Firmato un accordo di collaborazione che dà vita a un progetto pilota. Saranno utilizzate in modo combinato tecnologie conosciute e innovative, per concepire un nuovo modo di gestire l’energia elettrica, attraverso le smart grids. Il progetto, della durata di 2 anni, vedrà anche il coinvolgimento dei clienti finali.
Il Frignano laboratorio per la rete elettrica del futuro, utile anche per le fonti rinnovabili
Parte dal Frignano la rete elettrica del futuro. Una rete elettrica, ad esempio, in grado di prevenire e minimizzare gli impatti dei guasti, di gestire con flessibilità gli sbalzi di carico che derivano dall’immissione in rete dell’energia proveniente da fonti rinnovabili legate a condizioni meteo, come i pannelli fotovoltaici. Una rete in grado, in futuro, di “dialogare” con i clienti. In una parola: una rete “smart”, ossia una “smart grid”.
Progetto già partito, in virtù dell’accordo fra Hera ed Enel Distribuzione
Nell’area servita dalla cabina elettrica primaria di Pavullo, che comprende anche le zone di Polinago, Montese, Zocca, Marano, Serramazzoni, Lama Mocogno e Sestola, è stato infatti avviato un progetto, frutto di un accordo di collaborazione firmato nei giorni scorsi da Hera ed Enel Distribuzione (società di Enel che gestisce la rete di distribuzione) per sviluppare tecnologie in grado di trasformare la rete elettrica da “passiva” in “attiva”. Il progetto, uno dei pochi in Italia di questo tipo, avrà carattere “dimostrativo”: In caso di successo le tecnologie implementate saranno poi introdotte su scala nazionale. La scelta di effettuare la sperimentazione sulla rete a media tensione di Pavullo non è casuale. Su questa rete, infatti, insistono numerosi impianti fotovoltaici e idroelettrici, che immettono energia in modo discontinuo. Inoltre la rete è già conosciuta anche da Enel, perché fu ceduta dall’operatore nazionale nel 2006 proprio a Hera. Infine Hera ha recentemente dotato la rete di apparecchiature utili anche a questo tipo di attività sperimentale. Si tratta di dispositivi che permettono di ridurre anche le piccole interruzioni di energia e i guasti temporanei sull’intero circuito.
Coinvolte oltre 5.000 utenze
Complessivamente saranno oltre 5.000 le utenze coinvolte nel progetto. Circa 1.100 fruiranno pienamente dei benefici attesi dalla sperimentazione, mentre altre circa 4.000 avranno dei benefici indiretti.
La prima fase della sperimentazione: più facilità nell’individuazione dei guasti
La collaborazione avverrà attraverso la realizzazione e l’applicazione di quattro moduli tecnologici. Il primo, che sarà sviluppato contestualmente alla partenza del progetto, prevede un’ulteriore automazione della rete di media tensione, così da ottenere una maggiore azione selettiva nell’individuazione dei guasti. Questo porterà a migliorare ulteriormente la continuità e la qualità del servizio, con notevoli benefici per i clienti.
La seconda fase: focus sul telecontrollo
Il secondo modulo si svolgerà quasi contemporaneamente al primo e comporterà l’integrazione della generazione distribuita da fonti rinnovabili, come i pannelli fotovoltaici. In pratica Hera aumenterà le capacità dei sistemi di telecontrollo, verificando costantemente le condizioni della rete in tempo reale, per adattare i parametri di funzionamento secondo le condizioni del momento. Questo consentirà di fronteggiare problemi di distribuzione dovuti alla generazione di corrente anche da parte di impianti di produzione degli utenti.
La terza fase: lo stoccaggio dell’energia per dare più stabilità al sistema
Il terzo modulo, la cui implementazione è prevista verso l’inizio del prossimo anno, consisterà in uno studio per valutare l’uso di sistemi d’accumulo dell’energia a batterie, attraverso l’introduzione di sistemi di accumulo elettrochimico nella rete di media tensione. I sistemi di accumulo possono essere utili ad immagazzinare la potenza in eccesso, immessa anche da fonti rinnovabili non programmabili, e a re-immetterla in rete nei momenti di maggior prelievo da parte degli utenti. In questo modo si può ottenere una maggiore stabilità del sistema elettrico. Lo studio permetterà di individuare i sistemi eventualmente da adottare, comparandone i vantaggi.
La quarta fase: più informazioni ai clienti, per un consumo più consapevole
L’ultima fase del progetto, prevista per il secondo semestre del 2014, prevede lo studio di azioni di coinvolgimento attivo del cliente finale, attraverso l’uso di dispositivi installati in ambiente domestico, finalizzati ad aumentare la consapevolezza dei propri consumi. Si valuterà infatti l’introduzione, in forma sperimentale, di dispositivi che permetteranno ad alcuni clienti di accedere direttamente alle informazioni aggiornate e storiche registrate all’interno dei contatori elettronici, come l’utilizzo della potenza nelle varie fasce orarie.
I diversi moduli entreranno gradualmente in servizio durante i due anni di durata del progetto e i benefici saranno immediatamente percepibili ad una clientela sempre maggiore.
Tommasi: “un progetto che si allargherà in prospettiva a tutta la rete”
“Si tratta di un progetto estremamente importante, spiega Tomaso Tommasi di Vignano, Presidente Hera. “Oltre a portare benefici ai clienti, soprattutto in previsione di un allargamento delle tecnologie a tutta la rete, conferma la capacità d’innovazione di Hera. Una capacità riconosciuta anche da partner del livello di Enel, che ha deciso di sviluppare, insieme a noi, sistemi che nei prossimi anni faranno evolvere in modo sostanziale la distribuzione dell’energia elettrica nel nostro Paese”.
Gallo: “una tappa per rendere la rete elettrica sempre più interconnessa e interattiva”
“L’accordo con Hera costituisce un’ulteriore tappa per rendere le infrastrutture elettriche sempre più interconnesse ed interattive in una regione chiave come l’Emilia-Romagna”, afferma Livio Gallo Direttore della Divisione Infrastrutture e Reti di Enel. “Attraverso le Smart Grid, una tecnologia in cui Enel è riconosciuta come leader indiscusso a livello mondiale, sarà possibile integrare tutte le tecnologie più innovative, dalla generazione distribuita alle fonti rinnovabili, passando per la mobilità elettrica e le soluzioni per l’efficienza energetica e modificare il modo di operare della trasmissione e della distribuzione dell’energia elettrica, estendendo le capacità di controllo e di misura su un maggior numero di componenti dell’intera rete”.
