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micro» singolo; lo stesso discorso vale per micro e della produzione, ma deve includere i costi addi-
mini impianti di accumulo. zionali al sistema elettrico. Sia un nodal pricing che
E qui aggregatori, non tanto della gestione della veda il ribaltamento sulla produzione da eolico e FV
produzione di impianti esistenti, ma dello sviluppo di alcuni costi legati alla loro localizzazione e non
di nuove realtà che raccolgano in un unico impianto programmabilità, e sia adeguate penalizzazioni per
i potenziali interessi per il fotovoltaico di vari poten- le emissioni da fonti fossili, come attuato in alcu-
ziali clienti, debbono essere promossi da PNIEC e ne nazioni (fonte 1), dovrebbero essere promossi
regolati da ARERA. nell’ambito di nuove tipologie per il mercato elettri-
Alcuni risparmi negli investimenti nella rete di di- co. E un nuovo sistema regolatorio deve contenere
stribuzione eventualmente derivanti da “domestic adeguate certezze ma anche flessibilità, tenendo
distributed generation” dovranno essere esaminati conto della rapida evoluzione tecnologica e del
se e quando ci sarà una massiccia utilizzazione di variare delle ipotesi di base per varie tipologie di
ricarica a casa di veicoli elettrici e di pompe di ca- eventi locali e internazionali.
lore; il FV potrà essere dimensionato per la potenza
addizionale richiesta, con costi da comparare con La suddivisione e la localizzazione dei siti dove re-
quelli dello sviluppo della rete. alizzare grandi impianti fotovoltaici [e quelli eolici]
con costo basso del kWh prodotto affetta forte-
mente anche le necessarie espansioni e costi del
Conclusioni sistema di trasmissione e distribuzione, che vedo-
no tempi lunghi per le autorizzazioni, per le quali
occorrerà definire nuove procedure efficaci se pur
La possibile decarbonizzazione, che è un problema rispettose dell’ambiente e della popolazione locale.
globale, è sempre più condizionata dai Paesi non L’individuazione in tempi rapidi dei siti dove mettere
OCSE, e il contributo della UE e dell’Italia è sempre a gara grandi impianti con le relative autorizzazioni,
più ridotto come percentuale; non varrebbe la pena risulta essere la priorità assoluta.
di riconsiderare il passato meccanismo di Clean
Development Mechanism (CDM) che valorizzi in- Occorre valutare costi/benefici di una costosa
vestimenti UE al di fuori della UE a minori costi per polverizzazione di impiantini FV micro domestici,
tonnellata di CO evitata rispetto agli alti valori all’in- rispetto ad aggregazioni di un centinaio di inte-
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terno della stessa UE? ressi domestici per il FV in un impianto mini di
qualche centinaio di kW, che sfruttando la ben
Per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili diffusa e superautomatizzata rete di distribuzione
non programmabili, il PNIEC con ARERA dovreb- Italiana ridurrebbe a 1/3 il costo del kWh prodotto
be promuovere e rivedere il concetto di grid parity, (sì car pooling/sharing, e perché no FV pooling/
che non può essere riferibile al solo costo locale sharing?)

PNIEC, implications and impacts
on the electrical power system

The PNIEC (National Integrated Energy and Climate Plan) presented to the European Community on 12/31/2018
by the Italian Government, despite being declared a proposal and therefore partly upgradeable, poses challenging
objectives for 2030, especially for photovoltaics with additional 30 GW, and for wind power with additional 10
GW. The article highlights with examples the challenges posed to the electricity system by a strong penetration of
non-programmable renewables in order to maintain adequate security and quality of electricity supply. It shows that
these challenges involve significant costs, sometimes not correctly assessed and communicated, and a revision of
market rules. The complete exit from coal plants in Italy (10% of electricity now produced from coal) is planned
for 2025 to be compared with that in 2038 in Germany ( now 36% of TWh from lignite and coal).Examples are
given of the additional costs of transmission in Germany to bring wind energy from the North to the clients in the
South of the country, and the costs of choices such as photovoltaic single-family subsidized micro installations in
Italy compared to solutions that are clearly less expensive such as single mini plants of 200-300 kW each which
could aggregate up to a hundred new potential customers in a new plant connected to the well-developed and
automated Italian distribution network.
In conclusion, we hope for a systemic approach aimed at minimizing costs for the country, considering the risks
of too much acceleration that could jeopardize a stable transition that will be neither simple nor painless - and this
must be adequately communicated for the involvement especially of the unsuspecting who will pay the expenses.

Impiantistica Italiana - Luglio-Agosto 2019 31 31