Appunti Completi di Impianti di conversione dell'energia

Impianti di Conversione dell’ Energia

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Marzo 2026

1 Transizione Energetica

1.1 Domanda di Servizio

La domanda di energia nasce da una domanda di servizio come per esempio: riscaldamento, illuminazione,

trasporto merci, telecomunicazioni, raffrescamento, azionamenti meccanici per robot, ecc. ecc.

La domanda di servizio può essere soddisfatta da vettori energetici come l’elettricità, l’acqua calda, il vapore,

l’acqua refrigerata, l’energia meccanica, l’aria calda, il gas naturale e i carburanti.

Lo stesso vettore energetico può essere prodotto da impianti di conversione energetica differenti, determi-

nando il mix di energia primaria, esempio:

Elettricità:

• Rinnovabili

• Nucleare

• Fonti fossili

Acqua Calda:

• Rinnovabili

• Gas naturale

• Elettricità

Acqua Refrigerata:

• Elettricità

• Recupero calore in macchine ad assorbimento

La domanda di servizio si traduce in una domanda dei principali vettori energetici: carbone, gas naturale,

boifuels e waste non possono essere trasformati. L’elettricità è un vettore energetico molto flessibile generato

da energia primaria. Per ”oil” intendiamo i prodotti petroliferi trasformati (benzine, carburanti, ecc...).

Tutta la domanda di servizio è generate da queste fonti:

1. Carbone

2. Petrolio (principalmente nei trasporti)

3. Gas Naturale

4. Nucleare (elettricità)

5. Idroelettrico

6. Biocarburanti e Rifiuti (include i termovalorizzatori)

7. Altro (include fotovoltaico ed eolico)

Capiamo bene quindi che la coperta è corta, non si può dire NO a tutto, dato che le fonti per produrre

energia sono queste. 1

Figure 1: Impianti di Conversione dell’Energia

1.2 Settori hard to abate

Sono quei settori in cui è difficile inserire quote significative di fonti rinnovabili come:

• Il Trasporto Navale

• Il Trasporto Aereo

• Il Trasporto su Gomma

• Processi Industriali ad alta temperatura

Figure 2: Contesto Internazionale hard to abate

1.3 Contesto Italiano

Gli obiettivi sono chiari: diminuire del 56 % le emissioni nel settore della grande industria, del 35 % nel terziario,

trasporti terrestri e civile, aumentare del 30 % gli obiettivi rinnovabili.

La metodologia di questo intervento è la seguente:

1. Efficienza energetica

2. Aumento delle fonti rinnovabili

3. Mercato unico dell’energia

4. Economia circolare

Le aree di intervento sono: la decarbonizzazione, l’efficienza energetica, la sicurezza energetica, lo sviluppo del

mercato interno dell’energia e la ricerca su innovazione e competitività.

In più abbiamo la strategia nazionale sull’idrogeno.

Figure 3: Fonti che Italia usa per approvigionarsi

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Impianti di Conversione dell’ Energia

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Marzo 2026

1 Infrastruttura Energetica

I principali vettori di energia che soddisfano le domanda di servizio energetico sono:

• Elettricità

• Gas Naturale

• Carburanti

• Acqua Clda (teleriscaldamento)

• Acqua Fredda (teleraffrescamento)

Trascureremo i Carburanti perchè la rete di distribuzione non è di interesse per i sistemi energetici e l’ Acqua

calda-fredda perchè di impatto molto locale (energia termica non può essere trasportata per lunghe distanze).

Figure 1: Consumo di energia in Italia

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1.1 Il Sistema Elettrico Nazionale

Il sistema elettrico nazionale è articolato in 4 fasi principali:

1. La Produzione

2. La Trasmissione

3. La Distribuzione

4. Le Utenze Figure 2: Il Sistema Elettrico Nazionale

Vediamo ora ogni fase nel particolare.

1.1.1 La produzione

In Italia ci sono diversi produttori di energia elettrica, con differenti mix di tecnologie, quando si parla di

mercato libero, significa poter scegliere il fornitore e/o produttore di energia, (esempi di tecnologie: idrico, gas,

carbone, geotermia, eolico, fotovoltaico, biomasse, import-export).

Alcune centrali fossili meno efficienti sono uscite dal mercato (per un combinato tra efficienza - costo

marginale enrgia). Le rinnovabili hanno assunto un ruolo importante in termini di potenza istallata, stori-

camente in Italia la potenza rinnovabile principale è l’idroelettrico. E’ importatnte notare che dal 2007 inizia il

boom del fotovoltaico ed eolico, dal 1987 si ferma la produzione di energia nucleare (che ormai è trascurabile),

infine è trascurabile anche il geotermico (esempio Larderello).

Quando parliamo di import, parliamo di soddisfare il fabbisogno energetico italiano acquistando elettricità

anche da altri paesi, la gran parte di quella che importiamo proviene da Francia e Svizzera.

Figure 3: Potenza Efficiente lorda Istallata in Italia dal 1931 ad Oggi

Riguardo la Potenza Istallata a partire dal 2005 con l’introduzione dei meccanismi di incentivazione delle

fonti rinnovabili, si sviluppano impianti fotovoltaici, parchi eolici e impianti biogas, mentre l’idroelettrico è

ormai saturo, le nuove istallazioni sono legati a mini-idroelettrico.

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Figure 4: Potenza Efficiente Lorda da Fonti Rinnovabili in Italia dal 1996 ad Oggi

Vediamo ora il mix delle centrali termoelettriche: è praticamente azzerata la produzione dei prodotti petro-

liferi, è ridotta la produzione dovuta dal carbone mentre il gas naturale è la fonte fossile principale che in parte

ha sostituito il petrolio e il carbone. Un buon contributo viene dalle biomasse e dai termovalorizzatori. Questo

è il quadro per quanto riguarda la produzione (potenza per le ore di funzionamento).

Figure 5: Andamento della Produzione Termoelettrica Lorda in Italia

La prroduzione dovuta alle fonti rinnovabili NON è programmabile, la disponibilità dipende da fattori

esternoi (come irraggiamento, vento, piogge). L’andamento dell’idroelettrico dipende dall’andamento delle

precipitazioni che influenza il riempimento dei bacini; pochi impianti ad acqua fluente (bassi salti per grandi

portate) molti impianti di bacino (alti salti per basse portate), sono usati per poche ore al giorno e per le ore

di picco, gli impianti di bacino sono usati anche come accumuli di energia.

Figure 6: Produzione lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 ad oggi

Per quanto riguarda la produzione da cogenerazione, i Motori a Combustione Interna (MCI) sono la tecnolo-

gia più diffusa, ma di piccola taglia, con molte sezioni a poca potenza. I cicli combinati hanno poche sezioni, alta

potenza ed elevata disponibilità. Gli impianti a vapore sono solo per processo, in contropressione la produzione

di energia elettrica segue il processo, lo spillamento e condensazione svincola il processo dalla produzione di

energia elettrica e infine i Fuel cells sono trascurabili, principalmente SOFC.

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Figure 7: Tipi di impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore in Italia nel 2018, Impianti di

produzione combinata di energia elettrica e termica: evoluzione della potenza istallata da 1991 ad oggi

Andiamo ora ad analizzare l’efficienza: l’efficienza influenza il prezzo dell’energia, quindi anche le tecnologie

che escono dal mix produttivo. L’efficienza netta complessiva tornerà utile quando parleremo della cogenerazione

(rendimento elettrico di riferimento), attenzione ai rendimenti nominali reali delle tecnologie.

Figure 8: Andamento efficienza netta impianti di produzione di energia elettrica

Ora analizziamo l’andamento del prelievo di energia nelle 24 ore per l’intero territorio italiano:

• Curva superiore: rappresenta il prelievo medio orario totale della rete

• Curva tratteggiata inferiore: rappresenta il carico residuo, ovvero la domanda che rimane da soddisfare

dopo aver sottratto la produzione di impianti eolici e solari.

• Differenza tra giorni lavorativi e festivi: nei giorni lavorativi si nota una rampa di crescita ripida al mattino,

dovuta all’apertura di uffici e industrie. Nei giorni festivi il carico totale è sensibilmente inferiore.

Figure 9: Curva dei prelievi medi orari mensili e la curva ottenibile sottraendo a tali prelievi le immissioni medie

orarie mensili degli impianti eolici e solari rilevanti e degli impianti non rilevanti.

Questi diagrammi invece mostrano una situazione critica per la stablità della rete nella zona sud Italia.

Abbiamo un Rischio di taglio della produzione: nelle ore centrali della giornata, la produzione da fonti

rinnovabili è cosı̀ elevata rispetto alla domanda locale che il carico residuo scende vicino allo zero o diventa

negativo. Questo eccesso di offerta obbliga il gestore della rete (Terna) a tagliare la produzione rinnovabile per

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evitare sovraccarichi, evidenziando la necessità di sistemi di accumulo o migliori collegamenti di trasmissione

verso il nord.

Figure 10: Curva dei prelievi medi orari mensili e la curva ottenibile sottraendo a tali prelievi le immissioni

medie orarie mensili degli impianti eolici e solari rilevanti e degli impianti non rilevanti.

1.1.2 La Trasmissione

Terna occupa il segmento fondamentale della Trasmissione con un ruolo di TSO (Trasmission System Opera-

tor) e ISO (Independent System Operator), in regime di monopolio e sulla base di concessione governativa. La

pianificazione degli interventi di sviluppo della Rete Elettrica Nazionale (RTN) le attività di realizzazione delle

opere e la manutenzione delle infrastrutture elettriche sono i 3 ambiti in cui si snoda il processo dell’attività

regolata di trasmissione dell’energia elettrica, o attività del Trasmission Operator (TO).

In qualità di System Operator Terna è titolare del servizio di dispacciamento nel sistema elettrico

nazionale. Deve cioè garantire, istante per istante che l’energia richiesta dai consumatori sia sempre in equilibrio

con l’energia prodotta. L’elevato grado di complessità d questo compito impone, un coordinatore centrale, dotato

di potere di controllo su un numero elevato di attori, sia sul fronte della produzione sia su quello della domanda,

e, negli ultimi anni, anche della produzione da fonti rinnovabili NON programmabili.

Figure 11: Trasmissione del Sistema Elettrico Nazionale

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1.2 La Distribuzione

Una complessa infrastruttura di rete permette di trasportare l’energia elettrica fino all’utente finale, attraverso

le cabine primarie (che trasformano l’elettricità ad alta tensione in elettricità a media tensione), le cabine

secondarie (dalla media tensione alla bassa tensione) e i trasformatori. Le società di distribuzione, che operano

in regime di concessione, gestiscono le reti locali dell’energia elettrica a bassa tensione, e ne realizzano la

manutenzione.

Figure 12: Cabine Primarie (ALTA TENSIONE/MEDIA TENSIONE); Cabine Secondarie (MEDIA TEN-

SIONE/BASSA TENSIONE)

1.3 Le Utenze

Le società di vendita, segmento finale del mercato, commercializzano l’elettricità verso le imprese agricole,

industriali e terziarie e verso le famiglie. Figure 13: Le Utenze

1.4 La Rete del Gas Naturale

Nella mappa qua sotto possiamo vedere l’attuale approvvigionamento di gas dell’Italia.

Figure 14: Approvvigionamento

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1.4.1 La rete gas di SNAM

SNAM rete gas è il principale operatore di trasporto e dispacciamento di gas naturale sul territorio nazionale.

Disponendo della quasi totalità delle infrastutture di trasporto in Italia, con 32500 Km di Gasdotti in eserciizo

in alta e media pressione. La rete del gas ha le segueti funzioni:

• Trasporto

• Stoccaggio

• Rigassificazione

• Regolazione Figure 15: Rete gas SNAM

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Impianti di Conversione dell’ Energia

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Marzo 2026

1 Transizione Energetica

1.1 Sector Coupling

L’integrazione dei settori (Sector Coupoling) può offrire un importante valore aggiunto nel processo di decar-

bonizzazione del ssistema energetico dell’UE, contribuendo alle crescenti esigienze di flessibilità e all’affidabilità

del sistema energetico, e riducendo i costi globali della transizione energetica.

Figure 1: Sector Coupoling

All’origine il sector coupling (Integrazione dei settori) si riferiva principalmente all’elettrificazione dei settori

ad uso finale come il riscaldamento e i trasporti. L’obiettivo era aumentare la quota di energia rinnovabile in

questi settori e fornire servizi di bilanciamento al settore elettrico.

Recentemente il concetto si è ampliato includendo il supply-side sector coupling, focalizzandosi sull’integrazione

tra i settori dell’elettricità e del gas attraverso tecnologie come il power-to-gas. Questa strategia, adottata an-

che dalla Commissione Europea, mira a fornire maggiore flessibilità al sistema energetico. L’integrazione tra i

diversi vettori permette di gestire meglio l’intermittenza delle rinnovabili, garantendo l’affidabilità del sistema

e riducendo i costi globali della transizione energetica.

Abbiamo due diverse assunzioni per definire il sector coupling: una definizione originale ed una moderna:

• La definizione originale è riferita principalmente all’elettrificazione dei settori finali (come il riscaldamento

e i trasporti) per aumntare la quota delle rinnovabili.

• La definizione moderna invece si è ampliata includendo l’integrazione tra il settore elettrico e quello del

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gas tramite tecnologie come P ower to gas

L’Unione Europea vede la definizone moderna come una soluzione più conveniente per la decarbonizzazione

dal punto di vista dei costi. 1

1.2 Necessità di Flessibilità

Attraverso dei grafici mostriamo la gestione della rete (ricordiamo che in Italia è affidata a Terna). Nella Figura

2 il grafico ”Total Load” mostra mostra la differenza tra il carico effettivo (linea blu) e quello previsto (linea

arancione) il 6 marzo 21. Il cerchio rosso evidenzia un picco di discrepanza che richiede flessibilità per essere

gestito. Figure 2: Total Load

Invece nella figura 3 il grafico ”actual generation” mostra il mix di produzione (termico, fotovoltaico, idrico,

eolico, ecc.) nello stesso arco temporale. Figure 3: Actual Generation

Nella figura 4 viene mostrato il carico per zone di mercato (Nord, Centro-Sud, Sud, Sicilia, Sardegna,

Calabria), evidenziando come la domanda sia concentrata prevalentemente nel Nord Italia (317.1 GWh per il

carico totale). Figure 4: Total Load & Market Load

Mentre nella figura 5 possiamo osservare il trend settimanale del carico: Un grafico lineare mostra l’andamento

del carico totale rispetto alle previsioni dal 1° al 6 marzo. La ripetitività dei cicli giornalieri e le variazioni costanti

sottolineano la continua necessità di flessibilità del sistema elettrico.

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Figure 5: Trend Settimanale del Carico

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1.3 Elettrificazione e Integrazione Cross V ector

Vediamo i due approcci alla transizione:

• End-use sector coupling (Elettrificazione): basata su pompe di calore, veicoli elettrici e fuochi ad in-

duzione. Sebbene è veramente efficiente presenta delle controindicazioni come gli alti costi infrastrutturali

e la necessità di potenziare reti sotto dimensionate.

• sector coupling (Elettrificazione): Prevede l’integrazione di reti e vettori (elettricità, biogas, biometano,

idrogeno). Questo approccio sfrutta le infrastrutture gas esistenti per ridurre i costi della transizione.

1.4 Confronto dell’ Efficienza Energetica

Mettiamo ora a confronto diversi sistemi energetici partendo dal 100 % di energia rinnovabile:

• Riscaldamento: La pompa di calore elettrica è la più efficiente con un rendimento totale del 285%

(grazie al calore prelevato dall’ambiente), contro il 45% del riscaldamento a celle a combustibile e il 50%

della caldaia a condensazione a gas sintetico.

• Trasporti: I veicoli elettrici a batteria hanno un’efficienza del 69%, molto superiore ai veicoli a celle a

combustibile (26%) e ai motori a combustione interna che usano carburanti sintetici (13%).

1.5 Limiti dell’Elettrificazione Totale

Elettrificare tutto il sistema energetico sarebbe troppo costoso, può essere una buona soluzione per gli edifici

ma, per certi settori, è meglio utilizzare un approccio più ibrido come la cogenerazione abbinata a reti di

teleriscaldamento. Abbiamo anche la difficoltà ad elettrificare settori che lavorano ad elevate temperature.

Figure 6: Trend Riscaldamento e Raffrescamento durante l’anno

Nella figura 6 possiamo ben vedere come l’andamento del trend durante l’anno del riscaldamento e il raf-

frescamento, nonostante l’aumento delle rinnovabili, dipenda ancora molto dalle fonti fossili.

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1.6 Power To Gas P 2G

Il P2G è un processo tecnologico per l’integrazione di settori che utilizza l’energia rinnovabile per produrre

l’idrogeno per utilizzo diretto negli usi finali o miscelato nella rete del gas, metano sisntetic mediante idrogeno

e cattura di CO . Le opportunità sono la flessibilità della rete e l’accumulo di energia nel medio e nel lungo

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termine. Figure 7: P2G

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Impianti di Conversione dell’ Energia

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Aprile 2026

1 Il Mercato Elettrico

1.1 Il GME: Gestore dei Mercati Energetici

Il GME è una società statale, costituita dal GSE S.p.A., responsabile della gestione economica dei mer-

cati dell’energia elettrica, del gas naturale e ambientali. Opera secondo principi di trasparenza, neutralità e

concorrenza per favorire la liberalizzazione del settore.

Sul mercato elettrico all’ingrosso (IPEX), il GME gestisce le seguenti piattaforme:

• MTE (Mercato a Termine): per la contrattazione di impegni fisici di consegna nel tempo.

• MPEG (Mercato dei Prodotti Giornalieri): a negoziazione continua.

• MGP (Mercato del Giorno Prima): mercato d’asta per i blocchi orari del giorno successivo.

• MI (Mercato Infragiornaliero): articolato in 7 sessioni d’asta per aggiornare i programmi di immis-

sione/prelievo.

In collaborazione con il gestore di rete Terna, il GME coordina inoltre:

• MSD (Mercato del Servizio di Dispacciamento): per l’approvvigionamento delle risorse necessarie alla

gestione del sistema.

• PCE: piattaforma dedicata alla registrazione dei contratti Over The Counter (OTC), dove gli operatori

comunicano i programmi di immissione e prelievo conclusi fuori dal sistema IPEX.

A livello internazion