delle Tre Gole,potrebbe risultare la fonte principale di energiaper tutti i Paesi del centro Africa e per l’Africameridionale.

Va aggiunto che non sono state descritte tecno-

so di compensazioni serie e parallelo e FACTS;3. soluzioni ibride.

Per quanto riguarda la seconda alternativa, dastudi effettuati [12] risulterebbe interessante esten-dere soluzioni concrete sfruttando nuove tecnolo-gie con lo schema riportato nella figura 20, dovecon SC sono indicate Compensazioni Serie, SR reat-tanze Shunt e SVC Static Var Compensators.

Soluzioni simili hanno già visto la luce peralimentare dalla rete algerina villaggi isolati neldeserto a centinaia di km dalla rete stessa, man-tenendo alcuni diesel locali per emergenza malimitando sostanzialmente il trasporto di com-bustibile.

ConclusioniL’Africa, sebbene dotata di grandi risorse ener-

getiche sia fossili, sia idroelettriche e sia di sole,vento e biomasse, ha nell’area sub-sahariana 600milioni di persone senza accesso all’elettricità evari Stati con consumo annuo per abitante da 50a 150 kWh ben lontani dalla media mondiale(3.000 kWh/persona) e del tutto insufficienti acreare condizioni di miglioramento sanitario, so-ciale ed economico. La situazione è molto diffe-renziata in 3 macro aeree: Nord Africa, Africa sub-sahariana e Africa meridionale ed in quest’ultimala Repubblica Sudafricana con il 5% della popo-lazione del continente consuma più del 40% del-l’elettricità, mentre l’area sub sahariana con l’80%della popolazione ne consuma circa il 20%.

Con particolare riferimento al comparto elettri-



HV SR MV

Carico

SVC

SC

Figura 20 Alimentazione di aree isolate con lunghe linee a 110 o 220 kV e applicazioni di FACTS [12] - SC= conden-satori serie, SR = reattori shunt, SVC= Static Var Compensators.

Linee aeree

logie e metodi di valutazione di impatto ambien-tale che oggi consentono di esaminare questigrandi progetti con una attenzione particolare aglieffetti indotti sull’ambiente consentendone unaadeguata mitigazione. Secondo gli autori, occorrequindi avere un approccio pragmatico tralascian-do progetti utopistici con basse probabilità di fi-nanziamento e dai rischi socio-politici rilevanti pri-vilegiando uno sviluppo graduale ma incisivo del-

le reti elettriche di trasmissione e in questo sensosi cita l’interconnessione in HVDC tra Etiopia eKenya da 2.000 MW che permette lo sfruttamentodel potenziale idroelettrico dell’Etiopia così comele varie iniziative che in molti Paesi permettono inprima istanza di alimentare aree isolate e ancoraprive di energia. Altre informazioni sui problemi dipianificazione delle reti elettriche in Africa sono ri-portate in [13].



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[12] Ardito A., Clerici A.: Energy access: feeding of isolated areaswith no energy resources. IAEE Congress Rome, October 2014.

[13] Brochure CIGRE n. 547: Planning Issues for newly industria-lized and developing countries (Africa) WG C1.9. August 2013.

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bibliografia



Introduzione

I l miglioramento delle condizioni economi-che e sociali e l’attenuazione delle condi-zioni di estrema povertà sofferta dalle

popolazioni dei Paesi in via di sviluppo costi-tuiscono gli obiettivi strategici di lungo periodo(Millennium Development Goals, MDG) definitinel 2000, all’inizio del nuovo millennio. Oggi, aquasi due decadi dalla definizione di tali obiet-tivi, in uno scenario mondiale profondamentetrasformato dagli effetti di una lunghissima crisieconomica e finanziaria, il raggiungimento deirisultati previsti è complesso ma, per le impli-cazioni sociali, umanitarie ed economiche, èuna sfida che deve essere affrontata con serietàdalle nazioni più sviluppate e non può essereabbandonata [1].

Il 2030 è l’anno orizzonte per l’accesso uni-versale a servizi energetici moderni e a tal finel’Advisory Group on Energy and Climate Chan-ge delle Nazioni Unite ha iniziato una campa-gna globale per favorire la creazione di sinergiee per accelerare il trasferimento di best practi-ces nelle nazioni oggetto dei programmi di svi-luppo. L’Assemblea Generale delle Nazioni Uni-te ha a suo tempo approvato la risoluzione65/151 in cui il 2012 è stato definito l’anno in-ternazionale dell’energia sostenibile per tutti,con l’obiettivo di promuovere l’impiego di fon-ti rinnovabili e innovative e di definire le mo-dalità per favorire l’accesso a tali tecnologie.La risoluzione in particolare stabilisce che tutti iPaesi membri delle Nazioni Unite così come tut-ti gli altri organismi interessati si adoperino peraumentare il grado di consapevolezza in meri-to all’importanza di aumentare la disponibilitàdi energia sostenibile.Nell’ambito dei programmi per la diffusione

dell’energia elettrica, l’elettrificazione delle aree

L’articolo descrive alcune soluzioni tecniche grid connectede off-grid in grado di estendere l’accesso all’energia nelle zone più remote

del pianeta. Un approccio multidisciplinare che tenga conto anchedegli aspetti socio-economici delle aree di sviluppo è essenziale

per la riuscita dei futuri progetti.

La sfidadell’elettrificazione rurale:il contributo CIGRE per gli

obiettivi del millennioFabrizio Pilo Università di Cagliari, CIGRE Adrian Zomers1 CIGRE

1 Adrian Zomers – Presidente del CIGRE AG C6.17 su ElettrificazioneRurale.

remote e rurali in cui vive circa l’85% degli ol-tre 1,2 miliardi di persone prive di energia elet-trica, è un problema ancora ben lungi dall’esse-re risolto, nonostante gli sforzi compiuti fino adora. Programmi di elettrificazione che hanno cer-cato di riprodurre soluzioni basate sulla connes-sione tradizionale al sistema elettrico centraliz-zato, fortemente penalizzanti in termini di co-sti, e che non hanno adeguatamente considera-to le esigenze della domanda, possono essereconsiderate alcune delle cause che hanno con-tribuito al mancato raggiungimento degli obiet-tivi. La memoria si prefigge di analizzare la si-tuazione di partenza e di individuare le aree incui la ricerca e gli organismi internazionali pos-sono fornire un contributo significativo; in par-ticolare si farà riferimento al lavoro svolto dal-l’Advisory Group CIGRE AG 6.17 nel comitatoCIGRE C6 di cui gli autori fanno parte.

La sfida dell’elettrificazioneglobale

La disponibilità di energia in generale e dienergia elettrica in particolare è un prerequisi-to per sostenere lo sviluppo socio-economicodelle comunità meno avanzate e per permet-tere il miglioramento delle condizioni di vitadelle sacche di popolazione più indigenti neiPaesi in via di sviluppo. Certamente non sipuò continuare a ignorare le condizioni dideprivazione energetica che continuano a inte-ressare percentuali rilevantissime della popola-zione mondiale. Per questo motivo oltre centoanni fa furono attivati i primi programmi dielettrificazione nelle aree rurali ma, nonostan-te gli sforzi, ancora oggi circa 1,4 miliardi dipersone, il 20% della popolazione mondiale,continua a non avere accesso all’energia elet-trica e di queste circa 1,2 miliardi risiedono inaree rurali. Per esempio, nei Paesi dell’Africasub-sahariana, il 70% della popolazione (85%della popolazione delle aree rurali) non haaccesso all’energia elettrica; in Asia circa il 50%della popolazione delle aree rurali, corrispon-dente a oltre 300 milioni di persone, non haaccesso al vettore elettrico (tabella 1). Inoltre,circa un altro miliardo di persone è servito daun sistema elettrico inaffidabile, caratterizzatoda interruzioni dell’alimentazione non pianifi-cate, scarsa efficienza energetica e problemi dipower quality.In generale si può affermare che la gran parte

delle persone prive di energia elettrica o per lequali essa è disponibile in modo qualitativa-

mente insufficiente vive in aree rurali e remotedei Paesi in via di sviluppo, spesso versa in con-dizioni di povertà, anche estrema e, nonostantei programmi di elettrificazione, il sogno di for-nire energia elettrica a tutta la popolazionemondiale è ancora lontano dall’essere realizza-to. Infatti, se si ipotizza un modello di sviluppodelle infrastrutture elettriche analogo a quelloseguito fino ad ora (business as usual), conside-rata la crescita della popolazione mondiale pre-vista in 1,5 miliardi, è stimabile che 1,2 miliardidi persone continuerebbero a non avere ener-gia elettrica, nonostante la volontà di annullarequesta situazione nell’anno 2030. La maggiorparte delle persone prive di energia elettrica(circa 87%) vivrebbe nel 2030 in aree rurali. Sela tendenza all’urbanizzazione dovesse confer-marsi, la popolazione mondiale delle aree rura-li al 2030, nonostante la crescita demografica,sarà di poco inferiore di quella del 2009 (circa3,4 miliardi) mentre quella nelle aree urbanecrescerà in modo significativo, e passerà dagliattuali 3,4 miliardi a 5,0 miliardi. In altre paroleè da attendersi la necessità di fornire elettricità acirca 2,9 miliardi di persone, ovvero circa 580milioni di nuove connessioni (assumendo 5 per-sone a nucleo familiare); il 60% delle nuoveconnessioni sarà concentrato in aree urbanementre il rimanente 40% sarà in aree rurali. Perle aree urbane le nuove connessioni sarannodel tipo grid-based, mentre per le aree rurali ladistribuzione di energia avverrà attraverso lacoesistenza di connessioni alle reti (70 milioni),impianti in isola (40 milioni) e/o microreti (122milioni) [2] (tabella 2).Dai dati appena elencati si comprende che l’o-

biettivo di fornire accesso universale all’energiaelettrica entro il 2030 è di difficile raggiungibilità;analisti internazionali ritengono peraltro che es-so possa essere ancora raggiunto, ma è eviden-te la necessità di un’accelerazione negli investi-menti e, soprattutto, di una presa di coscienzapolitica che spinga ad allocare risorse per ga-rantire prospettive di sviluppo in aree depressein cui si possono concentrare pericolosissime ten-sioni sociali. È evidente che il principale osta-colo è costituito dall’entità degli investimenti edalla difficoltà di ritorno degli stessi in tempi cer-ti. La stima degli oneri è molto difficoltosa in quan-to essa è dipendente dai siti, dalle tecnologie adot-tate, e dalla difficoltà di acquisizione delle risor-se finanziarie necessarie. Inoltre, si deve osser-vare che la distribuzione dell’energia nelle areerurali è in generale un’attività poco remunerati-va e spesso in perdita, che deve essere sostenu-ta da specifiche politiche di incentivazione fi-



per persona) e una potenza installata media pa-ri 0,442 kW per connessione. La Banca Mon-diale stima il costo per l’alimentazione di nuoviutenti in aree remote in circa US $ 1.500 se siadottasse la classica connessione alla rete; solu-zioni basate su sistemi isolati e microreti hannoun costo compreso fra US $ 800-1.200 per unitàabitativa. Assumendo la necessità di alimentareal 2030 circa 600 milioni di nuove abitazioni, sa-

nanziate da istituzioni governative o organizza-zioni umanitarie.I dati a disposizione permettono comunque

di eseguire una stima dei costi: l’impegno finan-ziario per una connessione rurale del tipo gridbased, considerando produzione, trasmissione edistribuzione, è stimabile in US $ 1.876 (assu-mendo un consumo di 981 kWh/anno, elevatose comparato al minimo IEA di 100 kWh/anno/-



Tabella 1 Distribuzione della popolazione mondiale (Fonte: [1])

TOTAL URBAN RURAL POPULATION ELECTRIFICATION URBAN RURALPOPULATION POPULATION POPULATION WITHOUT ELECTRICITY RATE (TOTAL) ELECTRIFICATION ELECTRIFICATIONMILLION MILLION MILLION MILLION % RATE % RATE %

Africa 587 41,9 68,9 25,0

North Africa 2 99,0 99,6 98,4

Sub-Saharan Africa 585 30,5 59,9 14,3

Developing Asia 798 78,1 93,9 68,8

China & East Asia 186 90,8 96,4 86,5

South Asia 612 62,2 89,1 51,2

Latin America 31 93,4 98,8 74,0

Middle East 22 89,5 98,6 72,2

Developing countries 1.438 73,0 90,7 60,2

Transition economies& OECD 3 99,8 100,0 99,5

World 6.809 3.397 3.412 1.441 78,9 93,6 65,1

World (2030 8.318 4.965 3.353 1.213estimated) (with business

as usual)

Tabella 2 Caratteristiche tipiche delle reti rurali adattate da [1]

FEATURE INDUSTRIAL/URBAN SUPPLY AREAS RURAL SUPPLY AREAS

Area load density (kW/km2) 500 to 100.000 2 to 50

Consumer density (conn/km2) > 500 1 to 75

Number of consumers per km line length (both MV > 75 1 to 75and LV included)

Consumption density (kWh/km2) > 2.000.000 5.000 to 200.000

Total costs/kWh (USDct) 10 to 15 Grid based: 12 to 50Diesel based: 25 to 100 or more

PV home systems based: 50 to 500

Investment costs per connection (USD), excl. < 500 500 to 7.000, average 1.200,gen & transm. extremes of over 100.000

ranno necessari investimenti pari a 858 miliardidi dollari; questo valore è ottenuto assumendoche il 100% delle abitazioni urbane siano servi-te dalla rete mentre per quelle rurali si assumeun 30% di alimentazione dalla rete, un 70% diimpianti in isola (25%) e microreti (75%).Altri studi presentati nel rapporto Universal

Modern Energy Access Case (UMEAC) portanoad una stima di investimenti nel periodo 2010-2030 stimabile in US $ 752 miliardi. Sebbene ilnumero di nuove connessioni e il livello diinvestimenti correlato possano apparire straor-dinari, particolarmente nel quadro economi-co/finanziario corrente, essi appaiono menorilevanti se si considerano gli investimenti atte-si nel settore elettro-energetico indipendente-mente dai programmi di sviluppo rurali. Infatti,l’adeguamento del sistema elettrico per farfronte alla naturale crescita della domanda nelperiodo 2008-2030 è stimato in 13.700 miliardidi dollari statunitensi (7.200 miliardi per lagenerazione, 2.000 miliardi per la trasmissionee 4.500 miliardi per la distribuzione). Questosignifica che garantire la piena alimentazioneinciderebbe sugli investimenti per meno del5% del totale. Non diversa è la situazione se siconsidera l’incidenza rispetto alla domandacomplessiva: preso un valore di riferimentopari a 981 kWh/anno/abitazione, il consumodei nuovi utilizzatori inciderebbe sul totaledella domanda per non più del 3% [1, 2].Si tratta comunque di investimenti ingentis-

simi ai quali si contrappone l’argomentazionein base alla quale le comunità rurali non pos-sono affrontare i costi associati alla distribuzio-ne dell’energia. In realtà i costi che già essesostengono per l’approvvigionamento energe-tico sono elevatissimi in considerazione dellascala cui l’energia è utilizzata nelle applicazio-ni più comuni. Nelle comunità rurali le sor-genti energetiche sono pile a secco, kerosene(impiegato per illuminazione e cucina), gaso-lio e legnatico; per l’illuminazione le sorgentipiù comuni sono candele e lampade a kerose-ne. Una candela o una lampada a kerosenecon stoppino emette 12 lumen; una lampada akerosene del tipo “hurricane”, grazie al ricir-colo di aria fredda, riesce ad aumentare la pro-pria efficienza luminosa a 32 lumen. Unabanale lampada ad incandescenza da 60 W èin grado di emettere un flusso luminoso pari a730 lumen.Supponendo un utilizzo per 4 ore al giorno di

una lampada da 60 W si ottengono circa 80 ki-lo-lumen ora di luce per mese, mentre l’impie-go per lo stesso tempo di una lampada a kero-

sene “hurricane” è in grado di garantire sola-mente 4 kilo-lumen ora per mese. La valutazio-ne del costo dipende dal prezzo dell’energia edelle fonti, ma la letteratura internazionale è con-corde nel fatto che l’illuminazione non elettricasia caratterizzata da costi sproporzionatamentemaggiori (esistono studi riferiti ad Africa, Asia,America).Per esempio, in Perù il prezzo per l’illumina-

zione che sarebbe sostenuto dalla tipica fami-glia media scenderebbe da US c$ 90 a US $ 2nel passaggio da kerosene a energia elettrica [3].Il costo per kilo-lumen ora in Yemen scende-rebbe da US c$ 145 nel caso di utilizzo di can-dele a US c$ 8 qualora si utilizzi energia elettri-ca proveniente dalla rete [1]. La Banca Mondialeha analizzato lo scenario delle Filippine, dove ilprezzo dell’energia elettrica dalla rete è relativa-mente elevato, per verificare la crescita dellespese per illuminazione. Dallo studio emergeche la spesa mensile crescerebbe relativamentedi poco ma la quantità dell’illuminazione otte-nuta sarebbe almeno 100 volte maggiore, conevidenti benefici sociali ed economici [3].In Africa, la parte di popolazione più pove-

ra e priva di energia elettrica spende ognianno 17 miliardi di dollari per un’illuminazio-ne inefficiente, pericolosa (rischio di incendi)e dannosa per la salute (inquinamento dell’at-mosfera domestica) [3]. L’uso dell’energia elet-trica è in grado di ridurre il costo mensilesostenuto dalle comunità rurali, garantisce unamaggiore resa del denaro speso e incide posi-tivamente sui rischi derivanti da candele e lan-terne. Considerazioni analoghe possono esse-re fatte per altre tipiche applicazioni dell’ener-gia elettrica, quali, per esempio, l’impiego inagricoltura per aumentare la disponibilità diacqua per usi irrigui.L’incapacità delle comunità rurali di pagare

per l’energia elettrica è quindi un argomentodebole e non sostenibile alla luce dei datidisponibili, mentre resta aperta la questionedegli investimenti necessari per alimentaremilioni di abitazioni site in aree rurali del-l’Africa e dell’Asia. In generale le infrastrutturein aree rurali sono sempre state considerate piùcostose delle analoghe in aree urbane nellequali la maggiore densità di carico e l’esistenzadi un tessuto infrastrutturale migliore favorisco-no gli investimenti. Per superare questo pro-blema, tralasciando considerazioni non margi-nali di equità e tempistica, è necessario adotta-re soluzioni ingegneristiche che permettano ilcontenimento dei costi adattandosi alle effetti-ve esigenze della domanda.



Sistemi off-grid – Microreti e sistemiibridi di generazioneL’impiego di sorgenti autonome di alimenta-

zione, fra le quali un ruolo importante è ricoper-to dalla generazione fotovoltaica per applicazio-ni residenziali e illuminazione, si è rivelato in gra-do di fornire un impulso alla diffusione dell’e-nergia elettrica senza passare per il sistema elet-trico. Il crollo dei prezzi di produzione dei pan-nelli fotovoltaici permette oggi la realizzazione diimpianti di produzione per illuminazione in con-testi impensabili pochi anni fa. Gli studi in lette-ratura confermano che se le potenze in gioco so-no basse, le soluzioni con fotovoltaico in isola epiccoli accumulatori sono di gran lunga le piùeconomiche. Se però il livello della domanda cre-sce per la presenza di carichi induttivi o resisti-vi, il costo dell’impianto in isola può rendere con-veniente la connessione alla rete o la realizza-zione di reti, isolate dal sistema centrale, ma do-tate di sistemi di generazione centralizzati.La disponibilità di fonti di produzione rinno-

vabile, affiancata ai più tradizionali gruppi di ge-nerazione diesel ha recentemente permesso disviluppare soluzioni del tipo off-grid basate sumicroreti di distribuzione dell’energia. Il grandevantaggio di queste soluzioni sta nel minor im-patto degli investimenti di rete e nella modula-rità. Nei sistemi off-grid dotati di generazione di-stribuita le principali innovazioni riguardano lagenerazione di piccola taglia (inferiore a 1 kW)con generatore fotovoltaico e accumulatori elet-trochimici, il solare termico, i sistemi per la re-golazione di tensione e la gestione ottimizzatadell’energia. Alcune di queste soluzioni hannogià trovato impiego nelle reti rurali dei Paesi svi-luppati e possono trovare applicazione, se op-portunamente ingegnerizzate al fine di ottenereil contenimento dei costi, anche nei sistemi ruralidei Paesi in via di sviluppo. CIGRE ha avviatouno specifico gruppo di lavoro (WG C6-27) de-dicato a componenti e soluzioni per l’elettrifica-zione rurale.Le SmartGrid costituiscono il tema centrale nel-

la discussione intorno allo sviluppo dei sistemielettrici dei Paesi industrializzati dotati di un’in-frastruttura elettrica avanzata e matura. Nell’am-bito dell’elettrificazione rurale dei Paesi in via disviluppo, in cui spesso il sistema elettrico è as-sente o comunque immaturo, il ruolo delle SmartGrid per favorire l’accesso all’energia è tema didibattito. In alcuni casi si è evidenziato che le mo-derne tecnologie possono favorire l’accelerazio-ne dell’elettrificazione senza discriminare le fascepiù emarginate della popolazione. Tali tecnolo-gie possono, infatti, permettere una migliore in-

La sfida dell’elettrificazionerurale: soluzioni tecniche e inno-

vazioneSistemi grid connectedLa ricerca di soluzioni centralizzate per la con-

nessione delle comunità più isolate ha spesso co-stituito uno dei maggiori ostacoli alla diffusionedell’energia elettrica per i costi, spesso insoste-nibili, e per la difficoltà di costruire lunghe lineedi alta e media tensione destinate a servire unadomanda a bassissima densità. La connessione dinuovi utenti al sistema elettrico centralizzato è si-curamente quella di maggior semplicità ed effi-cacia nei contesti urbani in cui le infrastruttureelettriche sono più sviluppate. Tuttavia qualora sivoglia privilegiare la connessione alla rete an-che di piccole comunità le soluzioni di rete ba-sate sull’impiego di sistemi a media tensione mo-nofase con ritorno da terra (SingleWire Earth Re-turn, SWER), impiegate con successo in Austra-lia e oggi utilizzate in Cile, Brasile, Perù e Bolivia,appaiono un ottimo compromesso fra costi e qua-lità del servizio. Il costo di un sistema di questotipo a 15 kV è dell’ordine di US $ 5.000/km; talecosto cresce fino a US $ 8.000-25.000/km nel ca-so di sistemi trifase.Considerate le applicazioni e la domanda, il

sistema monofase è comunque nella maggiorparte dei casi più che sufficiente. Nel filone SWERricadono anche le soluzioni più originali pro-poste in [4] e usate per esempio in Etiopia; la mag-giore innovazione consiste nell’uso delle funidi guardia dei sistemi di trasmissione come dor-sale a media tensione per raggiungere comunitàremote a costi contenuti. L’esempio in [4] è em-blematico del fatto che la ricerca può ancora pro-porre soluzioni non convenzionali in grado diabbattere i costi di connessione ma non sono co-munque da attendersi in questo settore soluzio-ni miracolose. Sarà piuttosto fondamentale la ca-pacità di adattare, perfezionare e sviluppare letecnologie correnti e conosciute, magari già ap-plicate nelle reti dei Paesi più sviluppati. CIGREha individuato i filoni in cui la ricerca può for-nire un contributo all’abbattimento dei costi perla connessione alla rete [1, 2]. I dispositivi basa-ti su elettronica di potenza per aumentare la qua-lità della fornitura nelle reti deboli o nei SWER, ireclosers coordinati mediante SCADA per au-mentare la continuità del servizio e i convertito-ri HVDC monofase e trifase di piccola potenzacostituiscono le applicazioni più promettenti perpermettere la riduzione dei costi nello sviluppodi infrastrutture centralizzate.



tegrazione di impianti a fonte rinnovabile non pro-grammabile ed il loro coordinamento con la do-manda minimizzando la necessità di investimen-ti nelle reti esistenti; resta, ed è di importanza vi-tale, la necessità di sviluppare contestualmente al-l’infrastruttura elettrica anche quella destinata al-la comunicazione, essenziale alle Smart Grid.Se si considera la realtà dei Paesi in via di svi-

luppo che devono affrontare la sfida di portarel’energia elettrica in aree remote, sovente emar-ginate, si capisce che il contenimento dei costiunitamente allo sfruttamento delle risorse ener-getiche presenti nel territorio è l’aspetto centraleper il successo di soluzioni mutuate dalle SmartGrid. Per esempio le microreti, che si basano sul-l’applicazione delle Smart Grid, sono già oggieconomicamente vincenti in contesti caratteriz-zati da bassi livelli di consumo. Microreti ibridedotate di sistemi di generazione compositi per-mettono, infatti, il contenimento dei costi ga-rantendo livelli di affidabilità accettabili nell’arcodell’intera giornata. L’accoppiamento di pannel-li fotovoltaici, accumulatori elettrochimici e ge-neratori diesel ha permesso in casi concreti la ri-duzione del consumo di combustibile del 50-75%con la riduzione dell’uso dei generatori diesel del40% e la conseguente riduzione del costo dell’e-

nergia prodotta fino al 50%. In questo settore laricerca industriale è impegnata anche in Italia.A titolo meramente esemplificativo si richiama ilprogetto SMAEE2, finanziato dalla Regione Sar-degna, che mira alla costruzione di un sistemaintegrato modulare con generatori minieolici ac-coppiati a pannelli fotovoltaici, accumulatori dipiccola taglia per la compensazione delle flut-tuazioni nella produzione e generatori diesel. Ilprogetto mira all’abbattimento dei costi di pro-duzione energetica mediante la gestione integratadel sistema di generazione e, in particolare, allariduzione del costo di generazione. In questo sen-so le tecnologie di controllo e automazione ti-piche delle Smart Grid possono avere diretta edimmediata applicazione nello sviluppo dei fu-turi sistemi di elettrificazione rurale (figura 1).

Confronto fra grid connected e off-gridIl confronto fra soluzioni in isola e di rete con-

ferma che il ricorso a sistemi fotovoltaici auto-nomi è pressoché obbligato qualora i servizi sia-no solamente di illuminazione; al crescere delladomanda per applicazioni domestiche e produt-tive la soluzione con sistemi di microreti isolatealimentate da generatori diesel tende ad esserepiù conveniente mentre i sistemi fotovoltaici tro-



2 SMEEA - Smart Microgrid per l’Efficienza Energetica nelle Aziende, finanziato dal POR FESR Sardegna 2007-2013, INNOVA.RE - INNOVAzionein REte - C.U.P. F25C10001420008, Responsabile Scientifico Fabrizio Pilo.

Figura 1 Esempio di soluzione ibrida per l’alimentazione di microreti isolate.

Diesel Generator

Battery storage

Mini wind

Photovoltaic

Load

DMS/EMS

Microgrid controller

PCCDistribution Network

Energy links

Communication links

Inverter

Inverter

Inverter

in termini di potenza impegnata le realtà indu-striali sono spesso equivalenti a utenze domesti-che a causa delle dimensioni ridotte.Una pianificazione orientata allo sviluppo de-

ve altresì considerare che la disponibilità di ener-gia elettrica può modificare il profilo di consu-mo delle utenze domestiche e spingere alla crea-zione di iniziative imprenditoriali maggiormen-te energivore. Purtroppo ancora oggi molti pro-getti di elettrificazione rurale si pongono comeobiettivo l’alimentazione di un predeterminatonumero di abitazioni alle quali è garantito unlivello di energia minimo, in generale molto bas-so, e non si preoccupano di creare le condizio-ni per lo sviluppo. Il sistema è conseguentementedimensionato sulla richiesta esistente piuttostoche sull’analisi della crescita della domanda ela distinzione fra profili di consumo.Tale approccio permane anche in quei pro-

getti che si fondano principalmente sull’incenti-vazione di soluzioni orientate all’autoproduzio-ne o alla formazione di microreti autonome, seb-bene in questo caso i rischi possano essere atte-nuati dalla naturale modularità e scalabilità del-la generazione distribuita. Il sistema sanitario escolastico sono essenziali per la crescita delle co-munità e per favorire il superamento della sogliadella povertà. Anche con riferimento a questi set-tori la disponibilità di energia può dare un im-portante contributo. In particolare, l’illuminazio-ne domestica e scolastica permettono lo studioserale, essenziale per la diffusione dell’istruzio-ne in sacche di popolazione impegnate duran-te le ore diurne nei lavori agricoli; in campo sa-nitario l’energia elettrica trova applicazione nel-la refrigerazione e nella conservazione.

Elettrificazione e sviluppo socio-economicoCon riferimento all’impatto sulle condizioni

economiche, sebbene esistano esempi di cor-relazione positiva fra disponibilità di energia elet-trica e crescita del reddito, in generale sono mol-teplici i casi in cui all’elettrificazione ha fatto se-guito scarsa o nessuna crescita. Studi eseguitiin India e Sud Africa con riferimento a soluzio-ni grid connected e off grid [1] mostrano chiara-mente che non è sufficiente la disponibilità dienergia elettrica per far crescere l’economia diun territorio rurale. È necessario accompagnarele microimprese presenti nel territorio per favo-rirne l’accesso al mercato o addirittura imple-mentare iniziative per creare nuovi mercati. Sen-za azioni in questa direzione, la disponibilità dienergia elettrica aumenta il livello di benessereindividuale, riduce l’impatto dei lavori pesanti

vano in questa situazione applicazione solo quan-do si debbano alimentare carichi importanti e iso-lati (particolarmente se il costo del combustibi-le supera la soglia 1,125 US $/l) [1].In generale, il confronto fra le diverse soluzioni

non è facile in quanto il costo di approvvigiona-mento energetico dalla rete centrale è favoritodal costo di acquisto dell’energia da impianti diproduzione i cui costi di costruzione sono larga-mente o totalmente ammortizzati. La realizza-zione di nuovi impianti centralizzati per la pro-duzione di energia elettrica e la connessione al-la rete risentono inevitabilmente dell’ammorta-mento degli investimenti; la costruzione di im-pianti destinati all’alimentazione di porzioni direte autonome (tipicamente gruppi diesel) è ca-ratterizzata da un elevato costo di produzione emanutenzione, parzialmente compensato dai mi-nori investimenti nella rete.Queste differenze nei costi di produzione tut-

tavia non si riflettono totalmente sui clienti del-le comunità rurali in quanto essi sono general-mente divisi fra tutti gli utenti del sistema elet-trico e non solo sui diretti fruitori dell’investi-mento; in altre parole, sebbene i costi per l’a-dozione di sistemi centralizzati possano essereassai ingenti, essi non si riflettono in modo di-retto sulla bolletta energetica dei clienti a cui ilprogramma di elettrificazione rurale è rivolto. In-fine, a favore dei sistemi di rete (anche solo mi-croreti) si deve osservare che essi permettono lafornitura di servizi alle strutture comunitarie qua-li scuole, illuminazione pubblica, ospedali, sta-zioni di polizia e uffici pubblici, con costi infe-riori e livelli di affidabilità maggiori e questo de-ve essere considerato se si vuole tendere alla cre-scita delle comunità.

La scelta dei programmidi elettrificazione rurale

Analisi di contestoL’analisi del contesto socio-economico inizia-

le gioca un ruolo fondamentale per il successodei programmi di elettrificazione, espresso dal-la effettiva crescita sociale ed economica. L’a-nalisi di contesto è essenziale per prevedere l’an-damento della domanda elettrica ed il profilodi consumo in aree che oggi sono solo totalmenteprive di infrastrutture elettriche o scarsamenteservite. In generale, nelle aree rurali, contraria-mente a quanto accade in contesti urbani, l’e-nergia elettrica, ove disponibile, è destinata alleutenze domestiche, all’irrigazione ed al sostegnodi micro aziende del comparto agroalimentare;



e può, talvolta, permettere di ridurre i costi perl’approvvigionamento energetico, ma rischia diavere poca o nessuna ricaduta sul tessuto eco-nomico. In aggiunta, si è osservato che della di-sponibilità di energia elettrica si avvantaggianopiù facilmente le microimprese in buona saluteed è evidente il rischio che i programmi di elet-trificazione acuiscano le differenze interne allacomunità, aumentando il livello di emarginazio-ne dei più poveri.Emerge chiaramente che l’elettrificazione ru-

rale non è un mero esercizio ingegneristico e chegli investimenti rischiano di essere sterili e di nonpermettere il raggiungimento degli obiettivi disviluppo mondiale se il problema non è affron-tato in termini globali. È necessario quindi ac-compagnare lo sviluppo tecnologico con azio-ni che incidano sull’assetto sociale prima anco-ra che finanziario delle comunità; i progetti dielettrificazione rurale devono incorporare attivitàorientate al business support per i più poveri, nor-malmente non in grado di interfacciarsi con ilmercato esistente o di aprirsi a nuovi. Se ci si li-mita ad azioni di micro-finanza per il sostegnoalle imprese vi è il rischio di favorire solamentechi già si trova in una buona condizione rispet-to al contesto e di non raggiungere i più pove-ri. In questo filone, sociale e organizzativo pri-ma ancora che economico-finanziario, è neces-sario il più alto grado di innovazione e di fanta-sia avendo ben chiaro che nessuna delle orga-nizzazioni coinvolte nell’elettrificazione ruraleè oggi interessata solo ad aggiungere utenti al si-stema ma pretende il successo del programma,ovvero la crescita e lo sviluppo. Sono necessa-rie innovazione, nuovi modi di pensare il siste-ma e multidisciplinarietà; per certo l’approcciobusiness as usual non è in grado di permetteredi trovare la soluzione al problema.

Il ruolo del CIGRECIGRE ritiene che sia necessaria una profon-

da rivisitazione dell’approccio seguito fino ad og-gi nella progettazione e realizzazione dei pro-grammi di elettrificazione rurale per i quali è as-solutamente necessario attuare politiche e stra-tegia di tipo multidisciplinare. A tal fine è statoistituito un Advisory Group (AG C6-17) semi-per-manente incardinato nelle attività del comitatoSC C6 Distribution and Dispersed Generation. Ilgruppo, costituito da personalità di adeguato pro-filo ed esperienza consolidata, si pone i seguen-ti quattro obiettivi generali:� identificare tematiche nelle quali è necessa-rio svolgere ricerche e studi;

� definire argomenti da affidare a gruppi dilavoro sulla base di un ordine di priorità;

� elaborare il piano di lavoro dei gruppi dilavoro;

� avviare collaborazioni con altre associazionie organismi coinvolti nel programma di elet-trificazione rurale.L’AG con un’analisi molto dettagliata è arri-

vato a definire le quattro aree di lavoro di se-guito elencate, nelle quali è necessario stimola-re l’attività di tutti i soggetti interessati all’elettri-ficazione rurale:1. Analisi della domanda e implementazione

di azioni per la promozione dell’uso dell’e-nergia elettrica a fini produttivi e pianifica-zione delle infrastrutture energetiche;

2. Definizione di piani per la costruzione dinuova capacità di generazione a livello loca-le, regionale e nazionale corredati di adegua-te analisi economiche;

3. Sviluppo di nuove soluzioni per l’elettrifica-zione rurale, con particolare riferimento al con-tenimento dei costi delle sottostazioni e del-le reti di distribuzione, anche domestiche, eall’impiego di sistemi innovativi per la tarif-fazione;

4. Confronto economico/finanziario fra soluzio-ni grid-based e off-grid, incluso il ricorso asistemi di generazione distribuita di piccola ta-glia per applicazioni isolate e di taglia media(MW) per l’alimentazione di microreti.In ogni caso l’AG CIGRE ritiene che il succes-

so dei programmi di elettrificazione richieda l’ap-plicazione di tecnologie spesso esistenti e il ri-corso a modelli di business e finanziari in modoinnovativo. La condivisione di conoscenze edesperienze maturate è un altro punto chiave perpermettere di raggiungere obiettivi complessi neipochi anni che ci separano dal 2030. La condivi-sione delle migliori pratiche, ma anche degli in-successi, non deve avvenire solamente all’inter-no della propria comunità di riferimento, ma do-vrebbe coinvolgere tutti i settori che giocano unruolo nell’attuazione delle politiche di sviluppo alfine di favorire un approccio multidisciplinare.Nell’ambito della disseminazione dei risultati

è essenziale evidenziare tutte le situazioni in cuiil mondo tecnologico e quello finanziario hannocreato sinergie positive. L’analisi dei risultati de-ve riguardare i singoli progetti per evidenziare ibenefici ottenuti dalle comunità enucleando lecause di successo locali. È, infatti, fondamentale,ma non banale, per replicare con successo solu-zioni rivelatesi vincenti, separare il ruolo del con-testo locale (per esempio, il tessuto economicoe sociale, il grado di sviluppo dei consumatori, il



sorse che nello stesso periodo saranno necessa-rie per adeguare produzione, trasmissione e di-stribuzione dell’energia elettrica.In ogni caso è necessario un nuovo slancio per

individuare soluzioni economiche che passanoper la realizzazione di sistemi isolati o di micro-reti dotate di parchi di generazione ibridi che sfrut-tino le risorse energetiche localmente disponibi-li o mediante soluzioni di rete economiche, qua-li i sistemi monofase con ritorno dal terreno. L’e-sperienza fatta fino ad ora dimostra che senza uncambiamento drastico l’obiettivo di garantire ladisponibilità di energia a tutta la popolazionemon-diale non sarà conseguito entro i tempi auspica-ti. Il successo dell’elettrificazione rurale passa at-traverso un attento studio delle dinamiche so-ciali ed economiche delle aree interessate affin-ché agli investimenti si accompagni un reale svi-luppo delle comunità ed evitare che la disponi-bilità di energia elettrica possa paradossalmenteaccentuare discriminazioni ed emarginazioni. Nonè accettabile continuare a investire in progetti peri quali non è previsto in anticipo il beneficio perle comunità e per il singolo; ne discende la ne-cessità di approccio multidisciplinare che vedacoinvolte discipline ingegneristiche, economichema anche sociali e umanistiche per evitare di ri-petere errori che hanno spesso limitato il succes-so di programmi anche molto ambiziosiCIGRE, con il comitato C6 e l’Advisory Group

AG C6-17, è in prima linea insieme ad altre im-portanti organizzazioni scientifiche e finanziarienella promozione della cultura tecnica applica-ta alla elettrificazione rurale e si prefigge di con-tribuire alla divulgazione della conoscenza e del-le migliori pratiche attraverso la creazione di ban-che dati e piattaforme per la diffusione della co-noscenza e la replicabilità delle soluzione di suc-cesso. La documentazione alla quale CIGRE in-tende dare il supporto di esperti qualificati avràla caratteristica della qualità, della trasparenzae, soprattutto, sarà strutturata in modo da esse-re orientata all’applicazione concreta piuttostoche alla rassegna di soluzioni progettuali.

ruolo e il supporto delle istituzioni locali) dallescelte tecnologiche e organizzative operate. So-lamente con un’analisi di questo tipo è possibi-le puntare alla replicabilità non solo dei proget-ti ma soprattutto degli effetti positivi sullo svi-luppo delle comunità coinvolte.Negli ultimi anni il numero di organizzazioni

governative e non governative, università, or-ganismi finanziari, banche, enti di beneficenzacoinvolti con le società elettriche e i costruttorinei progetti di elettrificazione rurale è cresciutoenormemente. Tutti hanno prodotto e produco-no documenti anche di alta qualità che trattanodi best practices, del progetto di stazioni e reti ru-rali, di microreti, ecc. Il problema è però che que-sta documentazione, spesso di non facile acces-so, è troppo dispersa, talvolta contradditoria otroppo correlata a luoghi e applicazioni specifi-che e spesso non facilmente traslabile verso leapplicazioni pratiche. Sarebbe quindi importan-te la produzione di una documentazione tecni-ca seria e trasparente che affronti e sviluppi conil dovuto approccio multidisciplinare le quattrotematiche individuate dal CIGRE; tale documen-tazione dovrebbe essere messa a disposizione diquanti operino nell’elettrificazione rurale attra-verso piattaforme pubbliche e aperte.CIGRE si offre di stimolare esperti ed orga-

nizzazioni di esperti per popolare tali piattafor-me di conoscenza e, nel contempo, di garanti-re con l’autorevolezza dei suoi esperti il proces-so di revisione della documentazione pubbli-cata. È però necessario un passo in avanti: pas-sare da studi che evidenzino la necessità di por-tare l’energia elettrica dove ancora non è pre-sente per arrivare a produrre linee guida che il-lustrino come avere successo in pratica. Solo inquesto modo sarà possibile mettere a disposi-zione di tutti i soggetti coinvolti nelle elettrifica-zione delle aree rurali il bagaglio di conoscenzae di esperienza sviluppato fino ad ora in mododisomogeneo e isolato.

ConclusioniNonostante gli sforzi compiuti oltre 1,2 miliar-

di di persone, di cui circa l’85% in aree rurali, con-tinuano a non avere energia elettrica; circa un al-tro miliardo è servito in modo insufficiente. Se siproiettano questi dati al 2030, emerge la neces-sità di realizzare circa 600 milioni di nuove con-nessioni per un investimento complessivo sti-mabile in circa 750 miliardi di dollari statuniten-si. Lo sforzo economico/finanziario è imponen-te, ma esso appare meno spaventoso se si os-serva che esso richiede appena il 5% delle ri-



[1] AG C6-17 Report: Advisory Group Report on Rural Electrification. Electra, Vol. 273, Aprile 2014.

[2] Zomers A.,Waddle D., Muthale J., Kooijman-van Dijk A.: The Global ElectrificationChallenge; The Case of rural and remote areas. Electra, Vol. 259, December 2011.

[3] Halff A., Sovacool B.K., Rozhon J.: Energy Poverty: Global Challenges and Local Solutions.Oxford University Press, 2014; ISBN 0191504904, 9780191504907.

[4] Iliceto F., Gatta F.M., Lauria S., et al.: Rural Electrification in Ethiopia with the Shield Wire. SchemePaper n. 711, CIRED 2005, Torino.

bibliografia

ScopeThe course is aimed at providing the fundamental concepts ofdiagnostics and condition monitoring of high voltage switch-gear. The failure modes of switchgear components will bedealt with, highlighting their symptoms, likelihood and conse-quences. For each failure mode, the possible diagnostic toolswill be reviewed. This will enable the participant to choose inan informed way between alternative diagnostic techniques.At the end of the course, the participant will be able to:

• Select diagnostic tools.

• Allocate capital expenditures for diagnostics.

• Understand the information brought about by the differentdiagnostic tools.

Potential attendees are operators and maintenance engineers,supervisors and technicians from both industry and utility. Theapproach will be informal, with theoretical issues treated inthe simplest way possible. Questions will be encouraged.

ProgramPart 1: Stresses Acting on High Voltage switchgear1.1 Principles of current interruption.

1.2 Thermal and mechanical stresses.

1.3 Interrupter technology: SF6 and Vacuum.

1.4 Switching and interruption duties: terminal faults, Shortline faults, Reactive switching.

1.5 Switching transients and mitigation methods.

1.6 Electrical Insulation of High Voltage Equipment.

Part 2: HV Testing and Partial Discharge Diagnostics2.1 Voltage Stresses.

2.2 Testing voltages.

2.3 Partial Discharge.

2.4 Onsite Partial discharge detection methods.

2.5 PD diagnostics in High Voltage Switchgear.

Part 3: Needs for Condition Monitoring3.1 Maintenance paradigms.3.2 Purposes of monitoring.

Part 4: Switchgear Condition Monitoring4.1 Switchgear failures.4.2 Switchgear Insulation: gas monitoring4.3 Current Carrying.4.4 Switching.4.5 Mechanical operation.4.6 Control and auxiliary functions.

Course LeadersProf. Andrea Cavallini is associate professor at the Universityof Bologna. He has an extensive research experience in thefield of partial discharge diagnostics. He is active in the IEEEand in CIGRE WGs. He coauthored more than 230 papers.

Dr. Jose Lopez-Roldan has been working in development,design, testing and condition monitoring of HV switchgear forresearch centers, manufacturers and utilities around the worldsuch as EDF and Schneider Electric in France, Ontario-Hydro inCanada, Reyrolle Switchgear (now Siemens) in UK, Pauwels inBelgium. He is currently principal engineer at Powerlink inAustralia. He is member of several CIGRE WGs in conditionmonitoring of HV switchgear.

Practical informationVenue

Dept. of Electrical, Electronic and Info. Engr.Viale del Risorgimento 2, Bologna, Italy

Registration feesThe registration fee is:

800 € before May 15 2015

990 € after May 15 2015

Payment will be through wire transfer.

Registration and informatione-mail: [email protected]

Minimum/maximum number of participantsThe course will be held for a number of participants notlower than 10. The maximum number of participants is 20.The final decision about holding the course will be givento potential attendees on 8/6/2015

Travel informationBologna is located in the north of Italy, at about 80 kmand 150 km from Florence and Venice, respectively. Thecity is easily accessible through its international airport(Bologna Marconi, BLQ) or by train.

Important datesMay 15 2015 early bird registration expires.

June 8 2015 final decision about holding the course is com-municated. Payments starts.

July 8-9 2015 course dates.

Diagnostics and ConditionMonitoring of High Voltage

SwitchgearBologna (Italy), July 8-9 2015

DIPARTIMENTO DI INGEGNERIADELL'ENERGIA ELETTRICA EDELL’INFORMAZIONE “GUGLIEL-MO MARCONI”




Una quota di popolazione mondiale trail 20 e il 40% non ha oggi accesso a una

fonte energetica pulita. È un aspettodella povertà estrema che investe il sensodi responsabilità dell’industria energetica

oltre che delle organizzazioni nonprofit.Il tema rientra nel messaggio dell’Expo

milanese al mondo.

S iamo in sette miliardi sulla terra e nel 2050saremo in nove. Già oggi un miliardo nonha da mangiare mentre due miliardi e mez-

zo cucinano in un modo malsano che gli accor-cia la vita. Per procurare cibo e comodità si ab-battono le foreste e si estendono coltivazioni chedistruggono l’ambiente. Ci vogliamo pensare?L’Expo 2015 di Milano, dal titolo “nutrire il pia-neta”, è anche questo.

Il problema riguarda anche l’energia. Il sot-totitolo dell’Expo è “energia per la vita”. Senzaenergia non si vive e usandola male ci si amma-la e si distrugge il pianeta. Questo aspetto co-stituisce il tema del progetto intitolato WAME cioèWorld Access to Modern Energy, accesso mon-diale all’energia moderna.

Che significa “moderna”? Il termine è stato in-trodotto dall’Agenzia Internazionale dell’Energia(AIE o IEA in inglese, collegata all’OCSE - Or-ganizzazione per la Cooperazione e lo SviluppoEconomico) che da molti anni spiega il proble-ma e pubblica i dati disponibili nel World Energy

Outlook. Accesso all’energia moderna indicauna dotazione di due modalità di energia es-senziali alla vita: l’energia elettrica (per illumi-nazione, alimentazione dei telefoni, produzio-ne di freddo per conservare medicine e vacci-ni) e un combustibile per cucinare ed even-tualmente riscaldare l’abitazione che non com-porti danni gravi alla salute e all’ambiente (quin-di “pulito”, quello che chiamano clean cookingfacilities).

Questa seconda componente dell’energia “mo-derna” non è di immediata comprensione perchi vive in Paesi ricchi, dove anzi una pizza cot-ta nel forno a legna è una prelibatezza. L’ener-gia “non moderna” è il fuoco libero (non co-stretto in una stufa), alimentato a legna o car-bone vegetale o altra biomassa. Eliminarla è ur-gente per tre motivi:a. le emissioni all’interno dell’abitazione, spesso

malamente ventilata, provocano danni gravialla salute,

b. in grandi aree del mondo la raccolta dellalegna o altra biomassa impone grandi fatiche(lunghe distanze coperte a piedi dalle donneportando i pesi) e accelera la distruzionedella vegetazione e la desertificazione; i dueproblemi citati sono moltiplicati dal fatto che,

c. la combustione aperta (con la classica pento-la appoggiata su tre sassi) ha un’efficienza ener-getica pari a un quarto di quella raggiungibi-le con una combustione controllata entro unabuona stufa, e quindi un consumo di com-bustibile e un volume di emissioni quadruplo.

Le dimensioni del problemaComplessivamente si stima che la popola-

zione mondiale senza accesso all’elettricità sia

Il problema dell’accessoall’energia nel mondo e il

progetto WAMEPippo Ranci Presidente Associazione WAME

pari a 1,3 miliardi (18%) cui si aggiunge un al-tro miliardo con accesso precario e intermitten-te; che la popolazione senza clean cooking fa-cilities sia pari a 2,6 miliardi (38%). I dati sonomolto approssimativi e non è nota la sovrappo-sizione tra le due categorie che comunque de-ve essere elevata. Il problema (figure 1 e 2) èparticolarmente grave nell’Africa sub-sahariana(dove entrambe le carenze sono molto marca-te) e nell’Asia sud-orientale (dove il problema

riguarda soprattutto la carenza di clean cookingfacilities).

I numeri sull’aspetto sanitario della questionesono impressionanti: secondo l’OrganizzazioneMondiale della Sanità (OMS o WHO in inglese)molte morti premature al mondo sono imputa-bili alla combustione di biomasse entro l’abita-zione. La stima fatta dall’OMS nel 2001 era di cir-ca due milioni, prevalentemente dovute alle ma-lattie respiratorie. Sulla base di ricerche più re-centi l’OMS (WHO 2014) ha rivisto la stima in 3,5milioni, tenendo presenti gli effetti sul sistema re-spiratorio e anche quelli sul sistema cardiova-scolare e sulle cataratte. Ci sono poi altri effettinon compresi nelle statistiche sulle malattie, co-me l’aumentata probabilità di interruzioni di gra-vidanze e di incidenti, e inoltre gli effetti dellacombustione nell’abitazione sull’inquinamentodell’aria esterna che a sua volta sta all’origine dinumerose malattie. In conclusione la stima com-plessiva dell’OMS è di 4,3 milioni di morti pre-mature all’anno, vale a dire ben più che malariae AIDS sommate.

Che cosa si sta facendoNel 2011 le Nazioni Unite hanno lanciato l’i-

niziativa Sustainable Energy for All, un program-ma che fa appello a governi, imprese e società ci-vile affinché l’accesso all’energia sostenibile di-venti per tutti una realtà entro il 2030.

A livello operativo gli sforzi in atto sono si-gnificativi. Le reti elettriche vengono estese. Im-prese energetiche, fondazioni e organizzazioninon governative si inseriscono nei programmigovernativi o operano autonomamente per al-largare l’accesso all’energia.

Nonostante tutte queste manifestazioni di vo-lontà politica e concrete iniziative grandi e pic-cole, il problema appare oggi destinato a dura-re. Gli scenari forniti dalla IEA non mostrano mi-glioramenti significativi a medio – lungo termi-ne se le politiche restano quelle in atto. Anchelo scenario chiamato “nuove politiche” indicache un miliardo di persone saranno ancora sen-za elettricità nel 2030.

L’Africa sub-saharianaPiù del 95% delle popolazioni che non hanno

accesso all’energia moderna è concentrato inAfrica sub sahariana e nelle zone meno svilup-pate dell’Asia; l’84% di esse vive in zone rurali.

In particolare è drammatica la situazione del-l’Africa sub-sahariana, dove oggi 620 milioni dipersone non hanno accesso all’elettricità e 730



Figura 1 Percentuale della popolazione senza accesso all’energia elettrica (Fonte: sitowww.wame2015.org, elaborazione WAME su dati IEA, World Energy Outlook 2013).

Figura 2 Percentuale della popolazione che fa affidamento sull’uso tradizionale di bio-masse solide per cucinare (Fonte: sito www.wame2015.org, elaborazione WAME su dati IEA,World Energy Outlook 2013).

che gli interlocutori indispensabili delle impreseenergetiche e di costruzione. Gli organismi in-ternazionali come la Banca Mondiale e le ban-che intergovernative di sviluppo forniscono ca-pacità di programmazione e aiuti finanziari.

Le imprese si fanno parte attiva quandovedono le condizioni per attività importanti eremunerative.

Vi sono anche talvolta motivazioni specificheper estendere l’infrastruttura energetica da partedi imprese energetiche. Per esempio la neces-sità di trovare un mercato per le ingenti quan-tità di gas associate all’estrazione del petrolio.La mancanza di mercati locali ne rende difficilel’utilizzazione economica in loco. Si potrebberorealizzare le infrastrutture capaci di inserire igiacimenti nella catena mondiale del GNL attra-verso la liquefazione in loco, il trasporto viamare sulle navi apposite e la rigassificazionevicino ai mercati di sbocco: il costo dell’opera-zione e l’incertezza dei ricavi spesso scoraggiagli investimenti. Paradossalmente ciò accade inPaesi in cui la gran parte della popolazione nonha accesso all’energia elettrica.

Investire in impianti di generazione alimentatia gas e in una rete locale di distribuzione risultaquindi un’interessante opzione sia per i governilocali e le istituzioni di sviluppo che per l’impre-sa estrattiva. Quest’ultima in particolare potrebbevalorizzare una risorsa che è disponibile e pre-senta un costo marginale vicino a zero ed anzi ne-gativo. Infatti la pratica, ancor oggi diffusa, di eli-minare il gas attraverso la combustione in atmo-sfera (gas flaring) è oggetto di generale riprova-zione ed è sempre più spesso proibita dalle le-gislazioni dei paesi produttori in quanto costitui-sce uno spreco di risorse e contribuisce al volu-me mondiale di emissioni di gas serra. Questa mo-tivazione sta alla base degli investimenti recenti ein corso in Nigeria e Congo Brazzaville da partedi Eni, che vi trova un interesse, complementarea quello economico, nel proprio programma dicorporate sociale responsibility, anche per facili-tare il superamento delle difficoltà locali in mate-ria di sicurezza e le relazioni con le istituzioni.

Ma sussiste un’ampia area di popolazioni pri-ve dell’accesso all’energia moderna di cui si oc-cupano prevalentemente o esclusivamente le or-ganizzazioni non governative (ONG) che ve-dono da vicino i costi umani della privazione ecercano vie di sviluppo “dal basso”. Anni e annidi meritori tentativi consentono oggi di vederealcune linee di sviluppo prevalenti. Molti villag-gi possono essere serviti con l’installazione dipiccoli sistemi di generazione da fonti rinnova-bili, sia mini-idro in presenza di corsi d’acqua sia

milioni ricorrono a sistemi inefficienti e perico-losi per cucinare e scaldarsi (IEA, 2014 A). An-che quando disponibile, l'energia ha comunquecosti proibitivi rispetto alla capacità economicadella popolazione e in molti casi il servizio restascarso e inaffidabile. Insomma, il settore ener-getico nell’Africa sub Sahariana non è in gradooggi di andare incontro ai bisogni e alle aspira-zioni dei suoi cittadini. È necessario rendere l'e-nergia elettrica accessibile ed economica e diffon-dere gli strumenti per cucinare e scaldarsi in mo-do pulito. Sarebbe un contributo sia alla cresci-ta economica che alla coesione sociale. Nelle po-litiche nazionali l’accesso all’energia è spesso par-te della strategia per rafforzare l’economia rura-le e scongiurare le disastrose migrazioni verso lemegalopoli urbane e verso l’Europa.

Il paradosso è che la regione dispone di risor-se energetiche abbondanti, non adeguatamentesfruttate né omogeneamente distribuite.

Alcuni Paesi dell'area sono tra i principali pro-duttori di energia (Nigeria, Angola, Guinea Equa-toriale, Congo, Gabon), mentre nuovi Paesi sistanno avvicinando (Mozambico e Tanzania). Lepotenzialità sono enormi. Quest'area gode an-che di importanti risorse rinnovabili: basti pen-sare al sole in gran parte del territorio, al ventonelle zone costiere e sugli altipiani, alla geoter-mia lungo la Rift Valley e alle bioenergie. Pro-grammi adeguati di sviluppo del settore idroe-lettrico e mini-idroelettrico, così come soluzionioff-grid, potrebbero portare la produzione da rin-novabili a coprire entro il 2040 il 40% dell'inte-ra capacità di generazione.

Ma una cosa è produrre l’energia elettrica eun’altra cosa è portarne a tutti la quantità mini-ma necessaria alla vita. Ci sono enormi proble-mi da superare: le distanze che impongono co-sti di trasporto e distribuzione spesso ben su-periori ai potenziali ricavi, la difficoltà di rag-giungere popolazioni sparse e addirittura in al-cune zone ancora nomadi, l’offerta di contratti el’organizzazione di sistemi di fatturazione e ri-scossione adatti alle circostanze, l’inclusione deltema di accesso all’energia nelle priorità dellecompagnie energetiche nazionali. Nonché, perlo specifico problema delle clean cooking faci-lities, la persistenza di abitudini ancestrali sul-l’uso del fuoco e i significati che esso assume nel-la cultura locale.

Chi può e deve agireNon c’è dubbio che la responsabilità circa i

grandi programmi di elettrificazione è di com-petenza delle istituzioni pubbliche che sono an-



con pannelli solari o pale eoliche, generalmen-te in combinazione con sistemi di accumulo inbatterie. Piccoli sistemi di produzione di biogas,ottenuto dalla fermentazione controllata di escre-menti animali, sostituiscono il ricorso ad altri com-bustibili per gli usi domestici (clean cooking).

L’azione pionieristica delle ONG, sostenute davarie combinazioni di fondi pubblici e privati, hapermesso di portare soluzioni di accesso all’e-nergia in aree tradizionalmente non interessan-ti per le imprese. In alcuni casi ciò ha mostratol’esistenza di potenziali mercati e opportunitàeconomiche che possono essere colte dalle im-prese. Spesso, infatti, un nuovo sistema di ener-gia pulita fornisce alle popolazioni interessateuna soluzione più sana, meno costosa, più affi-dabile e maggiormente disponibile di quella tra-dizionale. Per esempio un mini-impianto a fon-te rinnovabile può fornire il servizio di illumina-zione ad un costo inferiore rispetto all’uso dellelampade a cherosene, anche senza calcolare ilguadagno per la salute ed il fatto che l’impian-to può essere usato per altri piccoli servizi ener-getici quale la ricarica dei cellulari. Ciò che restada superare è il costo iniziale dell’investimento,e qui c’è campo per l’intelligenza innovativa deisoggetti interessati, siano essi imprese o asso-ciazioni umanitarie.

Il progetto WAMEL’Associazione WAME & Expo2015 è sorta per

offrire ai 20 milioni di visitatori attesi all’EXPO2015 di Milano un’informazione sul problema esugli sforzi in atto per risolverlo. L’idea che sta al-la base dell’iniziativa è il ruolo fondamentale del-l’informazione per alimentare la consapevolezzae facilitare quindi il crescere e il moltiplicarsi del-le iniziative, gli sforzi per la cooperazione tra en-ti pubblici, imprese private e organizzazioni uma-nitarie, l’imitazione dei modelli organizzativi piùriusciti, il trasferimento delle responsabilità ai sog-getti locali, l’acquisizione di esperienze per nonripetere gli errori commessi.

L’Associazione è stata costituita il 26 luglio 2013da otto società che operano nel settore dell’ener-gia: A2A, Edison, Enel, Eni, E.ON Italia, Gas Na-tural Italia, GDF SUEZ Energia Italia e Tenaris-Dal-mine, e inoltre da Expo2015 SpA. Ai soci fonda-tori si sono aggiunte altre imprese come soci ade-renti; all’associazione forniscono supporto enti eorganizzazioni nazionali e internazionali; nume-rose organizzazioni volontarie forniscono infor-mazioni sui progetti realizzati e in corso.

Il sito www.wame2015.org, da mesi online,è oggi la più evidente realizzazione dell’associa-

zione. Il sito presenta un’introduzione al temadell’accesso all’energia nelle sue differenti situa-zioni e conseguenze, indica le possibili vie di so-luzione del problema, contiene quasi un migliaiodi schede informative di progetti e un numerolimitato di Case Studies che forniscono infor-mazioni più approfondite. Attualmente in ingle-se e in italiano, avrà un’edizione francese.

Esce periodicamente una Newsletter in ingle-se, diffusa esclusivamente per via informatica.

È stato lanciato il Bando per un concorso di“Case studies su progetti di accesso all’energia”,diffuso con evidenza nel sito WAME e nel sito Ex-po www.expo2015.org, nonché attraverso la New-sletter e spedizioni mirate di posta elettronica, il-lustrato al pubblico milanese in Expo Gate l’11novembre 2014. I progetti presentati saranno se-lezionati sotto la supervisione del Comitato Scien-tifico di WAME che individuerà i vincitori dei pre-mi in palio. La premiazione sarà oggetto di unacerimonia il 14 maggio 2015. I progetti premiatisaranno esposti in una mostra in Expo.

Saranno inoltre disponibili informazioni suschermi o “totem” collocati in vari punti dell’a-rea Expo, esposizioni temporanee sul tema e suprogetti in corso in varie parti del mondo, il tut-to collegato in un “percorso tematico” sull’ac-cesso all’energia, i cui dettagli saranno disponi-bili all’ingresso.

Una serie di convegni è in corso di prepara-zione, da tenersi nell’area Expo in Expo-in-città,su vari aspetti del problema. Il primo sarà il 14maggio 2015 su “Access to Energy in Africa” conla partecipazione di Fatih Birol direttore deglistudi economici alla IEA.

L’associazione non ha scopo di lucro, saràsciolta non oltre la fine del 2015 e l’eventua-le residuo di fondi o di beni sarà devoluto inconformità ai fini statutari.

Ma il lavoro avviato sul tema dell’accesso all’e-nergia non finisce con l’EXPO 2015 di Milano. Ilpatrimonio di conoscenze, materiale informativoe contatti accumulato da WAME potrà costituireil lascito di Milano alle future edizioni dell’EXPO,sia quella del 2017 “Future Energy” ad Astana (Ka-zakistan) che quella del 2020 “Connecting Minds,Creating the Future” a Dubai.



[1] IEA, International Energy Agency: World Energy Outlook.Vari anni.

[2] IEA (2014 A) International Energy Agency: World EnergyOutlook 2014. Part C “Africa Energy Outlook”.

[3] WHO (2014), World Health Organization: Indoor AirPollution. http://www.who.int/indoorair/en/

bibliografia



Il contributo di Eniper un’energia sostenibile

per tutti

L a disponibilità di energia è un prerequi-sito per lo sviluppo economico e socia-le dei Paesi e un tassello indispensabile

per poter garantire i diritti fondamentali dellapersona.Gli squilibri nella distribuzione dei consumi

energetici nel mondo e la povertà energetica so-no fra le sfide più significative del nostro tempo.Il contributo alla crescita dei sistemi energe-

tici locali è parte integrante della strategia diEni di cooperazione allo sviluppo e costituisceun elemento sostanziale dell’operato aziendalee del modello di business, perché consente dicogliere nuove opportunità, creando al con-tempo i presupposti per uno sviluppo sosteni-bile dei Paesi in cui l’impresa opera.Nella lotta alla povertà energetica, particolare

attenzione va rivolta al continente africano. L’A-frica sub-sahariana conta il 13% della popolazio-ne mondiale, ma solo il 4% della domanda glo-

bale di energia (per oltre la metà soddisfatta dabiomassa solida). Tale carenza è tanto più mar-cata se si considera la ricchezza in termini di ri-sorse energetiche della regione. Quasi il 30% del-le scoperte di petrolio e gas mondiali degli ulti-mi cinque anni è stato realizzato in Africa sub-sahariana1; regione che è, inoltre, ricca di enor-mi quantità di fonti energetiche rinnovabili, inparticolare solari, idroelettriche, nonché eolichee geotermiche. Il continente africano vive, quin-di, uno dei più grandi paradossi dello svilup-po: pur essendo un grande produttore di ener-gia e disponendo di una percentuale conside-revole delle risorse naturali presenti sul pianeta,sperimenta la mancanza di energia in termini diaccesso da parte delle comunità locali.Secondo il Segretario Generale delle Nazioni

Unite Ban Ki-moon “l’energia è il filo rosso checonnette la crescita economica, il miglioramen-to dell’equità sociale e la tutela delle risorse

L’accesso all’energiaper Eni rappresenta un tema centrale oltre che un vero

e proprio modello operativo. Eni è stata la primacompagnia energetica internazionale a investire in Africa

nella produzione di energia elettrica tramitela valorizzazione del gas associato alla produzione.

Energia,da risorsa sprecataa motore di sviluppo

Francesca Palmisani Gloria Denti Sostenibilità Eni, Sviluppo Locale e Rapporti con il Territorio

1 La fonte dei dati relativi allo stato attuale della povertà energeticaè il “World Energy Outlook 2014”, http://www.iea.org/Textbase/-npsum/WEO2014SUM.pdf

ambientali che consentono al mondo di pro-sperare”2. Eni crede che il contributo all’acces-so all’energia nei Paesi in cui opera, attraversol’efficienza energetica e l’utilizzo sostenibile ditutte le risorse, sia un esempio concreto dellavalidità di questa affermazione.Eni è consapevole delle responsabilità e del-

le opportunità associate al proprio ruolo di im-presa energetica internazionale presente in 85Paesi. Eni è presente nell'Africa sub-saharianadagli anni '60 ed è operativa in progetti di esplo-razione e produzione in Angola, Congo, Ghana,Gabon, Mozambico, Nigeria, Kenya, Liberia eSud Africa. Con un'attività esplorativa di suc-cesso e in rapida crescita, Eni produce attual-mente nella regione circa 450.000 barili di olioequivalente al giorno.In quest’ottica, l’accesso all’energia per Eni rap-

presenta un tema centrale e, come anticipato, unvero e proprio modello operativo da proporreanche sui tavoli di discussione internazionali asupporto delle politiche di sviluppo sostenibi-le; a partire dall’iniziativa “Sustainable Energy forAll”, di cui Eni è stata tra i primi sostenitori e cheoggi è divenuta uno degli assi portanti della stra-tegia di sostenibilità delle Nazioni Unite. Eni èOfficial Partner for Sustainability Initiatives inAfrican Countries di Expo Milano 2015. La part-nership prevede una serie di iniziative volte apromuovere lo sviluppo e l’accesso all’energianei Paesi in cui Eni opera e in particolare nel con-tinente africano. Inoltre, il Cane a sei zampe è trai fondatori di “World Access to Modern Energy &Expo 2015”, un’associazione nata dall’alleanzatra otto grandi società energetiche italiane ed eu-ropee ed Expo 2015 SpA, con l’obiettivo comu-ne di promuovere il tema dell’accesso all’ener-gia durante l’Expo.

Lo sviluppo locale e il rispettodell’ambiente: da gestione

dei rischi a creazione di valoreEni si pone al fianco dei governi dei Paesi

produttori per l’individuazione e la pianificazio-ne di soluzioni efficaci ed efficienti per lo svi-luppo dei sistemi energetici locali, affiancandole compagnie nazionali nelle attività di estrazio-ne, produzione e realizzazione delle infrastrut-ture necessarie alla valorizzazione delle risorse.Gli ultimi anni sono stati per Eni un periodo diforte espansione internazionale, soprattutto gra-

zie ai numerosi successi esplorativi e al conso-lidamento delle attività nei contesti di presenzastorica.Oggi la sfida per le compagnie energetiche è

quella di utilizzare razionalmente i combustibilifossili ma allo stesso tempo cercare nuove op-zioni sostenibili che oltre a supportare lo svi-luppo economico, garantiscano un miglior ac-cesso all’energia, la tutela dell’ambiente e la mi-tigazione dei cambiamenti climatici.Tale sfida va affrontata con una duplice pro-

spettiva, di breve e di lungo periodo. Nel breveperiodo, Eni persegue un uso sostenibile deicombustibili fossili. Tutti i Paesi devono impe-gnarsi a raggiungere la massima efficienza nel-l’utilizzo delle fonti fossili. In questo contesto, ilsettore privato deve giocare un ruolo da prota-gonista. Nel medio e lungo periodo Eni ritienesia necessario rendere il mix energetico più so-stenibile, promuovendo le fonti a basso conte-nuto di carbonio, a partire dal gas naturale edalle rinnovabili, e favorendo i progetti di ricer-ca finalizzati a sviluppare tecnologie sempre piùefficienti (nella figura 1, lo schema del model-lo operativo in tema di accesso all’energia di Eniin Africa sub-sahariana).Già nel secolo scorso, Eni si è impegnata a

cogliere l’opportunità del gas naturale comemotore di sviluppo sociale ed economico deiPaesi in cui è presente e allo stesso tempo co-me soluzione a basse emissioni. Eni, sviluppan-do infrastrutture per la produzione e il traspor-to di gas destinato sia all’esportazione che alconsumo locale, rende disponibile una fonte dienergia essenziale per la crescita economica.L’azienda, con le sue iniziative nel settore delgas naturale, ha contribuito allo sviluppo di im-portanti aree, in modo particolare in NordAfrica. L’Egitto, per esempio, è uno dei Paesi dipresenza storica in cui la società ha iniziato aoperare nel 1955; qui Eni ha promosso e svi-luppato la produzione di gas naturale per sod-disfare la crescente domanda interna e ha con-tribuito alla realizzazione di infrastrutture per l’e-sportazione e la liquefazione del gas naturale(LNG). Un altro Paese nordafricano in cui lapresenza storica di Eni ha contribuito a conse-guire un progressivo processo di sviluppo è laTunisia. Grazie ad accordi stipulati fra la com-pagnia e la Tunisia nel 1977 e successivamentenel 1991 è stato realizzato un importante siste-ma di trasporto del gas, gestito dalla TransTunisian Pipeline Company, che ha permessouna grande crescita industriale.Eni ha, inoltre, attivato un programma di ri-

duzione del flaring, il gas naturale prodotto



2 Messaggio al World Energy Congress, 2013.

portunità di sviluppo per le comunità riducendogli effetti negativi sull’ambiente locale e le emis-sioni di gas serra. I due esempi emblematici diquesto approccio sono i progetti realizzati in Ni-geria e nella Repubblica del Congo.In Nigeria queste iniziative rientrano nel-

l’ambito del Gas Master Plan, realizzato in ac-cordo con il Governo federale. Il primo inter-vento risale al 2005, quando la Nigerian AgipOil Company (di seguito NAOC) e i suoi part-ner (Nigerian National Petroleum Company eConoco-Phillips) hanno inaugurato un impian-to a ciclo combinato in Okpai con una capa-cità istallata di 480 MW. A questo è seguita l’at-tivazione di un contratto di fornitura di gas al-

insieme al petrolio e bruciato in torcia a cau-sa della mancanza di infrastrutture e di mer-cati che ne consentano la valorizzazione. Trail 2007 e il 2013 Eni ha ridotto i volumi di gasassociato inviati a flaring del 65% (nella figu-ra 2 una sintesi dell’andamento dei progetti diriduzione del flaring).Eni ha, anche, adottato in materia un pro-

gramma connesso alla promozione dell’accessoall’energia nell’Africa sub-sahariana. In questoambito il Cane a sei zampe è stata la prima com-pagnia energetica internazionale a investire inAfrica nella produzione di energia elettrica tra-mite la valorizzazione del gas associato alla pro-duzione del petrolio. Questo ha offerto un’op-



Power generation usingassociated gas (IPP)

Extending the existingmedium-and-low voltagenetworks

Mini-grid electrification inrural communities(e.g. Nigeria)

Health, Education andWater Supply structures

R&D aimed at feeding hostcommunities with renewableenergy

Evaluation of the scale-uppotential of advancedrenewable energytechnologies

Technology solutions forimproved lifestyles (wastemanagement, watertreatment, cooking)

On-grid Off-grid

Energy for development

R&D

Figura 1 Le soluzioni di Eni per l’accesso all’energia in Africa sub-sahariana.

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,002007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

16,54

20,07

Emissioni di CO2 equivalente da flaring

13,84

(mlntonCO2eq)

13,83

9,55 9,468,48

Figura 2 Riduzione del gas flaring dal 2007 al 2013 in Eni.

la centrale elettrica da 150 MW del River StateGovernment.Dal 2006 al 2013 l'impianto di Okpai ha utiliz-

zato 4,6 miliardi di metri cubi standard di gas. Nelsolo 2013, tramite questa centrale, NAOC ha con-tribuito all'accesso all'energia nel Paese attraver-so la fornitura di energia alla PowerHoldingCom-pany of Nigeria (PHCN), per un totale di 2.841 mi-lioni di MWh, con 550 milioni di metri cubi stan-dard di gas (associato e non associato), pari a cir-ca il 15% del consumo annuale nazionale.

L’impianto di Okpai, situato nei pressi diKwale, si estende su una superficie di 300.000m2. La centrale di Okpai utilizza la tecnologiaa ciclo combinato, la migliore disponibile perla produzione termoelettrica, riducendo al mi-nimo le emissioni di ossidi di azoto per kWhprodotto. Questa tecnologia e il combustibileutilizzati permettono la massima efficienzanella generazione di energia elettrica da fontifossili, fino al 12% maggiore rispetto a quelladelle più recenti centrali a carbone. Il ciclocombinato si struttura su due cicli tecnologici:aria e gas naturale (Open Cycle), con un’effi-cienza pari al 34,28%, e acqua/vapore (WaterSteam cycle), alimentato dal gas di scarico delciclo aperto, aumentando l'efficienza fino al55,03% (nelle figure 3 e 4, la centrale a ciclocombinato di Okpai).Eni favorisce l’accesso all’elettricità delle co-

munità anche attraverso la realizzazione di reticollegate con gli impianti industriali, che servo-no 28 villaggi, e con sistemi di elettrificazioneindipendenti (off-grid), con cui, a fine 2013, ve-nivano raggiunte 34 comunità.Nel 2013, Eni ha ultimato il progetto di distri-

buzione elettrica alle comunità vicine alla cen-trale di Okpai, da dove parte una linea dedica-ta di 26 km di cavi ad alta e bassa tensione,comprendenti 8 sottostazioni di trasformazione,con un carico massimo di circa 3 MW. I costi re-lativi alla sua realizzazione sono stati di circa 6milioni di USD (1,2 milioni di USD, equivalenti



Figura 3 La centrale a ciclo combinato di Okpai, Nigeria.

Figura 4 Vista dall’altodella centrale di Okpai,

Nigeria.

tensione modernizzata (nella figura 5, lo sche-ma dell’energy hub di M’Boundi, Repubblica delCongo).Il progetto Eni ha permesso la capillarizza-

zione della distribuzione di energia elettrica el’illuminazione stradale a Pointe Noire. Negliultimi tre anni, la richiesta di potenza elettricanella città è aumentata di più del 60%, passan-do da 80 a 130 MW; il progetto ha consentitodi servire un’area abitata di circa 350.000 per-sone, ovvero il 40% della popolazione dellacittà, e di installare oltre 6.500 punti luce lun-go la viabilità urbana. Le due centrali sopraci-tate costituiscono a oggi circa il 60% della ca-pacità installata in Congo; il potenziale dellasola CEC sarebbe in grado attualmente di sod-disfare la richiesta di consumo medio giorna-liero del Paese.Inoltre, nel 2013 è stato finalizzato un nuovo

progetto di valorizzazione del gas nel campo diKouakouala (area M’Boundi), che permette, at-traverso un sistema di generatori che fornisceelettricità a due villaggi situati nelle vicinanzedel campo, di alimentare le pompe dei pozzid’acqua, le scuole, i centri sanitari e l’illumina-zione pubblica.A questi interventi si affianca in modo più arti-

colato il Progetto Integrato Hinda (PIH), volto amigliorare le condizioni di vita delle popolazio-

al 20% quota Eni). In aggiunta agli investimentigià effettuati per i progetti di elettrificazione so-pracitati, nel 2013 sono stati implementati altriinterventi di accesso all’energia, quali la realiz-zazione di opere elettriche, la fornitura di gene-ratori, l’approvvigionamento dei trasformatori, ilcollegamento di alcune comunità alla rete na-zionale, la costruzione di linee aeree e l’illumi-nazione delle strade.Nella Repubblica del Congo, l’acquisizione nel

2007 del campo onshore di M’Boundi ha per-messo a Eni di sviluppare un modello di acces-so all’energia su larga scala. Oltre alla CentraleElettrica di Djeno (CED) raddoppiata nel 2009 da25 a 50 MW, la compagnia italiana ha realizzatonel 2010 la Centrale Elettrica del Congo (CEC)con una capacità installata di 300 MW. Entrambele centrali congolesi sono alimentate dal gas pro-veniente dal campo di M’Boundi e sono state in-serite all’interno di un programma che prevedeanche il rinnovamento e la ricostruzione della re-te nazionale ad alta tensione tra Pointe Noire eBrazzaville (550 km) e lo sviluppo della rete didistribuzione di energia elettrica all’interno dellacittà di Pointe Noire. Oggi la città di Pointe Noireè alimentata interamente dalla potenza prove-niente dalla centrale CEC, mentre la potenzasupplementare non utilizzata a Pointe Noire è in-viata verso Brazzaville attraverso la rete ad alta



M’Boundi

Mongo Kamba1/2 N’Goyo

Oil pipeline

Water injection pipeline

Gas pipeline

Power distribution lines

RIT (2008-2011)Revamping and reconstructionof the high voltage line (220 kV)from Pointe-Noire to Brazzaville(550 km) and of the 8 electricitysubstations

Pointe-Noire distributionnetwork (2010-2013)Extension of the medium-lowvoltage network

24” W

ater

16”Gas

16”Oil

Brazzaville

RefineryCoraf

PointeNoire

Waterinjectionjack-up

CoteMatevepumps

CEC(2x150 MW)

CED (2x25 MW)

LoufikaZingali

MAGKouakouala

CEC(2x150 MW)

RIT

Djeno oilterminal

RIT

Litchendjili

Figura 5 Energy hub di M’Boundi, Repubblica del Congo.

ni della zona di M’Boundi, tramite operazioni in-tegrate in quattro settori: l’educazione, la salute,l’accesso all’acqua potabile e l’agricoltura. Forni-re accesso all’energia è un prerequisito chiave perl’efficacia degli interventi in seno al progetto Hin-da, per questo motivo sono stati inclusi interven-ti di elettrificazione trasversali a tutti i settori, chemigliorano l’efficacia e la fruibilità dei risultati delprogetto (nella figura 6, centro di salute realiz-zato nell’ambito del Progetto Integrato Hinda).

Le strategie volte a supportare l’accesso all’e-nergia si inseriscono in un quadro più ampio diinterventi a supporto dello sviluppo locale. Enisi adopera per la realizzazione di iniziative voltea garantire uno sviluppo locale autonomo, du-raturo e sostenibile, attraverso l’attivazione di re-ti estese di competenze e conoscenze, la condi-visione di risorse e capacità e lavorando in part-nership con le comunità, le organizzazioni loca-li e i soggetti promotori di sviluppo.



[1] Eni for 2013: http://www.eni.com/it_IT/attachments/sosteni-bilita/pdf/eni_for_2013.pdf

[2] Nigerian Agip Oil Company web site _ Access to energy projects.http://www.eni.com/en_NG/sustainability/community/social-invest-ments/access-to-energy/access-to-energy.shtml

[3] http://www.eni.com

[4] http://www.iea.org

[5] http://www.iea.org/topics/energypoverty/

[6] http://www.se4all.org

[7] http://www.worldenergy.org/about-wec/what-wec-does/world-energy-congress/

bibliografia

Figura 6 Interventi in favore della salute all’interno del Progetto Integrato Hinda, Repubblica del Congo.



Introduzione

P er ragioni tecniche e geopolitiche i si-stemi elettrici dei Paesi mediterranei si so-no sviluppati nella seconda metà del se-

colo scorso in maniera indipendente con l’unicaeccezione della sponda nord (dal Portogallo al-la Grecia) e del Maghreb occidentale (dal Ma-rocco alla Tunisia). A inizio degli anni ’90 esi-stevano solo due aree interconnesse in manierasincrona: il sistema UCPTE (divenuto UCTE dal2000 e dal 2009 ENTSO-E) e il sistema gestito daCOMELEC; tutti gli altri Stati esercivano il loro si-stema elettrico in maniera isolata.

Negli anni ’90 sono stati avviati due pro-cessi paralleli:� integrazione dei sistemi elettrici lungo l’asse

sud-sud, dal Marocco alla Siria;� integrazione dei sistemi elettrici tra sponda

sud e nord mediante la creazione di un anel-

lo elettrico del Mediterraneo con l’aggiuntadi collegamenti diretti transmediterranei sud-nord, questi ultimi necessariamente in cor-rente continua ad alta tensione (HVDC) acausa delle distanze geografiche.Il primo processo era giustificato dalla ne-

cessità di aumentare l’affidabilità della fornituradi energia elettrica a fronte di una rapida cre-scita della domanda; in questo contesto le in-terconnessioni erano viste come un mezzo peril mutuo soccorso tra sistemi in caso di bisogno.Di contro la motivazione fondamentale per l’in-tegrazione sud-nord consisteva nella conve-nienza economica di sviluppare generazionefossile nei Paesi del sud del Mediterraneo chedispongono di combustibili fossili, in particola-re nel Maghreb, per esportare energia elettricain Europa. Inoltre, negli anni pre liberalizzazio-ne del settore elettrico, in Europa, ed in parti-colare in Italia, era praticamente impossibile co-struire nuove centrali elettriche a causa diun’assoluta opposizione della popolazione adaccettare qualsiasi infrastruttura di questo tipo,un po’ come succede oggi in Italia contro la re-te ferroviaria ad alta velocità.

Il processo di integrazione lungo l’asse sud-sud è progredito abbastanza velocemente nelperiodo 1996-2001 mediante la costruzione di li-nee di interconnessione in corrente alternata (AC)a 220-400 kV. A inizio degli anni 2000 lo statodelle interconnessioni nell’area del Mediterraneo

Quali sono le prospettiveper una integrazione (almeno) parziale

dei sistemi elettrici nel bacinodel Mediterraneo: drivers e vincoli tecnici

e non tecnici da superare.

Interconnessionimediterranee: tra tanti

studi di fattibilità e lentiprogressi sul campo

Bruno Cova Ulderico Bagalini Dario Provenzano CESI

era mutato come rappresentato nella figura 1 ecostituito dai seguenti sistemi:� area europea (UCTE), sincronizzata con il

COMELEC; è da rilevare che dal 1992 al 2004l’area europea è stata gestita in due zone sin-crone tra loro separate a causa della guerrain Jugoslavia che ha causato la distruzionedelle due sottostazioni chiave a 400 kV diErnestinovo e Mostar;

� Turchia;� sistema interconnesso di Libia e Mashreq (dal-

l’Egitto alla Siria), il Libano è interconnessocon la Siria, ma le linee transfrontaliere ali-mentano solo “isole” di carico in Libano;

� Israele e Territori Palestinesi. Anche in questocaso le linee di interconnessione con i Paesiconfinanti sono esercite alimentando il caricoad “isole”:• El Arish (Egitto)-Gaza Strip 22 kV;• Suweimeh (Jordan)-Jerico (West Bank) a

132 kV, ma gestita in media tensione a33 kV.

Riguardo le grandi isole del Mediterraneo, leBaleari, Malta, Creta e Cipro gestivano i loro si-stemi in modo isolato.

Partendo dalla situazione sopra richiamata,la presente memoria ha un duplice scopo: daun lato ripercorrere brevemente gli studi di fat-tibilità e i progetti di interconnessione eviden-ziando alcuni errori di valutazione commessinel passato, dall’altro, illustrare i nuovi key dri-vers che giustificano lo sviluppo di intercon-nessioni nel Mediterraneo richiamando i risul-tati dei più recenti studi e identificando le mi-sure indispensabili per avviare un mercato del-

l’energia elettrica lungo la direttrice sud-sud etra sponda sud e nord del Mediterraneo.

In questo ambito, CESI vanta una notevoleesperienza avendo svolto direttamente molti de-gli studi di fattibilità di interconnessioni per con-to dei diversi operatori di rete e istituti finanzia-ri internazionali dei Paesi presenti nel bacinodel Mediterraneo.

Chiusura dell’anello elettricodel Mediterraneo

Il primo studio di fattibilità dell’anello elettricodel Mediterraneo (Mediterranean Electric Ring,Medring [1 - 4]) è stato avviato nell’anno 2000 gra-zie a un co-finanziamento della Commissione Eu-ropea. Lo studio, completato nel giugno del 2003,aveva come obiettivo “la definizione di un qua-dro coerente di sviluppo delle interconnessionitra I sistemi elettrici del bacinomediterraneo”. Lostudio prevedeva la chiusura dell’anello già nel2005 con ulteriori rinforzi della capacità netta discambio transfrontaliero (NTC) entro il 2010.

La giustificazione dei relativi investimenti erabasata sia su un aumento dell’affidabilità del si-stema interconnesso, quantificata tramite la di-minuzione dell’energia non fornita attesa(EENS), sia sugli scambi ottimi di elettricità as-sumendo la creazione di un mercato elettrico in-tegrato tra tutti i Paesi mediterranei. Nella figu-ra 2 si illustrano i risultati delle simulazioni dimercato all’anno orizzonte 2005: è significativoosservare quanto la realtà sia stata ben diversa.Basti pensare che ancor oggi, non solo l’anelloelettrico non è chiuso, ma all’interno dei varipool regionali gli scambi transfrontalieri vengo-no spesso regolati con il meccanismo del barat-to: in pratica a fronte di un’importazione di unapartita di energia, anziché pagarla, si restituisceuna quantità equivalente di energia. Il risultato èche in molti casi gli scambi netti di energia so-no praticamente nulli e le interconnessioni ven-gono utilizzate quasi esclusivamente per esigen-ze di mutuo soccorso.

Ma c’è dell’altro, il primo studio Medring èstato basato sull’assunto che l’anello elettricomediterraneo dovesse essere chiuso in manie-ra sincrona: in quegli anni i Paesi arabi vede-vano il fatto di sincronizzarsi con l’allora UCTEcome uno status symbol, dimenticando il veroruolo delle interconnessioni. Già allora si evi-denziò il rischio di oscillazioni interarea pocosmorzate o instabili, concludendo che “consi-derando le particolarità strutturali della retedel sud ed est Mediterraneo, i benefici derivan-



Figura 1 Reti di trasmissione in Europa, Nord Africa e Medio Oriente.

persa per prima dalla Commissione Europea chedopo aver finanziato gli studi e avere ottenutol’accordo delle parti coinvolte poi non ha datoseguito alla realizzazione dei progetti!

Inoltre, lo studio metteva chiaramente in evi-denza la necessità e l’urgenza di definire regolecomuni per il commercio transfrontaliero dell’e-lettricità (Cross-Border Trading - CBT) con rife-rimento alle procedure di allocazione della ca-pacità, gestione delle congestioni e meccanismidi inter-TSO compensation. Non solo attraversoazioni di lungo periodo, ma anche nell’imme-diato, come ad esempio la pubblicazione delleNTC alle frontiere: una misura che non sarebbecostata praticamente nulla e avrebbe aumenta-to il grado di trasparenza del mercato per favo-rire gli scambi tra i vari Stati.

Alla fine tutto è rimasto lettera morta e le at-tuali crisi in Libia e Siria stanno ulteriormente ri-mandando il processo di chiusura dell’anello delMediterraneo.

Ognun per séSe il coordinamento per una soluzione tecni-

camente robusta e condivisa in merito alla chiu-sura dell’anello elettrico si è rivelato oltremodocomplicato, le cose non vanno meglio quandosi analizzano le soluzioni di interconnessioneintraprese dai vari Stati, soprattutto nel sud edest Mediterraneo.

Dato che l’iniziativa di interconnettere pro-gressivamente i sistemi elettrici dei Paesi medi-terranei è stata lanciata solo all’inizio degli anni’90, per accelerare gli scambi di energia elettri-

ti da interconnessioni in AC sarebbero statimolto ridotti e si sarebbero dovuti adottare ap-propriati controlli di emergenze e piani di dife-sa per far fronte a eventuali guasti sulle linee”.In pratica un modo soft per far capire che eranecessario prevedere in qualche sezione dell’a-nello dei collegamenti in HVDC o back-to-back. Infatti, benché non richiesto dallo studio,furono simulati casi con presenza di back-to-back mostrandone l’efficacia.

Ci vollero tuttavia anni per far sì che questaidea venisse accettata. Finché il nuovo studioMedgrid (Medgrid Update [5]), eseguito nel 2009-2010 sempre con finanziamento della Commis-sione Europea, ha chiaramente evidenziato la ne-cessità di installare un dispositivo BtB tra Turchiae Siria, sulla linea già realizzata a 400 kV AC Bi-recik-Aleppo, e in una sezione transfrontalieratra Tunisia e Libia o Libia ed Egitto, da sceglierein base ad uno studio dedicato. Lo studio inclu-deva anche una roadmap per l’integrazione deiTerritori Palestinesi con il sistema elettrico dellaGiordania e dell’Egitto. La roadmap prevedevauna progressiva disconnessione dei centri pale-stinesi del West Bank dal sistema elettrico israe-liano con sincronizzazione verso la Giordania,mentre le colonie israeliane sarebbero rimastealimentate dalla compagnia elettrica israelianaIEC. Per la Striscia di Gaza la transizione sareb-be stata anche più semplice, non essendovi co-lonie israeliane. Tale soluzione era stata accet-tata da tutti gli attori coinvolti; tuttavia, una voltaterminato lo studio e pubblicati i risultati e le rac-comandazioni sul sito della Commissione Euro-pea, nulla è più stato fatto. Una vera occasione



Results Year 2005 – Base CaseEnergy Exchanges (TWh)Energy Balance (TWh)

0.6 0.1

0.3 0.0 0.9

0.80.0

0.4

0.6

3.4

7.5

0.7 1.80.2

0.01.1

0.6

3.0

0.1

0.0

ES

MA(–0.1) DZ

(1.4) TN(–2.5)

LY(–0.1) EG

(1.9)

JO(–0.9)

SY(2.2)

BG

GR

TR(–13.2)

Figura 2 Scambi attesi tra i Paesi del sud ed est del Mediterraneo - Modello economico OKAPI 2005.

ca sono stati messi in servizio svariati progetti diinterconnessione in corrente alternata, come:� cavo sottomarino a 400 kV tra Marocco e

Spagna;� linea aerea in doppia terna a 220 kV tra Libia

ed Egitto;� cavo sottomarino a 400 kV tra Egitto e Gior-

dania;� linea aerea 400 kV tra Giordania e Siria.

Successivamente sono state realizzate le inter-connessioni a 400 kV tra Siria, Libano e Turchia,anche se non sono mai state pienamente opera-tive. Oltre alla realizzazione delle interconnes-sioni qui riportate, ulteriori soluzioni di intercon-nessione intraprese dai vari Stati sono state ana-lizzate senza, in tutti i modi, portare ad alcun ri-sultato realizzativo. D’altro canto il vincolo prin-cipale di questi progetti è stato l’aspetto bilatera-le degli scambi che ha precluso la possibilità divalutare i potenziali benefici di intere regioni(veri e propri pool).

Questa tendenza di concentrare gli sforzi so-lo sulla valutazione di potenziali vantaggi del-la singola Nazione, senza concepire la possibi-lità di mettere a fattor comune piani strategicidi sviluppo delle infrastrutture, è stato uno sco-glio sinora insormontabile. È infatti da rilevareche il primo Stato ad aver avviato le riformedel settore elettrico è l’Algeria, mentre gli altri

Paesi troppo lentamente recepiscono leggi diriforma del settore. Questo atteggiamento hacomplicato i meccanismi di interscambio tran-sfrontaliero, creando asimmetrie sia nelle pro-cedure di formazione del prezzo, che di remu-nerazione dell’uso della rete e di soluzione del-le congestioni.

In sintesi la situazione in Nord Africa e MedioOriente, a causa delle limitate capacità transfron-taliere, addirittura nulle in certi casi, e per il dif-ferente ritmo del processo di riforme necessarieal funzionamento del mercato dell’elettricità èstata finora caratterizzata da:� impossibilità di realizzare un efficiente mer-

cato regionale dell’elettricità;� difficoltà nell’attrazione di investimenti stranie-

ri in nuova generazione; quest’ultimo aspettoè stato particolarmente critico in considerazio-ne dell’elevata tendenza alla crescita della do-manda elettrica nella regione.L’unico risultato di pregio è stata la sincroniz-

zazione della Turchia con il sistema europeo. Unprocesso partito negli anni ‘90 che ha portato dalsettembre 2010 all’utilizzo permanente delle li-nee di interconnessione tra Turchia, Grecia e Bul-garia riportate nella figura 3. Dall’altra parte, nonsono ancora stati risolti i problemi che impedi-scono di chiudere la linea a 220 kV tra Tunisiae Libia già realizzata nel 2002.



Figura 3 Schema dell’interconnessione tra Turchia e ENTSOE (Fonte: MEDELEC).

� procedure per l’allocazione della capacitàtransfrontaliera qualora questa fosse insuffi-ciente rispetto a quanto richiesto dagli ope-ratori.Questo secondo aspetto è particolarmente

critico, poiché, come visto, le attuali capacità diinterscambio transfrontaliere sono molto limita-te nella regione e, quindi, il rischio di conge-stioni è molto elevato. Questo fenomeno è cau-sato principalmente dal fatto che le intercon-nessioni esistenti sono state pianificate nel pas-sato essenzialmente per mutuo supporto al finedi aumentare il livello di affidabilità e i marginidi sicurezza. Inoltre ciascun sistema nazionale èsempre stato sviluppato in maniera indipenden-te, ossia senza alcun coordinamento con gli Staticonfinanti.

Un altro vincolo che attualmente ostacola illibero scambio di elettricità è senza dubbio le-gato ai sussidi al settore della domanda elettricache limitano la possibilità di sviluppo di unmercato elettrico nell’area Sud del mediterra-neo. Lo sviluppo di un meccanismo coordinatodi scambio dell’energia porterebbe ad un usoinnovativo delle interconnessioni in queste re-gioni, favorendo gli scambi su base economicaadottando soluzioni che siano orientate al mer-cato. È importante sottolineare che comunque,benché le procedure di CBT diano un segnaledi trasparenza per le transazioni permettendoun commercio dell’elettricità su basi eque sia in-tra-Maghreb che con l’Europa, in generale, cia-scuna soluzione per la gestione delle conge-stioni presenta vantaggi ed inconvenienti e, per-

Ottimizzazione dell’integrazionelungo l’asse sud-sud

L’ampia disponibilità di risorse fossili in alcu-ni Stati della sponda sud del Mediterraneo e l’e-levato tasso di crescita della domanda favoriscela costruzione di nuove linee di interconnessio-ne sull’asse sud-sud. Inoltre, la vicinanza geo-grafica dei Paesi del Maghreb con l’Europa co-stituisce un’opportunità per l’esportazione di ener-gia elettrica.

Però attualmente la rete di trasmissione lun-go l'asse meridionale e orientale dell’area suddel Mediterraneo è ancora debole e caratteriz-zata da bassi valori di Net Transfer Capacity(NTC) tra i vari Stati, come mostrato nella figu-ra 4. C’è da dire che molti sono i progetti di po-tenziamento della rete di trasmissione e delleinterconnessioni transfrontaliere, ma purtroppoi progressi realizzativi sono lenti in molte regio-ni, molto spesso per scarsa volontà politica.

Infatti, tra le barriere che impediscono il pie-no sfruttamento delle linee transfrontaliere in-nanzi tutto c’è la mancanza di regole condiviseper il Cross-Border Trading di energia elettrica.Il meccanismo del CBT coinvolge essenzialmentedue aspetti:� procedure per la remunerazione dell’uso del-

le reti ne Paesi che ospitano transiti di poten-za generati da terzi (per esempio: l’esporta-zione di energia dall’Algeria verso la Spagnagenera flussi sulla rete del Marocco, con con-seguente necessità di compensazione);



ENTSO-E

Morocco

Algeria Tunisia

(*) Attualmente linee aperte: NTC = 0

Libya Egypt

Jordan

Lebanon

Turkey

412 MW550 MW

Syria Iraq

Palestine

1400 MW

800 MW

300 MW

300 MW

300 MW300 MW

170 MW300 MW(*)

300 MW(*)

300 MW(*)

400 MW(*)

Figura 4 NTC nelle regioni del Nord Africa e del Medio Oriente (MW).

tanto, la scelta di usare una specifica proceduraper risolvere le congestioni deve essere presasulla base delle specificità locali e del quadroregolatorio dei Paesi coinvolti.

A tal proposito lo studio svolto dal CESI e fi-nanziato dall’Arab Found for Economic andSocial Development (AFESD) che per scopoaveva la determinazione dello scenario ottima-le di sviluppo delle interconnessioni elettrichee gasdotti all’interno del perimetro degli Statiappartenenti alla Lega Araba, rappresenta unimportante punto di partenza verso la defini-zione di un mercato integrato dell’energia tra iventi Paesi Arabi. Anche in questo contestol’opportunità di scambi energetici, gas e ener-gia, è vincolata a due requisiti fondamentali: lapresenza di adeguate infrastrutture e la defini-zione di regole per la commercializzazione del-la materia prima, in termini di trasparenza nel-l’allocazione della capacità e nella definizionedei prezzi. Analizzando lo stato attuale della re-golamentazione nei differenti Stati, lo studio haproposto il meccanismo di CBT che potrebbeessere implementato nella regione, molto simi-le a quello già usato in Europa e codificato daENTSO-E. Circa il processo di gestione dellecongestioni come pure la remunerazione del-l’uso delle reti a seguito di transiti originati daterzi, i metodi che potrebbero essere adottati inuna prima fase nel Maghreb sono:� allocazione esplicita della capacità con aste

co-ordinate per risolvere le congestioni;� metodologia di “grid costing” per la remune-

razione dei transiti; questa metodologia è ba-sata sui costi standard attribuiti a ciascuncomponente di rete e sui meccanismi per l’i-dentificazione della porzione di rete soggettaai transiti.Nella sua fase transitoria,in cui le riforme ne-

cessarie al funzionamento del mercato regiona-le dell’elettricità non sono interamente adottateda tutti gli Stati, la gestione delle congestionipotrebbe essere risolta tramite il metodo Owninterconnector dove la capacità è resa disponi-bile solo al possessore e all’utilizzatore della li-nea di interconnessione, ossia l’Operatore diSistema di ciascun Paese. Mentre per la remu-nerazione del transito, la metodologia del gridcosting potrebbe considerarsi valida anche nel-la fase transitoria. Benché il metodo Own inter-connector sia molto semplice e facile da imple-mentare, esso non fornisce alcun segnale dimercato, tuttavia può permettere ai vari Stati diavviare transazioni di elettricità sulla base diprocedure condivise.

Le interconnessionitransmediterranee sud-nord

In parallelo all’integrazione lungo l’asse sud-sud, anche quella tra sponda sud e nord del Me-diterraneo riveste un notevole interesse. Ad ini-zio degli anni 2000 l’interesse era dato dalla ne-cessità da parte dell’Europa di importare ener-gia elettrica in un momento di grande crescitadella domanda e disponibilità di fonti primariedi energia nella sponda sud del Mediterraneo.Questo elemento ha favorito l’esecuzione di stu-di di fattibilità tecnico-economica riguardo pos-sibili collegamenti HVDC sottomarini tra NordAfrica e Italia. Parallelamente, un impulso al-l’avvio di questi studi è stato dato in particolaredall’Algeria e dalla Libia (pre primavera Araba),desiderose di esportare un bene a maggiore va-lore aggiunto, com’è il caso dell’energia elettri-ca. Ma anche la Tunisia, carente di risorse pri-marie ma geograficamente più vicina all’Europa,ha mostrato interesse nello sviluppare un’inter-connessione elettrica con l’Italia.

L’aspetto tecnologico non sembra essere labarriera primaria allo sviluppo di queste inter-connessioni. La tecnologia della corrente conti-nua è largamente matura. L’unico limite è datodalla profondità alla quale i cavi possono arri-vare (attualmente inferiore a 2.000 m) che ren-de alcune soluzioni non ancora praticabili, co-me si può notare dalla figura 5.

Un aspetto che ha frenato lo sviluppo delleinterconnessioni tra nord e sud del mediterra-neo è stato invece l’assenza di un quadro rego-latorio a supporto degli scambi di elettricità subase economica. Solo recentemente si stannoportando a termine riforme del settore elettricoche permettano ad esempio ad un investitoreprivato di offrire sul mercato europeo elettricitàprodotta nei Paesi del Maghreb. Su questo fron-te stanno attivamente lavorando Marocco eAlgeria. Attualmente ONEE, l’operatore di retemarocchino partecipa attivamente al mercatoelettrico iberico.

Un altro limite da superare è il paradigmaadottato in tutti gli studi condotti fino a pochianni fa per cui le interconnessioni dovevanoservire per esportare energia dal Nord Africaall’Europa. Questo scenario era senza dubbio ilpiù probabile finché due fattori hanno radical-mente cambiato la scena. Il primo è la forte cre-scita della domanda in Nord Africa, al ritmo del7-9% annuo e la conseguente necessità di svi-luppo della produzione elettrica ad uso locale.Dall’altro la stagnazione della domanda elettrica



opportunità di commercio dell’elettricità ed an-che un mezzo per rinforzare la reciproca sicu-rezza della rete. Il suggerimento emerso da que-sti studi è pertanto quello di avviare prontamen-te un processo che porti alla creazione di unmercato dell’elettricità in tutti i Paesi coinvolti, te-nendo tuttavia presenti le specificità dei vari Statidel Maghreb che devono essere lasciati liberi discegliere il proprio modello.

In ultimo è stato avviato uno studio che pre-vede l’interconnessione del continente asiaticoall’Europa attraverso un collegamento multiter-minale di 2.000 MW tra Israele e Grecia conti-nentale, passando per Cipro e Creta. Conside-rando la lunghezza delle varie sezioni sottoma-rini, la tecnologia in corrente continua è l'unicapraticabile. Le analisi preliminari hanno mostra-

in Europa e il fenomeno dell’overcapacity ge-nerato dal boom delle energie rinnovabili.

Solo di recente alcuni studi hanno analizzatole interconnessioni tra Nord Africa ed Europaalla luce di questo nuovo scenario, come quel-lo relativo al collegamento Algeria-Italia svoltoda CESI. Questo studio mostra la convenienzadei due Stati ad importare ed esportare in mo-menti diversi dell’anno, sfruttando la capacitàdel collegamento (fino a 1.000 MW) per buonaparte dell’anno. Anche lo studio proposto daMedgrid [7] concluso nel 2014 conferma questatendenza. A differenza del precedente, questostudio ha riguardato una regione più estesa checomprende a sud Marocco, Algeria, Tunisia e anord Penisola Iberica, Italia e Europa Centrale(figura 6). Lo studio dimostra che c’è un’eleva-ta profittabilità per interconnessioni transmedi-terranee da realizzare nel medio periodo (2020-2022), con l’obiettivo di esportare in Maghrebenergia prodotta in Europa dai cicli combinatiattualmente sottoutilizzati, in sostituzione deipiù costosi turbogas presenti in Marocco,Algeria e Tunisia.

Sull’orizzonte di lungo periodo, è tuttora vali-da la visione strategica di integrazione tra il si-stema europeo e quello del Maghreb, sulla spin-ta dello sviluppo dell’energia rinnovabile attesoin Nord Africa. La disponibilità di interconnes-sioni transmediterranee già nel medio periodo ècruciale proprio per attuare i piani di sviluppodelle energie rinnovabili in Paesi come Marocco,Algeria e Tunisia. E’ in accordo con questa lineadi un libero mercato euro-mediterraneo chevanno visti anche i progetti in corrente continuaattraverso il Mediterraneo: essi possono rappre-sentare (specialmente per Italia e Spagna) una



Figura 5 Aree del Bacino del Mediterraneo con profondità superiore ai 2.000 m.

Figura 6 Modello di scambi di elettricità adottato nello studio Medgrid (Fonte: Medgrid).

to effetti positivi in termini di sicurezza degli ap-provvigionamenti, migliore sostenibilità e mi-glioramento della competitività (e quindi inte-grazione del mercato). Data l’importanza strate-gica di questo progetto, la Commissione Euro-pea ha incluso tale interconnessione, chiamataEuro-Asia interconnector, nei progetti di inte-resse comune (PCI) con l’auspicio di attrarre in-vestimenti da parte delle autorità nazionali, del-le istituzioni finanziarie internazionali (per esem-pio: BEI, WB, EC, ecc.) e del settore privato. Se-gnale fondamentale da cogliere è che la solu-zione sotto studio esclude completamente la pos-sibilità di collegare Asia e Europa attraverso laTurchia, preferendo a questa un corridoio ma-rino che senza ombra di dubbio presenta unosforzo d’investimento ed implicazioni tecniche,sociali ed ambientali maggiormente sfidanti.

Nel contempo si lavora sull’orizzonte di lungoperiodo (2030-2050), caratterizzato dallo sfrutta-mento di risorse energetiche “green” (grandicentrali idroelettriche, campi eolici e solari), in-tegrate coi sistemi di trasmissione attuali, inter-connessi attraverso grandi corridori di trasmis-sione dell’energia, denominati “autostrade elet-triche” o E-Highways. Come lo scenario propo-sto da Dii (Desertech Industrial Initiative), chepropone la realizzazione di 1.250 GW di nuoveinterconnessioni (principalmente HVDC) traPaesi europei, Nord Africa e Medio Oriente en-tro il 2050 (figura 7). Il primo tassello di questanuova struttura è rappresentato dalle reti offsho-

re per collegare i campi eolici marini alla terraferma nel Mare del Nord e nel Mar Baltico. Mala strada da fare è ancora lunga, mentre il 2050non è poi così lontano.

ConclusioniI primi studi per l’integrazione delle reti elet-

triche dei Paesi del Mediterraneo risalgono all’i-nizio degli anni 2000. Attualmente il sistema eu-ropeo è stabilmente interconnesso con le nazio-ni del Maghreb da un lato e la Turchia dall’altro.Anche la Libia e gli Stati del Mashreq (dall’Egit-to alla Siria) costituivano un sistema intercon-nesso fino a quando alcune interconnessioni so-no state poste fuori servizio a seguito delle crisiin Libia e Siria. Infine, linee transfrontaliere traSiria e Libano, tra Giordania e Cisgiordania, traEgitto e Gaza alimentano isole di carico in Li-bano e nei territori palestinesi.

Nella sponda sud ed est del Mediterraneo lelinee di interconnessione sono sempre state vi-ste come strumento per il mutuo soccorso in ca-so di bisogno e mai come un mezzo per realiz-zare scambi commerciali di energia. In queste re-gioni finora ha prevalso la politica dell’ognunper sé, soprattutto per lo sviluppo della genera-zione. Il risultato è una rete di trasmissione lun-go l’asse meridionale ed orientale caratterizzatada bassi valori di NTC e bassi scambi di energia.

Certamente le interconnessioni necessitano diessere rinforzate, tuttavia la barriera principale da



Figura 7Nuove interconnessioni

al 2050 (Fonte: Dii).

bio di elettricità e l’adozione di meccanismi dimercato sono tuttora in corso, il primo scoglioda superare è il cambio di mentalità per cui leinterconnessioni possono essere utilizzate pertrasportare potenza dall’Europa al Nord Africacon reciproco guadagno. Almeno nel medioperiodo, finché i cicli combinati europei risulte-ranno più competitivi dei turbogas presenti inMaghreb. In attesa che questi Paesi diano se-guito ai loro programmi di sviluppo di fonti rin-novabili. Per allora, le interconnessioni sarannoutili per sfruttare al meglio queste nuove fontidi generazione.

Le prospettive date dall’integrazione dei si-stemi di Europa, Nord Africa e Medio Oriente intermini di riduzione dei costi di produzione del-l’energia, ottimizzazione degli investimenti e mi-glioramento della sicurezza di approvvigiona-mento sono ormai provate e progetti concreti diinterconnessioni tra sponda sud e nord del Me-diterraneo sono già stati proposti. La prima bar-riera psicologica dell’esportazione a tutti i costidalla sponda sud a quella nord del Mediterraneosembra superata, almeno nei Paesi del Maghreb.Il processo di liberalizzazione dei mercati e diintegrazione delle regole di CBT è meno matu-ro anche se le collaborazioni tra gli Stati del Me-diterraneo a livello di operatori di rete (Med-TSO), di autorità regolatorie (Med-Reg) e inizia-tive transnazionali come RES4MED, Dii, Medi-terranean Solar Plan non mancano.

Anche su questo fronte le nazioni del Maghrebsembrano progredire più rapidamente rispetto aquelli del Medio Oriente. La strada da fare è an-cora molta ma il percorso ormai è tracciato.

superare per una effettiva integrazione dei Paesidella sponda sud e est del Mediterraneo è lamancanza di regole condivise per il Cross-BorderTrading di energia elettrica, sia in termini di al-locazione delle capacità transfrontaliere che diremunerazione per l’uso delle reti che ospitanotransiti di potenza generati da Paesi terzi.

A tal proposito vale rilevare lo sforzo di alcu-ni Stati come il Marocco e l’Algeria di riformareil settore elettrico così come la condivisione daparte dei Paesi appartenei alla Lega Araba di unmeccanismo di CBT proposto nell’ambito diuno studio recentemente condotto per l’ArabFound for Economic and Social Development.

Ancora più di rilievo è l’integrazione tra gliStati della sponda sud e nord del Mediterraneo.Molti studi di interconnessioni sottomarine inHVDC sono stati condotti negli anni passati traAlgeria, Tunisia e Libia da un lato, Spagna eItalia dall’altro. Ma tutti questi studi hanno sem-pre avuto come ipotesi principale l’esportazionedi potenza dal Nord Africa all’Europa. Una si-tuazione che si poteva ipotizzare fino a dieci an-ni fa ma che ora non trova più riscontro nellarealtà. Da un lato i Paesi del Nord Africa si tro-vano a far fronte ad una crescita della domandainterna tra il 7 e il 9% ed un sistema di genera-zione che fatica a tenere il passo. Dall’altro lato,l’Europa ha una domanda che non cresce ed uneccesso di capacità installata (termica) determi-nata dalla forte crescita delle fonti rinnovabili.

È sotto questa doppia spinta che si devono ri-leggere le interconnessioni tra Nord Africa eEuropa. Su questo fronte, se i processi di im-plementazione di regole condivise per lo scam-



[1] Scarpellini P., Lemaître Ch., Alonso J.F., Koronides A., TouilebR., Allagui S., Abougarad F., Awad M., Hiyasat A., Homsi K.,Sezer H.: Analysis of Operation of the Forthcoming MediterraneanRing. CIGRE General Session, Paris (France), August 2002.

[2] Abougarad F., Allagui S., Alonso J.F., Awad M., Cova B., Hiya-sat A., Homsi K., Koronides A., Lemaître Ch., Sezer H., Touileb R.:Towards the Synchronously Interconnected Mediterranean ElectricSystem: the main technical challenges to be overcome for a secureand economical operation. MEDPOWER 2002,Athens (Greece), No-vember 2002.

[3] Cova B.: Interconnection of the Power Systems of theMediterranean Basin. Proc. of CIGRE Symposium on Developmentand Operation of Interconnections in a Restructuring Context, April2003 (proc. available at central CIGRE offices).

[4] Cova B., Lemaître Ch., Alonso J.F., Daskalakis I., Touileb R.,Allagui S., Abougarad F., Yasien K., Kharbat F., Homsi K., SezerH., Laâbi T.: Technical challenges set by the closure of theMediterranean Ring from the dynamic security point of view. Paperabstract accepted at the CIGRE General Session, Paris,August 2004.

[5] MED-EMIP project (Volume I: Overview of the power systems ofthe Mediterranean Basin, Volume II: Analysis and proposals for theclosure of the Ring and North-South Electrical Corridors, Volume III:Market Potential and Financial Impact of Solar Power Generation inMediterranean Partner Countries, Volume IV: Visualizing theMediterranean Sea Basin for electric Power Corridors), 2010,http://ec.europa.eu/energy/en/studies/medring-study-mediterra-nean-electricity-interconnections-2010-update.

[6] Cova B., Zecca B., Abougarad F., Allagui S., Colla L., ReboliniM., Touileb R.: Linking Europe to Africa through long distance HVDCsubmarine interconnectors: methodology applied to the feasibilitystudy and technical challenges to be overcome. 42-th CIGRE gene-ral Session 2008, Paris, August 2008.

[7] Medgrid, Second Euro-Mediterranean Rendez-Vous onEnergy - http://conferencemedgrid2015.evenium.com

[8] Desertec industrial initiative (Dii) - www.dii-eumena.com

[9] Mediterranean Solar Plan (MSP) - http://ufmsecretariat.org/-mediterranean-solar-plan

bibliografia

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L’articolo presenta il progetto sperimentale Energy4Growingper lo sviluppo di una architettura micro-grid per l’elettrificazione

di realtà rurali in Paesi in Via di Sviluppo. Il progetto é cofinanziato daPoliSocial, un’iniziativa del Politecnico di Milano indirizzata

a catalizzare interventi a carattere sociale.

Introduzione al progetto

G uardando alla situazione dei Paesi in Viadi Sviluppo (PVS), oggigiorno é ormairiconosciuto che promuovere l’accesso

all’energia elettrica sia uno degli elementi chiaveper sostenerne il processo di sviluppo. L’energiaelettrica infatti consente il miglioramento dei ser-vizi e dei processi produttivi che creano benes-sere realizzando un ciclo di sviluppo sociale edeconomico [2]. Evidenti sono infatti gli effetti chepuò portare l’introduzione di apparecchiatureelettriche nell’industria, nell’agricoltura, nell’ar-tigianato e nel sistema sanitario. O ancora, le pos-sibilitá di impiego che si possono generare perle popolazioni locali dalla diffusione stessa di im-pianti di generazione elettrica e di distribuzionequando adattati alla scala locale. Evidenti bene-fici dovuti all’accesso all’energia elettrica si pre-sentano, anche e soprattutto, in ambito dome-

stico. I molti studi sviluppati negli anni hannomostrato come i benefici in ambito famigliare,frutto dell’accesso all’elettricità, siano legati ai mi-glioramenti nel soddisfacimento dei bisogni fon-damentali e ad una relativa dinimuzione dalladipendenza dai combustibili tradizionali [8]. Peresempio, avviene infatti che la disponibilità di il-luminazione elettrica riduca l’utilizzo di kerose-ne e aumenti la disponibilitá di ora di luce nel-le abitazioni permettendo miglioramenti nel li-vello di istruzione dei bambini. Inoltre grazie al-l’introduzione di radio, televisioni, telefoni cel-lulari e computer si realizza un migliore acces-so alle informazioni e alle telecomunicazioni [1].

Tuttavia, nonstante gli sforzi e le iniziativemesse in campo negli ultimi decenni da partedi organizzazioni internazionali e ONG, oggi-giorno esistono ancora estese aree nei PVS incui l’energia elettrica non è disponibile. Secon-do i dati del World Energy Outlook 2013, 1.26

L’elettrificazionerurale nei Paesi in via

di sviluppo: il progettoEnergy4Growing

Stefano Mandelli Paolo Guidetti Marco Merlo Stefania Carmeli Roberto Perini Gisella Tomasini Mauro Mancini Politecnico di MilanoDaniele Rosati MCM EnergyLab Matteo Leonardi Istituto OIKOS

miliardi di persone nel mondo non ha accessoall’energia elettrica e di queste circa la metá vi-ve in Africa [7]. Tale situazione è particolamen-te accentuata nelle zone rurali dove larghe fascedella della popolazione (il 35% su tutti i PVS epiú del 70% in Africa) vive in zone isolate dovel’energia elettrica non è disponibile e raggiun-gere ogni villaggio ampliando la rete elettrica ri-sulta spesso tecnicamente ed economicamenteimproponibile [9]. In questi contesti la prospet-tiva di elettrificazione rurale mediante sistemi dipiccola scala operanti in isola e basati su risorserinnovabili risulta molto interessante. Infatti inqueste zone la maggior parte della popolazioneche ha accesso all’energia elettrica usufruisce giádi sistemi che operano in isola basati su risorseconvenzionali come generatori diesel. Essi dasempre sono stati l’unica soluzione per ottene-re elettricità nelle zone remote, nelle piccole co-munità e per singole utenze. È quindi evidenteche in questi contesti l’avvento di piccoli siste-mi basati su fonti rinnovabili di energia è vistocome un’opportunità per aumentare l’accesso alservizio elettrico limitando la dipendenza daicombustibili fossili. Ulteriore aspetto interessan-te é l’accoppiamento di una o più tecnologie ba-sate su rinnovabili con gli attuali generatori die-sel che permette di incrementare l’efficienza emigliorare la qualità del servizio [4].

Tuttavia é importante notare che nelle aree ru-rali in cui si potrebbe intervenire con questo ti-po di sistemi, la geografia del territorio, le con-dizioni ambientali e meteorologiche e la situa-zione economica e sociale della popolazione lo-cale differiscono notevolmente e non permetto-no di formulare un’unica soluzione tecnica vali-da globalmente. Infatti, per ognuno di questicontesti, e addirittura per ciascun villaggio iso-lato, è possibile identificare problemi e condi-zioni specifici che influenzano lo sviluppo e laprogettazione di un sistema di generazione. Lavalutazione di tutti questi molteplici aspetti équindi di fondamentale importanza per lo stu-dio di fattibilità di un sistema elettrico in isola.Solo in questo modo é possibile ottenere unasoluzione tecnica ben adattata al contesto cherealizzi un equilibrio fra il fabbisogno energeti-co degli utenti, il rispetto dei vincoli ambientalie la semplicitá di gestione e funzionamento del-l’impianto. Oltre alla complessità in fase proget-tuale, lo svantaggio principale degli impianti perla produzione di energia da fonti rinnovabili con-siste nell’alto investimento richiesto per la lororealizzazione. Questo è a maggior ragione ve-ro in zone rurali scarsamente popolate dove l’ap-provvigionamento elettrico costituisce comun-

que un tipo di investimento poco remunerati-vo che quindi risulta di scarso interesse per lesocietà private [11]. In questi contesti, di conse-guenza, le strategie energetiche dei governi edelle comunità locali devono essere basati sul-l'identificazione di appropriate modalità e fontidi finanziamento.

Interventi che favoriscono l’aumento dell’ac-cesso all’energia elettrica sono di interesse an-che per organizzazioni che si dedicano a pro-getti di sviluppo locale. Come accennato infatti,promuovere l’accesso all’energia elettrica costi-tuisce un punto di partenza fondamentale peraumentare il benessere a livello locale attraver-so la promozione di piccole attività produttive,dei servizi (sistema educativo e sanitario) e mi-gliorando le condizioni di vita in ambito dome-stico [5]. In questo contesto si inserisce il pro-gramma Polisocial, lanciato nel 2012 da Politec-nico di Milano insieme a Fondazione Politecni-co, che sottolinea il ruolo dell’università a for-mare le future generazioni nell’ottica di coope-rare all’interno di una società internazionale, mul-tidisciplinare e multietnica [10]. Attraverso Poli-social, il Politecnico di Milano e Fondazione Po-litecnico promuovono l’iniziativa “PolisocialAward” che finanzia alcuni progetti di ricerca afini sociali, ed è tra i vincitori del Polisocial Award2013 che si inserisce il progetto Energy4Growing.Questo progetto è condotto da un gruppo diricercatori del Dipartimento di Energia del Po-litecnico di Milano con la collaborazione di as-sociazioni (APER, REEF)1, di aziende (Euroim-presa, Phoenix Contact, Energy Team, ABB Sa-ce, Sironi Batterie srl) e universitàa locali (DIT,ATC)2. Il progetto si propone di contribuire al-lo sviluppo di soluzioni per promuovere la dif-fusione delle fonti rinnovabili nel processo dielettrificazione rurale. In particolare prevede lostudio e la realizzazione di un Interface Con-verter in grado di integrare diverse fonti di ener-gia che, opportunamente gestite da un’unità dicontrollo dedicata, garantirà un’alimentazionecontinuativa ed efficiente della scuola secon-daria di Ngarenanyuki, Tanzania (figura 1).

Partner rilevante per il progetto è ancheIstituto OIKOS in ragione dell’esperienza in pro-getti di sviluppo locale in paesi dell’Africa sub-Saharaiana. In particolare Istituto OIKOS risultagià attivo in Tanzania proprio nelle aree interes-sate dal progetto Energy4Growing e fornirá sup-



1 APER: assoRinnovabili. REEF: RE- Energy Foundation Onlus.2 DIT: Dar es Salaam Institute of Technology. ATC: Arusha TechnicalCollege.

sti o malfunzionamenti per evitare che blocchipersistenti della centrale ne causino l’abbando-no. In quest’ottica saranno erogati corsi atti a for-nire le informazioni minime necessarie. Questaattività si avvarrà anche dell’esperienza matura-ta all’interno delle iniziative della cattedra UNE-SCO in “Energy for Sustainable Development”del Dipartimento di Energia e dei progetti di coo-perazione in ambito formativo che sono stati rea-lizzati nel corso degli ultimi anni.

Descrizione del sistema elettricodella scuola di Ngarenanyuki

Ngarenanyuki è un villaggio rurale all’internodella regione-stato di Arusha in Tanzania. In que-sto villaggio si trova la scuola secondaria (figu-ra 2) destinata ad essere il beneficiario princi-

porto sia in termini tecnici che organizzativi e dimobilitazione delle comunità locali.

Per la progettazione e la realizzazione delprototipo, il gruppo di ricerca collabora conMCM Energy Lab, spin-off del Politecnico diMilano, specializzato nello studio di soluzionihardware/software per sistemi energetici conalta penetrazione di fonti rinnovabili e con-vertitori di potenza.

Un valore aggiunto che il progetto si prefiggedi raggiungere risiede nel coinvolgimento dellacomunità locale nel processo di decisioni in mo-do da costruire il senso di proprietà dell’impianto.Oltre al coinvolgimento nella fase di progetta-zione, di fondamentale importanza sarà la for-mazione degli utenti del nuovo sistema rispettoad una gestione efficiente, al controllo e alla ma-nutenzione dello stesso. È infatti importante chegli utenti sappiano come gestire eventuali gua-



SolarPhotovoltaics

Battery

Wind Turbine

Generator

Load

G

Figura 1 Rappresentazione della micro-grid con particolare riferimento all’Interface Converer.

Figura 2 La scuola secondaria di Ngarenanyuki, Arusha (Tanzania).

pale della micro-grid interessata dall’installazio-ne del prototipo di “Interface Inverter” che saràsviluppato all’interno del progetto. La scuola èfrequentata da circa 460 studenti l’85% dei qua-li, durante i periodi di lezione, risiede giorno enotte nelle strutture dalla scuola. Il complessoscolastico è costituito da diversi edifici che com-prendono classi e uffici, dormitori, residenze peri docenti e le rispettive famiglie, biblioteca, cu-cina, servizi igienici ecc.

Nella scuola sono attualmente presenti diffe-renti sistemi di generazione basati su fonti dienergia rinnovabili e convenzionali che alimen-tano carichi in isola mediante un interruttore aleva comandato manualmente. Gli apparati esi-stenti sono stati implementati nel corso deglianni all’interno di differenti progetti non colle-gati tra loro. Alcuni di essi sono attualmenteobsoleti o non funzionanti.

La principale fonte di energia della scuola è unaturbina idroelettrica Banki da 3.2 kW, fornita dal-la IREM Torino e installata nel 2011, accoppiataad un generatore sincrono monofase da 230 V,50 Hz (figura 3). Questa tipologia di gruppi tur-bina-alternatore è estremamente affidabile, nonnecessita di manutenzione onerosa, ma non ga-rantisce un’elevata efficienza. Infatti il gruppo ro-tante trasforma in energia elettrica tutta quella pro-

veniente dal fluido e la regolazione della frequenzaè garantita da un sistema di controllo automaticobasato su una coppia di resistenze zavorra (4 kWtotali) che dissipano in aria la potenza in eccessonon assorbita dai carichi (figura 3). L’acqua in in-gresso alla turbina è prelevata da un canale, ge-stito a monte da personale locale e la cui porta-ta è influenzata anche dalle necessità di irrigazionelocali. La portata disponibile alla turbina è quin-di variabile ed un operatore regola manualmen-te il distributore della turbina per mantenere lapressione nella condotta costante (l’intervallo difunzionamento della turbina va da un minimo di16 l/s fino ad un massimo di 60 l/s che, con unsalto di 9.2 m, corrispondono a valori di poten-za di 800 W e 3.2 kW).

Poiché la generazione elettrica con questi si-stemi è estremamente discontinua e aleatoria, lascuola ha installato diversi sistemi di back-up in-dipendenti, alcuni in DC altri in AC. Tali sistemisono costituiti prevalentemente da una batteriaricaricata da uno o più pannelli fotovoltaici e ali-mentano carichi dedicati (depuratore, luci, pre-se uffici). Esiste anche un sistema di accumulocentrale di circa 800Ah che puó essere messo incarica dalla turbina idroelettrica, quando que-sta non alimenta nessun carico, mediante l’in-terruttore manuale. Questo sistema di accumulocostituisce una fonte alternativa al sistema quan-do non è disponibile acqua ed è collegato allalinea carichi AC mediante un convertitore elet-tronico bidirezionale (figura 4).

La scuola ha inoltre a disposizione un picco-lo gruppo diesel da 5 kW che viene attivatomolto saltuariamente quando si ha una neces-sitá particolare e se le utenze principali nonpossono essere alimentate dalla turbina idrolet-trica. Tale scelta è giustificabile dal fatto che lafonte convenzionale rappresenta una voce nontrascuraile di costo e per questa ragione vieneattualmente preferita una gestione che adatta icarichi alla potenza delle fonti disponibili (inpratica l’droelettrico). L’intero sistema elettricodella scuola è gestito da un operatore che veri-fica quali sono i carichi che necessitano energia,quali le fonti disponibili al momento e manual-mente mette in tensione ciascuna linea di cari-chi (figura 5). Chiaramente questa modalità dicontrollo è altamente inefficiente, dipende dallapresenza dell’operatore h24 e genera inevitabil-mente numerosi blackout.

Un intervento per migliorare il sistema digestione dei flussi d’energia della scuola ènecessario anche considerando le prospettiverispetto ai sistemi di generazione e dei carichi.Istituto OIKOS ha recentemente acquistato ulte-



Figura 3Blocco turbina e

generatore – Resistenzezavorra.

riori 3 kW di pannelli fotovoltaici ed è inten-zione della scuola connettere al quadro elettri-co una pompa per fornire acqua ai dormitori.In loco sono inoltre presenti due turbine eoli-che che non sono attualmente funzionanti: una,costruita localmente, è stata smantellata ed é inattesa di manutenzione, l’altra per problemi daindagare risulta che non abbia mai erogatopotenza pur essendo meccanicamente funzio-nante (figura 6).

Per quanto descritto è evidente che il panora-ma di fonti e carichi della scuola è in continuaevoluzione, caratteristica questa tipica di tuttele applicazioni in zone rurali dei PVS e rispettoalla quale la progettazione degli impianti deveessere particolareggiata. Inoltre è molto com-plesso, ad oggi, stimare una curva di potenza as-sorbita dai carichi, poiché l’uso delle utenze è al-tamente condizionato dalla disponibilità dellefonti. Nella figura 7 si riporta comunque una sti-ma basata su una prima analisi elaborata con Isti-tuto OIKOS. Rispetto alla curva di potenza, nuo-ve misure saranno disponibili a breve grazie adun dispositivo di misura che verrà installato inuscita all’interruttore principale dell’impianto del-la scuola. In ogni caso, in un contesto in conti-nua evoluzione come il sito del progettoEnergy4Growing ci si aspetta un deciso incre-mento della potenza richiesta in un breve perio-do dopo l’avviamento del nuovo impianto.

Descrizione degli aspettiscientifici del prototipo

Il prototipo proposto in questo progetto verràprogettato per integrare diverse fonti di ener-gia rinnovabili e un sistema di accumulo su unDC-Bus il quale alimenta un convertitore DC/AC.



Figura 4 Sistema di accumulo centrale – Interruttore manuale – Convertitore elettronico bidirezionale.

Figura 5Interruttori controllocarichi.

Figura 6 Turbinaeolica disponibilein loco.

Le fonti sono accoppiate al DC-Bus medianteconvertitori DC/DC e AC/DC progettati con unastruttura flessibile. In particolare, obiettivo delprogetto è la definizione di logiche di controlloche consentano di implementare strategie di ot-timizzazione universali in modo da poter colle-gare diverse tecnologie di generazione caratte-rizzate da differenti caratteristiche tecniche sen-za che sia necessario analizzare nel dettaglio deiparametri costruttivi di ciascuna tecnologia. Que-sto aspetto consentirà di collegare al sistema lefonti energetiche esistenti ed eventualmente al-tre in futuro.

Per le stesse ragioni, il sistema di accumulosarà abbinato ad un convertitore progettato perconnettere differenti tipologie di batterie e saràin grado di garantire il bilancio energetico trafonti e carichi. Nel convertitore DC/AC sarannoimplementate funzioni di controllo per alimen-tare carichi in isola e altre per lavorare in paral-lelo con più piattaforme di generazione ibrida.In caso di parallelo con altre micro-grid, il pro-totipo dovrà essere in grado di garantire la sta-bilità della rete, attivando specifiche funzionidell’Interface Converter che regolino frequenzae tensione del sistema e che gestiscano i set-point di potenza, attiva e reattiva, di ciascunsistema. La tecnologia disponibile per questoprogetto, gestisce i flussi di potenza medianteun algoritmo denominato “Droop Control” [6].Un ulteriore vantaggio sarebbe quello di vinco-lare la potenza prodotta da ciascuna fonte ad

alcuni indici interni per ottimizzare i flussi dipotenza di tutta la micro-grid.

Un sistema ibrido come quello proposto pre-senta un’elevata flessibilità, può essere installa-to in aree rurali con diverse caratteristiche am-bientali e può integrare differenti fonti, anche esi-stenti in loco, senza la necessità di sostanziosemodifiche hardware. Nella progettazione di que-sto prototipo si vuole adottare un’ottica che in-tenda supportare lo sviluppo economico dei vil-laggi rurali. Infatti l’intenzione è quella di farein modo che il quadro di interfaccia sia in gra-do di alimentare inizialmente i carichi principa-li, per poi integrare nuove fonti al fine di soddi-sfare la crescente domanda di energia. Infine sicercherà di mantenere la possibilità di lavorarein parallelo con la rete o con altri sistemi in iso-la per fornire energia a villaggi interi o a gruppidi villaggi.

Descrizione degli aspettitecnici del prototipo

La realizzazione del prototipo, tuttora in cor-so, ha richiesto un’attenta analisi del sistema esi-stente ed anche un’analisi circa il livello di auto-mazione e informatizzazione che gli operatorilocali saranno in grado di gestire. La soluzionetecnica selezionata per il progetto tiene anche inconsiderazione le esigenze di gestione dell’im-pianto da parte dei tecnici locali. In particolare



Figura 7 L’immagine riporta una stima delle curve di carico attuali (tonalitá verdi) e previsto (tonalitá marroni). La dif-ferenza all’interno di una tonalità rende ragione del fatto che alcuni carichi vengono attivati saltuariamente.

Profilo di carico Ngarenanyuky

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

Pot

emza

[kW

]

Ora

Carico previsto max

Carico previsto min

Carico attuale max

Carico attuale min

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

La scheda di controllo dell’inverter misura ten-sione e frequenza all’uscita del quadro deter-minando se l’inverter lavora in parallelo ad al-tre fonti che stanno sostenendo la frequenza direte (Grid Following) oppure se é il quadro stes-so a fare da nodo di saldo del sistema (Grid For-ming). Lo scopo prefissato nell’implementare al-l’interno della una micro-grid un convertitoredi questo genere è quello di ripartire la poten-za attiva e reattiva tra le fonti e migliorare pre-stazioni del sistema e stabilità regolando con-temporaneamente sia la frequenza sia l’ampiez-za della tensione all’uscita dell'inverter. La stessascheda del convertitore DC/AC può ricevere dal-l’esterno comandi da pc industriali o altri con-trollori che implementano logiche di controllo alivelli superiori. Per il prototipo oggetto di que-sto studio, la scelta è ricaduta su un PLC che ese-gue programmi ed elabora segnali, digitali e ana-logici, provenienti da sensori e diretti agli attua-tori presenti nell’impianto. La sua caratteristicaprincipale è la robustezza; esso può essere infattiposizionato all’interno di quadri elettrici in am-bienti rumorosi, con molte interferenze elettri-che, in luoghi che presentano temperature ele-vate o grande umidità. Questa soluzione è quin-di preferibile per il contesto di applicazione eperché si basa su una tecnologia ben nota.

Tutti gli interruttori, sia quelli dei carichi chequelli delle fonti, saranno azionati da relè cheverranno attivati dal PLC opportunamente pro-grammato per garantire il bilancio di potenza, la

il sistema si basa su un’architettura a doppia sbar-ra che consente l’esercizio del gruppo diesel edella turbina idroelettrica, su due sistemi indi-pendenti, in modo da massimizzare la flessibi-lità di lavoro (figura 8).

Il quadro di interfaccia gestisce il sistema di ac-cumulo e l’impianto fotovoltaico. Il convertito-re DC/AC, attraverso opportuni bus di campo,comunica con le BMU (Battery ManagementUnit) di ciascuna stringa di batterie. I messaggiche vengono scambiati su questi bus permetto-no di attuare diverse funzioni per la salvaguar-dia delle batterie, evitare la scarica profonda, man-tenere lo stato di carica (SOC) nei limiti di fun-zionamento, fare cicli di carica e scarica per lamanutenzione, controllare la temperatura di cel-la, ecc. I moduli fotovoltaici sono connessi al DCBus mediante un convertitore DC/DC che ope-ra in due modalità differenti: MPPT o RPPT. MPPTè l’algoritmo normalmente in uso che controllala tensione ai morsetti del campo fotovoltaico perestrarne la massima potenza. La logica RPPT alcontrario limita la potenza assorbita dal campofotovoltaico. In quest’ultimo caso la potenza vie-ne limitata portando il campo fotovoltaico in unpunto di lavoro in cui la potenza assorbita dalcampo consente di mantenere l’equilibrio di po-tenze all’interno della centrale. Questo algoritmoentra in funzione nel caso in cui la batteria siacompletamente carica e la potenza assorbita daicarichi sia inferiore alla massima potenza dispo-nibile dal campo fotovoltaico.



Figura 8Rappresentazioneschematica dell’impiantodella micro-grid.

HMI

PLC DataLogger

Q1

Q2

PM1 PM2 PM7

DG HDY WT LOAD1 LOAD2 LOAD3

LOAD4?

stabilità del sistema e una gestione efficiente deiflussi di potenza. Il PLC comunica con i PowerModule collocati sulle linee di carico e genera-zione e con il sistema di controllo dell’InterfaceConverter modificando i setpoint di potenza atti-va e reattiva. Il PLC sarà anche collegato ad unaHuman Machine Interface (HMI) che consentiràall’operatore di interagire con l’impianto agendosu un pannello sinottico. Si sta considerandoanche la possibilità di poter implementare unData Logger che raccolga le informazioni relati-ve al funzionamento dell’impianto in modo dapoter verificare la qualità della soluzione propo-sta anche in ottica di progetti futuri.

Attività in corsoData la rilevanza sociale e l’innovazione tec-

nica che il progetto si propone di raggiungere,si è ritenuto opportuno tenere aperta una vetri-na per tutti i tecnici e le aziende afferenti al set-tore elettrotecnico/energetico. Per fare questoè stata realizzata una pagina web3, in collabo-

razione con la cattedra UNESCO “Energy forSustainable Development”, in cui sono presen-tate le linee guida del progetto, i protagonisti ele attività svolte [3]. Questo canale sarà utiliz-zato anche per aggiornare i visitatori circa glisviluppi del prototipo e dell’installazione.

Il progetto Energy4Growing, iniziato ad ot-tobre 2013, prevede per i primi mesi del 2015l’esecuzione delle prove sperimentali e unapresentazione pubblica del progetto presso ilPolitecnico di Milano. Il progetto, inoltre, nonterminerà con l’istallazione del quadro nellascuola di Ngarenanyuki, ma seguirà, fino adottobre 2015, una campagna di misure utili asviluppare nuove funzioni di controllo per lagestione di micro-grid in isola. Succesiva-mente il sistema rimarrà in campo fornendoenergia elettrica alla scuola ma, al contempo,resterá disponibile come laboratorio speri-mentale grazie alle collaborazioni che Politec-nico di Milano sta attivando in Tanzania con ilDar es Salaam Institute of Technology el’Arusha Technical College.



3 https://beep.metid.polimi.it/web/unescochair-e4sd, www.facebook.com/energy4growing2014/

[1] Brew-Hammond, A., Kemausuor, F.: Energy for all in Africa–tobe or not to be?! Current Opinion in Environmental Sustainability,Vol.1, n. 1, 2009, p. 83–88. doi:10.1016/j.cosust.2009.07.014.

[2] Colombo, E., Masera, D., Bologna, S.: Renewable Energiesto Promote Local Development. In: E. Colombo, S. Bologna, & D.Masera (Eds.), Renewable Energy for Unleashing SustainableDevelopment (p. 3–25). Springer International Publishing.doi:10.1007/978-3-319-00284-2, 2013.

[3] Dip. di Energia POLIMI.: UNESCO Chair in Energy forSustainable Development. 2013. Retrieved from https://beep.-metid.polimi.it/web/unescochair-e4sd/

[4] Erdinc O., Uzunoglu, M.: Optimum design of hybrid renewableenergy systems: Overview of different approaches. Renewable andSustainable Energy Reviews, Vol. 16, n. 3, 2012, p. 1412–1425.doi:http://dx.doi.org/10.1016/j.rser.2011.11.011

[5] Europeaid.: ACP-EU Energy Facility. 2005. Retrieved fromhttp://ec.europa.eu/europeaid/where/acp/regional-coopera-tion/energy/index_en.htm

[6] Frosio L.: Droop control for interface inverters of hybridpower plants connected to isolated minigrids. Politecnico diMilano, 2013.

[7] IEA: World Energy Outlook. OECD Publishing. doi:10.1787/weo-2013-en, 2013, p. 700.

[8] Lahimer A.A., Alghoul M.a., Yousif F., Razykov T.M., AminN., Sopian K.: Research and development aspects on decentra-lized electrification options for rural household. Renewable andSustainable Energy Reviews, Vol. 24, 2013, p. 314-324.doi:10.1016/j.rser.2013.03.057.

[9] Mandelli, S., Mereu R.: Distributed Generation for Access toElectricity: “Off-Main-Grid” Systems from Home-Based toMicrogrid. In: E. Colombo, S. Bologna, & D. Masera (Eds.),Renewable Energy for Unleashing Sustainable Development.Springer International Publishing. doi:10.1007/978-3-319-00284-2, 2013.

[10] POLIMI, Fondazione Politecnico di MIlano: POLISOCIAL -Il programma di impegno e responsabilità sociale @ Politecnicodi Milano. 2012. Retrieved from http://www.polisocial.poli-mi.it/it/home/

[11] Zomers, A.: The challenge of rural electrification. Energyfor Sustainable Development, Vol. VII, n. 1, 2003, p. 69-76.doi:10.1016/S0973-0826(08)60349-X.

bibliografia




Applicazione reale in severecondizioni ambientali: il progetto

di Enel Green Power che ha realizzatouna microrete alimentata da un impiantorinnovabile ibrido equipaggiato con un

sistema di accumulo di energia avanzatonel Cile del Nord a 3.600 m di quota.

Introduzione

I sistemi ibridi off-grid stanno vivendo unrapido sviluppo, principalmente dovutoalla forte richiesta di energia in Paesi in

rapida crescita, che in genere hanno reti elettri-che deboli o addirittura assenti. Altre caratteri-stiche comuni di questi Paesi sono la grandedisponibilità di fonti energetiche rinnovabili(FER), come l’eolico e il solare, e l’elevato costoper il trasporto di gasolio, utilizzato solitamenteper i sistemi off-grid. Ne consegue un elevatonumero di business case studiati e di progettipilota realizzati [1 - 5].Enel Green Power ha studiato, simulato e

realizzato proprio in uno di questi Paesi, in Cile,un progetto esemplare per favorire la rapidaelettrificazione di aree remote difficilmente rag-giungibili dalla rete elettrica nazionale, speri-mentando tecnologie di produzione elettrica egestione della rete innovative e sostenibili. A talfine è stata realizzata una microrete alimentatada un impianto rinnovabile ibrido, in grado di

fornire energia rinnovabile per 24 h al giorno esenza interruzioni ai 150 abitanti di Ollagüe, unvillaggio del Cile del Nord posto ai confini conla Bolivia ad oltre 3.600 m di quota.Nel seguito si dettaglieranno le caratteristiche

dell’impianto ibrido che, in base agli studi ef-fettuati in sede di progettazione, si è stimato es-sere in grado di poter soddisfare più dell’85%del fabbisogno energetico del villaggio off-grid,per mezzo del sistema FER ibrido equipaggiatocon un sistema di accumulo dell'energia avan-zato (ESS, Energy Storage System), limitando co-sì il tempo di utilizzo del generatore diesel esi-stente a casi sporadici durante i periodi inver-nali. Le condizioni ambientali estreme consen-tiranno inoltre di analizzare le prestazioni del-le diverse apparecchiature in condizioni critichee sfidanti.Come è noto, nel caso di utenze poste in si-

ti remoti a rilevanti distanze dalla rete è tipica-mente conveniente l’utilizzo di generatori die-sel, nonostante l’alto costo per il trasporto delcombustibile; negli ultimi anni le brillanti perfor-mance ed il costo in discesa degli impianti fo-tovoltaici, con l’utilizzo di componenti di elet-tronica di potenza sempre più affidabili e di bas-so costo accoppiati a sistemi di Storage elettro-chimico efficienti, rapidi e duraturi, permettonosempre di più di realizzare impianti stand-alo-ne produzione con generatore fotovoltaico ingrado di soddisfare quasi completante il fabbi-sogno elettrico.Nel corso della sperimentazione tutti i com-

ponenti installati saranno oggetto di test sul cam-po, al fine di raccogliere dati operativi reali sul-l’effettivo funzionamento in condizioni am-bientali estreme.

Sistemi ibridifotovoltaici ed eolici constorage per reti off grid

Fabrizio Bizzarri Luigi Lanuzza Innovation and Sustainability – Enel Green Power

MetodologiaSelezione del sitoDopo una valutazione dei siti potenziali, in

vari Paesi con condizioni climatiche particola-ri, si è deciso di realizzare un impianto speri-mentale sul campo nel villaggio off-grid diOllagüe, posto a 3.600 m slm in una zonadesertica del Cile (figura 1).

Il sito è caratterizzato da condizioni climaticheestreme, con due “stagioni invernali”: “Altopla-nica” (gennaio-febbraio) e stagionale (giugno-lu-glio-agosto), e per l’altitudine e la radiazione so-lare estrema, è soggetto a forti variazioni di tem-peratura lungo la giornata (anche fino a 22 °C),con temperature medie minime che possono rag-giungere i –20 °C durante l’inverno, e picchi ditemperatura elevati durante l’estate (figura 2).Il villaggio è isolato dalla rete in quanto la

distanza dalle aree urbane non rende econo-mico un collegamento fisso alla rete naziona-le, pertanto finora l’energia era fornita da 1generatore diesel di circa 275 kVA (+1 riserva343 kVA), e i circa 150 abitanti non avevanoaccesso all'energia elettrica durante la nottetra l’1 e le 8 del mattino.L’ampia disponibilità di risorsa rinnovabile,

con una radiazione solare annua media di circa2.500 kWh/m2 a 15° di inclinazione, e un ven-to con velocità media annua Vav = 5,4 m/s a 20m di altitudine, unitamente alle condizioni estre-me dovute all'altitudine, quali la rarefazione del-l'aria con conseguente impatto sui dispositivielettronici nel bilancio termico di potenza, e laforte presenza di sporco per la polvere del-l'ambiente desertico, permetteranno di speri-mentare il funzionamento e di ottimizzare le lo-giche di controllo e manutenzione di singolicomponenti tecnici industriali, notoriamente af-fidabili, in un impianto che ha come scopo prin-cipale quello di garantire la copertura della for-nitura di energia h 24, minimizzando se non an-nullando il consumo di carburante del genera-tore diesel esistente che rimarrà comunque in-stallato come elemento di generazione di back-up. L’impianto, anche per le caratteristiche di af-fidabilità che dovrà mantenere sia pure nella suacondizione di sistema sperimentale, si presta ot-timamente per lo studio e la validazione di mo-delli con tecnologie FER in collaborazione coni partner del progetto e con eminenti centri diricerca internazionali.

Dimensionamento della centraleelettrica ibridaÈ stata eseguita un’accurata valutazione del

carico su base annuale studiando i carichi attua-li del Paese e analizzando il profilo medio annuomensile (figura 3).Sono state analizzate le risorse rinnovabili di-

sponibili a livello statistico su base oraria e di-mensionati i due impianti eolico e solare (figu-ra 4) sulla base anche delle esigenze di carat-tere sperimentale che si vogliono conseguire,portando alla conferma della fattibilità di rea-



Figura 1 Viste dell’impianto di Ollagüe in Cile.

Figura 2 Range delle temperature medie raggiunte. I picchi potrebbero raggiungere i–20 °C durante l’inverno.

25

20

15

10

5

0

–5

–10

–15

Temperatura[°C]

Dicembre

Febbraio

T° media T° media maxima T° media minima

Marzo

Aprile

Maggio

Mesi

Giugno

Agosto

Settembre

Novembre

Ottobre

Luglio

Gennaio

Load

(kW)

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Ann

Max

Daily highMean

Daily low

Min

120

100

80

60

40

20

Figura 3 Profilo medio del carico mensile stimato per 1 anno.

namenti del sistema di generazione ibrido.Il corretto funzionamento, dialogo e compati-

bilità tra i vari componenti d’impianto è assicu-rato dalla scelta di un unico produttore comuneper inverter fotovoltaico, PCS dello storage ePMS dell’impianto, in modo da integrare anchele logiche di gestione e le informazioni dell’ESS,garantendo opportuna resilienza all’intera archi-tettura (figura 6).

lizzazione di un impianto ibrido ottimizzato perle esigenze della popolazione, e modulare pereventuali ampliamenti ed eventuali test di ulte-riori tecnologie di produzione.

Architettura del sistemaStime e simulazioni sull’architettura di sistema

che meglio poteva assicurare la massima flessi-bilità durante il periodo di sperimentazione, ga-rantendone al contempo la massima affidabilità,poiché l’impianto è di fatto l’unica sorgente dienergia per il villaggio, hanno portato a realiz-zare un impianto fotovoltaico di 200 kWp contecnologia film sottile multigiunzione realizzatida 3SUN, la più grande fabbrica italiana di mo-duli fotovoltaici che ha sede a Catania e di cuiEnel Green Power è azionista, e un sistema mi-ni Wind ad Asse- verticaleDirect DriveWindGe-nerator di taglia 30 kW.Il tipo di moduli prescelto è considerato una

soluzione ottimale per il tipo di ambiente deser-tico con elevato irraggiamento e anche moltorobusto grazie alla sua struttura a doppio vetro;la turbina eolica scelta può fare un uso ottimaledella risorsa vento locale grazie alla bassa velo-cità di cut-in (figura 5), e risulta idonea all’im-piego in questo sito con densità dell'aria inferio-re ai valori standard per via dell’altitudine.Per poter poi coprire i carichi h 24 accumu-

lando, quando non utilizzata immediatamente,l’energia generata dalla centrale ibrida, si è di-mensionato un sistema di accumulo elettrochi-mico, da 250 kW/520 kWh, le cui caratteristichesono meglio illustrate avanti nel seguito e checomprende un sistema di Power Management(PMS, il “cervello” del sistema) e un sistema diconversione di potenza (PCS), un full inverter a4 quadranti, che è di fatto il cuore del sistema, for-nendo il riferimento in frequenza agli altri in-verter dell’impianto quando il generatore dieselnon è in funzione, ed essendo inoltre in grado diassicurare il black start dell’impianto stesso.Completano l’impianto due generatori diesel,

uno dei quali pre-esistente, equipaggiati in mododa costituire un sistema ridondante di backupsia automatico che manuale. Uno dei due gene-ratori è infatti gestito direttamente dal PMS, inmodo da subentrare al sistema storage + FER incaso di esaurimento della risorsa rinnovabile,eventualità che potrebbe presentarsi sporadica-mente nei periodi invernali. Il secondo genera-tore, già presente nel villaggio, avrà invece unazionamento manuale ed è pensato come ulte-riore backup, col compito di evitare periodi diblack-out anche in caso di manutenzioni e diinterruzioni del servizio per eventuali malfunzio-



Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

300

250

200

150

100

50

0

GlobHor kWh/m2 DiffHor kWh/m2 BeamHor kWh/m2

Figura 4 Irraggiamento solare [kWh/m2] mensile.

Figura 5 Profilo del vento, velocità media del vento [m/s] vs. altezza dal suolo.

100

80

60

40

20

00 2 4 6 8 10

HeightAbove

Ground(m)

Mean Wind Speed (m/s)

PLANTA SOLAR

Transformador

Transformador

Planta Energia Renovable Ollagu~e

DIESEL

RESS

GE

Red existent

Consumos

Linea mediatension (l-850m)

TURBINAEÓ-ICA

Figura 6 Layout schematico del sistema installato.

Chiaramente la presenza di due sistemi di con-versione di potenza principali con una connes-sione AC di collegamento tra aree distanti del-l’impianto è stata attentamente valutata, rispettoad una soluzione bus DC con uno stadio di con-versione DC/AC comune per PV e storage, si-mulando anche l’adozione di inverter di stringaper l’impianto fotovoltaico ed in modo da ave-re la massima flessibilità di configurazione, in unaprospettiva di poter testare differenti tecnologiefotovoltaiche installate in parallelo.Sebbene una configurazione di bus DC assi-

curi in linea di principio una conversione piùefficiente (evitando una doppia fase di conver-sione dell'energia prodotta dall'impianto foto-voltaico), al fine di garantire la massima affida-bilità durante il funzionamento (considerazioneche ha portato ad utilizzare quanto più possibi-le equipment standard ben noti), e per via dellecaratteristiche del sito (l’area messa a disposi-zione dalla comunità di Ollagüe per il sistemaibrido è posta a circa 800 m di distanza dalpunto di connessione alla rete BT esistente delvillaggio), si è dimensionato un collegamentoAC, con linea di connessione in media tensione(MT) dalla zona di generazione al punto di con-nessione (che è anche quello in cui è posizio-nata l’ESS), il tutto dimensionato in modo daminimizzare le perdite di sistema (figura 7).La flessibilità del sistema per gli scopi di spe-

rimentazione è perfettamente garantita dall’ar-chitettura adottata che consentirà di procederea future espansioni, con ulteriori generatori FERda collegare in parallelo a quelli esistenti anchein punti diversi della rete.Per quanto riguarda la gestione energetica

dell'impianto, il PMS è già in grado di gestireulteriori interfacce così come un eventuale

Energy demand, dispacciando intelligentementela potenza necessaria in funzione anche di al-goritmi di Energy management legati a previ-sioni a breve e medio termine della risorsa pri-maria di energia.Sebbene si sia al momento ancora in uno

stadio iniziale delle attività di sperimentazione,alcuni sistemi di cogenerazione sono già statiaggiunti sulla dorsale di alimentazione in bassatensione del villaggio; questi sistemi, di tipoCSP (Concentrated Solar Power) Dish stirlingper la produzione combinata di energia elettri-ca (parallelo rete tramite generatori sincroni) eacqua calda sanitaria, sono impiegati per i fab-bisogni della scuola del villaggio.

Servizi e funzionalitàPer quanto riguarda i servizi forniti, il sistema

sarà in grado di operare in off-grid, potendogestire i vari componenti al fine di massimizzarela produzione di energia rinnovabile e minimiz-zare l’uso dei motori Diesel utilizzando il sistemadi storage come controllo secondario di livello;la regolazione della frequenza primaria sarà fattadall’inverter integrato con il Diesel nei periodi incui potrebbero andare in parallelo. Come partedella sperimentazione, la gestione ottimale dellerisorse ed il corretto funzionamento di tutti icomponenti sarà attentamente monitorato sulposto e da remoto. Inoltre, il sistema sarà dotatodi una stazione meteo i cui dati saranno integra-ti con algoritmi di forecast e nowcasting meteo-rologico, al fine di ottimizzare l'utilizzo sia dellostorage che del combustibile.Oltre ai servizi che tale tipologia d’impianto

deve assicurare, essendo l'unico sistema di ge-nerazione del villaggio, come la regolazione difrequenza primaria e secondaria e la regolazio-ne della tensione per mezzo del controllo del-l’energia attiva e reattiva, verranno come dettoimplementate anche funzioni di black start, islan-ding operation, peak shaving e la funzione dipeak smoothing particolarmente utile per il foto-voltaico con l’energy and power shifting tipica-mente dalle ore diurne a quelle notturne.

Il sistema di storage elettrochimicoL’approccio innovativo utilizzato da Enel Green

Power ha permesso di selezionare i players piùimportanti dell’industria dei produttori di stora-ge e nel procedere allo sviluppo di progetti conalcuni di loro, con accordi di partnership strate-gica, in una visione di co-sviluppo di sistemi in-novativi di produzione ed alimentazione di uten-ze elettriche da fonte rinnovabile. Per questo par-ticolare progetto le considerazioni circa l’errore



Figura 7 Principali componenti della centrale elettrica ibrida.

zione della soluzione con fonti rinnovabili as-sociate ad un sistema di storage permette di rag-giungere LCOE ridotti di almeno il 25% rispettoalla soluzione con solo diesel senza contare ivantaggi legati al sostanziale annullamento del-l’inquinamento ambientale (acustico e qualitàdell’aria).Inoltre, come dai vincoli progettuali originali,

l'introduzione del sistema di stoccaggio elettro-chimico ad alte prestazioni ha consentito digarantire la fornitura di energia per 24 h al gior-no, rimuovendo la restrizione del villaggioall’acceso di energia durante la notte; il sistemaè in grado di massimizzare l’accumulo di ener-gia come funzione sia delle esigenze di caricoelettrico che di previsione di produzione accu-rata (figura 8).I lavori, iniziati nel 3Q 2014, si sono conclusi

con il positivo commissioning a fine dicembre2014 (figure 9 e 10).

medio giornaliero in previsione - limitato nel ca-so del fotovoltaico - e ancora di più conside-rando il severo ambiente di installazione, ha por-tato a scegliere una tecnologia più Energy orien-ted, ma ancora in grado di compensazioni ve-loci in caso di improvvisi cambiamenti di pro-duzione.Dopo attente considerazioni sui parametri

chiave delle prestazioni delle diverse tecnologiedi storage proposti, è stato selezionato un ESSbasato su tecnologia Sodio Cloruro di Nichel del-la società FIAMM, con la quale è stata stretta unapartnership strategica per realizzare l’impiantoin regime di co-sviluppo.I motivi che hanno portato alla scelta di que-

sta soluzione sono essenzialmente legati allarobustezza di tale tecnologia, che risulta parti-colarmente adatta per ambienti difficili. Più indettaglio, grazie alla tecnologia sali fusi ilBattery Energy Storage System (BESS) è in gradodi lavorare su una più ampia gamma di tempe-rature rispetto ad altre soluzioni (-40 °C ÷ + 60°C), ed il sistema è già industrializzato comesoluzione container. Altre caratteristiche impor-tanti di questa tecnologia consistono nell’altonumero di cicli, nella capacità effettiva utilizza-bile in termini di DoD e in termini di efficienzadi conversione del ciclo. Da ultimo, ma nonmeno importante soprattutto in prospettivefuture, grazie all’elevata densità di energia ecompattezza della soluzione, lo spazio occupa-to risultante è più contenuto rispetto ad altretecnologie.

Risultati attesiSulla base dei calcoli effettuati il sistema ibri-

do è, nel caso statistico di clima più sfavorevo-le, previsto per soddisfare più del 85% del fab-bisogno energetico del villaggio, limitando cosìil tempo di utilizzo dei generatori diesel esisten-ti a casi sporadici durante i periodi invernali.La rilevante riduzione di utilizzo dei genera-

tori diesel permette il quasi annullamento deicosti operativi associati alla produzione e distri-buzione di energia elettrica semplificando nelcontempo tutte le attività specialistiche neces-sarie per il mantenimento in efficienza e pienaoperatività di macchine rotanti a combustioneinterna. La convenienza economica delle variesoluzioni impiantistiche di riferimento studiateper questo tipo d’impianti viene spesso misura-ta dall’indicatore di costo LCOE (Levelized Costof Energy) che è calcolato considerando tutti icosti di investimento ed operativi per l’intera du-rata di un impianto ; nel caso di Ollagüe l’ado-



Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

100

80

60

40

20

0

Monthly Average Electric Production

PV Wind QSL9

Pow

er(kW)

Figura 8 Profilo di generazione previsto con quota tra i sistemi di generazione.

Figura 9 Lavori per la costruzione del sito.

ConclusioniGrazie ad un accurato studio delle risorse e

delle richieste di energia, la qualità della vita diun villaggio remoto off-grid è stata sostanzial-mente migliorata; l’energia viene ora fornita du-rante la notte e il sistema di storage garantisce

servizi di elevato livello di qualità, con stabilitàdi frequenza e tensione elevate, pur essendo unsito particolarmente gravoso, sia per le tecnolo-gie rinnovabili standard e innovative, ma ancheper l'elettronica e le stesse batterie. Riguardo que-st'ultima apparecchiatura, l'utilizzo della tecno-logia ad alte prestazioni sodio/nichel, particolar-mente adatta per condizioni ambientali estreme,consentirà di eseguire sperimentazioni molto uti-li per lo sviluppo futuro di tali impianti, garan-tendo nel contempo l'affidabilità richiesta alla re-te elettrica in uso alla popolazione locale.È particolarmente importante ricordare che

l’impianto, pur nella sua complessità tecnica, èrealizzato in modo che la conduzione possa es-sere fatta dal normale personale già preposto al-l’azionamento dei generatori diesel del villaggio,sia pure dopo opportuna formazione aggiuntivasul nuovo sistema di generazione; di fatto, nelprogetto Ollagüe innovazione e sostenibilità sisposano perfettamente. Infatti, oltre al già men-zionato coinvolgimento della comunità localenella gestione dell’impianto, la manutenzione ègestita ed eseguita da due donne del Paese for-mate dal Barefoot College, organizzazione concui Enel collabora.



Figura 10 Vistadell’impiantocompletato.

A cura di Nicoletta Dante - Sostenibilità – Enel Green Power

La partnership tra Enel Green Power e la ONG indiana Barefoot College,nel quadro del programma Enabling Electricity del Gruppo Enel, è un esem-pio di creazione di sviluppo concreto e misurabile che prosegue dal 2012.

Il progetto ha coinvolto complessivamente 39 donne semianalfabete pro-venienti da villaggi isolati, poveri e senza accesso all’elettricità del Perù, Cile,Guatemala, Messico, Colombia, El Salvador, Brasile, Ecuador e Panama.

Queste donne hanno trascorso un periodo di sei mesi nel norddell’India, presso il Barefoot College, per imparare ad installare emanutenere piccoli impianti fotovoltaici e diventare così tecnici sola-ri, per poi tornare nel proprio luogo di origine e “portare il sole nelle lorocase”, grazie ai kit fotovoltaici messi a disposizione da Enel Green Power,assicurando luce, sviluppo e lavoro nei loro territori di provenienza.

Dall’avvio nel 2012 il progetto ha coinvolto 41 comunità con la collabora-zione di 10 ONG locali, con impatti su oltre 19.000 persone che hanno bene-ficiato dell’opera di elettrificazione promossa dal progetto.

Il racconto di questa partnership è stato affidato a “Bring the Sun home” docu-film realizzato dai giovani registi Chiara Andrich e GiovanniPellegrini, vincitori del premio Enel Green Power Nuove Energie – Sole Luna Festival.

Per maggiori informazioni: http://www.enelgreenpower.com/it-IT/sustainability/csv/social/enabling_electricity/

Enabling Electricity – Partnership tra Enel Green Power e Barefoot College

[1] Reiners F., Burger B., Stalterv, Eberlin M.,Rothv: Innovative power electronics for rural electri-fication. Proc. 27-th EUPVSEC2012.

[2] Optimizing PV-diesel-battery hybrid systems toachieve lowest possible LCOE. Dielmann, Rothert,Wachenfeld - 5CV.7.47, Proc. 28-th EUPVSEC2013.

[3] Mints P., Newman B.: Off grid applications: elec-tricity without barriers. 5CV.7.49, Proc. 28-th EUPV-SEC2013.

[4] Loka P., Moola S., Polsani K., Reddy S.,Fultonv, Skumanich A.: Case study for micro-gridPV: lessons learned from a rural electrificationproject in India. 5DO.13.5 Proc. 28-th EUPVSEC

2013 / Prog. Photovolt.: Res. Appl. 2014; 22.

[5] Lanuzza L., Papa C., Bizzarri F., Lupatini S., SbragaA.: Hybrid PV system with energy storage system forenergy demand of an off-grid village in harsh ambientconditions: innovation for renewable as actual resource.6AV.5.20 Proc. 29-th EUPVSEC 2014.

bibliografia

Micro Grid Configuration

Sofia sogna di poter fare i propri compiti alla sera dopo cena con le luci accese, in modo di avere più tempo durante il

giorno per giocare.

Nidec ASI, trasformare sogni in risultati.Nidec ASI

Microgrid con sistema di Energy Storage,

Chile

Il sogno del nostro cliente era quello di garantire la fornitura di energia elettrica per la popolazione

locale, utilizzando l’energia solare ed eolica potenziale della area.

Nidec realizza.

Il sistema di controllo dell’energia di Nidec ASI (Power Management System - PMS) garantisce

l’integrazione affidabile delle fonti energetiche rinnovabili in una formazione microgrid con il pieno

controllo e il monitoraggio della produzione, dei carichi e della distribuzione elettrica.

www.nidec-asi.com

L’AZIENDALa Giordano & C. è un’azienda dinamica e moderna che opera nel settore della progettazione, automazione, costruzione e installazione di impianti elettrici, macchinari e linee di produzione in ambito INDUSTRIALE, CIVILE &TERZIARIO ed “ENERGIA & AMBIENTE”, sia privato che pubblico.

PROGETTI, IMPIANTI, QUADRISTICA, MECCANICA e AUTOMAZIONE: cinque divisioni fortemente integrate fra loro, per offrire soluzioni complete e specifiche per soddisfare tutte le esigenze dei nostri clienti.

Siamo in grado di garantire i più elevati standard realizzativi in qualsiasi parte del mondo grazie ad un team altamente qualificato di ingegneri e tecnici ed un know-how acquisito in 90 anni di esperienza nel settore. Offriamo un servizio completo per la realizzazione di impianti elettrici e tecnologici, impianti AT-MT-BT, impianti strumentali, impianti antideflagranti, impianti speciali (antintrusione, antifurto, antincendio, TVCC, ecc.), impianti di automazione completi di parte meccanica, impianti di cogenerazione, trattamento rifiuti e depurazione acque.

La Giordano & C. conta sulla propria struttura tecnica, composta da ingegneri e periti industriali di provata esperienza per lo sviluppo della parte progettazione (sia hardware che software) e per la gestione ed il coordinamento dei vari cantieri.

Il grande patrimonio della Giordano & C. è rappresentata dalle sue Risorse Umane, costantemente impegnate nella formazione e nell’aggiornamento in tutti i settori della sua attività.

La nostra clientela è composta da aziende private e pubbliche, sia italiane che straniere le quali hanno fatto sì che molte delle nostre realizzazioni si trovino oggi in tutti i Continenti.

GIORDANO & C. S.p.A.12012 Boves (CN) Italia - Via Cuneo 147tel. +39 0171 381201 - fax +39 0171 [email protected]

Giordano&C A4:Global A4 12-03-2015 0:55 Pagina 1

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COP 6 2006 - AEIT

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