La Smart Grid come nuovo modello di rete nel panorama energetico della Regione Sardegna

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Introduzione 
   La regione Sardegna si è dotata formalmente di una pianificazione in ambito energetico 
adottando già nel 2006 il Piano Energetico Ambientale della Regione Sardegna (PEARS), 
aggiornato poi con la versione del 2016 come piano energetico per il periodo 2015-2030 
“Verso un’economia condivisa dell’Energia” [13]. La scelta di adottare il Piano mira a 
consentire l’individuazione delle migliori opzioni di politica energetica, in rapporto alla 
legislazione ed alle linee di indirizzo comunitarie, nazionali e regionali, per l’attuazione 
degli obiettivi comunitari in tema ambientale, cui l’Italia deve ottemperare entro il 2020 ed 
il 2030, sulla riduzione dei consumi e delle emissioni climalteranti, tra cui le emissioni di 
CO2 [13]. La Regione ha avviato l’esecuzione del programma di condivisione delle quote 
di competenza di energia ed emissioni, secondo un approccio burden sharing che prevedeva 
il target del 17,8% sui consumi di energia finale da fonti rinnovabili entro il 2020, mentre al 
2030 fu fissato il target del 50% di riduzione delle emissioni di gas serra, rispetto al 1990 
[19]. Il PEARS ha delineato una serie di obiettivi generali per raggiungere i suddetti target, 
quali quelli di trasformare il sistema energetico sardo in un modello integrato e intelligente 
(Sardinian Smart Energy System), implementando le smart grid di nuova generazione, di 
garantire la sicurezza energetica e l’approvvigionamento delle risorse, di aumentare 
l'efficienza energetica e promuovere il risparmio, passando da un’economia lineare ad un 
modello circolare, favorire la ricerca e la partecipazione attiva nel settore energetico [19]. Il 
PEARS analizza la capacità della rete elettrica dell'Isola, fondamentale per massimizzare 
l'utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili e sul fronte smart grid la Regione al giorno 
d’oggi rappresenta uno scenario internazionale per la sperimentazione di tecnologie 
innovative ed intelligenti [19]. 
   Il PEARS assume così un ruolo di strumento di governance sovraordinato, per coordinare 
e pianificare la possibile evoluzione dell’assetto energetico territoriale, contemplando al suo 
interno le responsabilità da parte degli enti coinvolti ed i limiti delle azioni di politica 
energetica. L’amministrazione regionale intende favorire e delegare agli enti locali la 
pianificazione territoriale di propria pertinenza in merito alle questioni sulla gestione 
dell’energia [13], in modo da soddisfare il fabbisogno di tutti i cittadini e ridurre costi ed 
emissioni per le singole utenze e per la comunità, agevolando dunque l’adozione di strumenti 
di programmazione energetica locale. Gli enti locali figurano per tali ragioni tra i principali 
protagonisti per l’attuazione degli indirizzi del Piano, contribuendo ad accrescere la
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consapevolezza delle amministrazioni locali sul tema energetico, incluse potenzialità e 
criticità. 
   Nel processo di sviluppo degli scenari a livello nazionale, i tecnici hanno considerato le 
nuove aree sottoposte a metanizzazione, tra cui la Sardegna, il cui livello di metanizzazione 
risulta ancora oggi inferiore rispetto alle altre regioni d’Italia [23]. Per il calcolo della 
domanda di gas naturale della Regione, è stata condotta un'analisi di mercato sul territorio, 
coinvolgendo i principali consumatori sardi, le imprese di distribuzione e i consorzi 
industriali dell'Isola. Questo approccio ha confermato che il percorso di decarbonizzazione 
del mix energetico regionale, incentrato sull'abbandono del carbone nel settore 
termoelettrico e sulla sostituzione dei combustibili fossili verso soluzioni a minori emissioni 
di CO2, come il gas naturale, è coerente con il contesto delle politiche nazionali e 
comunitarie definite dai target al 2030, contenuti nel pacchetto di misure "Fit-for-55" (FF55), 
e con gli indirizzi del PEARS [23]. Allo scopo di definire le stime dei costi dei combustibili 
e dei costi delle emissioni, si è fatto riferimento al quadro delle commodities adoperato per 
gli scenari su scala nazionale. Le previsioni scaturite confermano la maggior competitività 
del gas naturale rispetto agli altri combustibili utilizzati in Sardegna per la produzione 
energetica [23]. 
   La Sardegna è provvista attualmente di una rete di distribuzione dell’energia elettrica che 
costituisce il maggiore asset strategico dell’Isola ed un unicum nel palcoscenico europeo per 
il settore energetico [18], date le sue dimensioni di consumo, struttura e configurazione 
generativa e le sue peculiarità legate all’insularità. Il contesto dell’energia elettrica in 
Sardegna registra purtroppo diverse pecche [18], che ad oggi minano l’affidabilità e/o la 
performance rispetto agli attuali standard di funzionamento delle reti per l’energia elettrica, 
poiché infatti la rete sarda soffre per dei forti picchi stagionali provenienti da alcune aree 
turistiche costiere, per un parco di impianti di generazione di minore efficienza rispetto a 
quello nazionale in media [18], per una trasmissione poco magliata, ma al contempo si regge 
su delle linee di distribuzione estese a media tensione e vede aumentare il numero di impianti 
a FER, soprattutto quelli fotovoltaici ed eolici [18]. 
   La strategia nazionale per promuovere l'energia elettrica generata da fonti rinnovabili, 
iniziata con il Decreto Legislativo n. 387/2003 e in conformità alla Direttiva 2001/77/CE, ha 
significativamente contribuito all'incremento della generazione distribuita all'interno del 
sistema elettrico italiano [60]. Grazie a incentivi vantaggiosi, si sono diffusi in tutto il 
territorio numerosi impianti per produrre energia da fonti rinnovabili, collegati 
principalmente alle reti elettriche a bassa e media tensione. Questa nuova situazione richiede
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una rivisitazione delle modalità di utilizzo e gestione della rete e dei flussi energetici 
associati. A livello internazionale, questa trasformazione del sistema elettrico è associata al 
concetto di Smart Grid, un sistema altamente efficiente con elevati standard di qualità e 
sicurezza, a dei costi gestionali contenuti, in grado di integrare tutti gli attori (produttori, 
prosumer e consumatori) affinché possano interagire e scambiarsi energia attraverso le reti 
elettriche esistenti [60]. 
   Le Smart Grid costituiscono l'infrastruttura tecnologica del futuro necessaria per introdurre 
nuovi modelli di sviluppo tecnologico a livello sistemico di un territorio, affinché possano 
creare nuovi contesti urbani e trasformare le aree esistenti, dando vita alle "Smart City" [60], 
cioè a delle nuove concezioni urbanistiche intelligenti in chiave green. Questo aspetto 
rappresenta un'opportunità di business notevole per quelle aziende che abbiano una marcia 
in più per poter affrontare le sfide dei nuovi mercati emergenti all'interno delle Smart City 
nel contesto delle nuove reti intelligenti diffuse. 
   Attualmente, il mercato energetico globale sta andando incontro ad una serie di 
cambiamenti radicali come conseguenza dell’evoluzione delle tecnologie nell’ambito del 
crescente trend di generazione dell’energia rinnovabile distribuita, soprattutto per le reti di 
energia elettrica, il che richiede una più stringente coordinazione tra reti di trasmissione e di 
distribuzione [3]. Le future infrastrutture di reti intelligenti andranno ad integrare 
efficacemente le componenti di sistema fondamentali quali le fonti d’energia rinnovabile, il 
feedback della domanda o “Demand Response”, e i dispositivi di accumulo dell’energia 
(come i parchi di batterie). La transizione verso i network di distribuzione smart implicherà 
l’adozione di nuovi approcci gestionali di rete, che richiedono delle misure di controllo e 
delle dotazioni innovative, al fine di poter implementare la somministrazione di flussi 
energetici bidirezionali [3]. Tali flussi dovranno trasmettersi dalle singole utenze alla rete di 
distribuzione o da reti locali verso le reti dei grandi gestori, proprietari della concessione per 
la distribuzione energetica, e viceversa, ai sensi delle più recenti direttive europee e 
normative nazionali in materia di gestione dell’energia e di comunità energetiche [3].  
   Le nuove politiche strategiche di settore riguardanti la liberalizzazione del mercato e la 
decarbonizzazione, stanno conducendo le architetture dei sistemi di reti energetiche da 
configurazioni centralizzate verso sistemi decentralizzati [3], portando l’operatività della 
rete da un quadro top-down ad uno bottom-up in cui sono incoraggiati la responsabilità 
collettiva della gestione dell’energia e la partecipazione attiva degli utenti finali [3]. 
   Le recenti politiche europee contenute nel Clean Energy Package sono indirizzate a 
favorire il coinvolgimento della cittadinanza nella produzione e nell’utilizzo dell’energia
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autoprodotta, promuovendo la nascita e lo sviluppo di mercati energetici locali e di Comunità 
Energetiche Locali (CEL) [3]. Le direttive europee danno una descrizione delle comunità 
energetiche come entità sociali legittimate a gestire la produzione, il consumo, l’accumulo e 
la rivendita di energia rinnovabile, mediante la stipula di contratti di vendita dell’energia [3]. 
Le direttive stabiliscono inoltre che le CEL costituiscano dei soggetti a valore legale, che 
siano propense ad accogliere nuovi utenti e gestori privati non costituiti in società di 
gestione, che siano improntate alla valorizzazione delle sharing policy più che al profitto, 
dunque formando degli enti no-profit, che si dotino di una organizzazione di governance 
interna e che adottino decisioni in nome dell’intera comunità [3].  
   Questa nuova categoria di associazioni deputate alla gestione dell’energia a livello locale 
si basa sulla produzione di energia distribuita nell’ambito di tutta la rete, per cui questa nuova 
tipologia di reti richiede la predisposizione di politiche per gli investimenti necessari, per le 
nuove infrastrutture più idonee, per le varianti ai piani regolatori d’uso del territorio, tutti 
interventi aventi un impatto sociopolitico rilevante [3]. Lo sviluppo di una Comunità 
Energetica Locale (CEL), in generale, richiede la collaborazione tra cittadini e tra soggetti 
pubblici e privati, con l’intenzione di ridurre la dipendenza energetica dalla rete pubblica e 
minimizzare i consumi in bolletta aumentando l'autoconsumo dell'energia prodotta da fonti 
rinnovabili [3]. 
   Per la natura della produzione da fonte rinnovabile, non prevedibile o programmabile in 
anticipo con accuratezza, la gestione di una rete intelligente deve essere impostata in modo 
da livellare equamente i picchi temporanei di elettricità tra gli utenti contigui [26], facendo 
fronte ai potenziali blackout energetici della rete, mettendo in pratica perciò il principio di 
bidirezionalità. L’architettura funzionale di una smart grid, rispetto alle reti tradizionali, offre 
il vantaggio di avere a disposizione molti generatori distribuiti (fig. 17) [26], anziché poche 
unità dalla maggiore capienza, riducendo così le distanze tra tali unità e i carichi elettrici, 
grazie all’integrazione in rete degli impianti a FER. Questo tipo di reti garantisce un buon 
livello di resilienza come risposta alle variazioni della domanda e dell’offerta tra gli utenti 
della rete e delle configurazioni energetiche utilizzate [26], perché permette di eseguire una 
completa riconfigurazione automatica di sistema, mantenendo il giusto livello di protezione, 
ovvero manifestando una certa capacità di autoriparazione (fig. 19) mentre tiene alta la 
guardia contro gli attacchi esterni di rete. 
   Le potenzialità delle nuove tecnologie di reti intelligenti sono state promulgate già dallo 
US Department of Energy con il documento “The Smart Grid: An Introduction” [11]. In esso 
si ribadiscono i possibili vantaggi gestionali derivanti dall’implementazione della tecnologia
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per una gestione flessibile del grid energetico in relazione alla domanda in continua crescita, 
all’input di ulteriori fonti energetiche ed all’inserimento di nuovi player nel mercato 
dell’energia [11]. Il concetto di flessibilità per un sistema energetico smart è il vero punto di 
forza, che si basa su un network gestionale in grado di accogliere fonti energetiche e attori 
di mercato diversificati e complementari, operanti grazie a tecnologie di informazione e 
comunicazione (ICT) che garantiscono un controllo adattivo dei flussi di energia 
bidirezionali [11]. Per ottenere un’opportuna gestione dell’energia distribuita per questo tipo 
di framework, occorre adoperare un piano di monitoraggio da remoto efficace per l’intera 
rete controllata, in maniera più significativa rispetto ad una rete centralizzata. 
   Le reti intelligenti delle Smart Grid inevitabilmente offrono la migliore performance solo 
se parte integrante di un Sistema Energetico Smart (Smart Energy System) [11], che abbracci 
oltre il lato del trasporto e della distribuzione di una Grid, anche il lato della generazione, 
dello stoccaggio e della domanda di energia. Perciò, l’approccio sistemico è la chiave con 
cui le nuove tecnologie vengono meglio integrate ad una dinamica coordinata tra domanda 
e offerta, dietro ad un feedback analitico automatico dei dati, garantito dal software 
gestionale [11]. Le Smart Grid, comprendenti diverse tipologie di reti energetiche che 
sfruttano gas naturale, elettricità, teleriscaldamento ecc., costituiscono in definitiva uno step 
tecnologico sfidante che richiede di unificare l’elettrificazione ai flussi di informazione ed 
agli applicativi di sistema gestionali [11].    
   Il contesto socioeconomico in cui le reti energetiche smart andranno ad inserirsi dovrà 
favorire la messa in esercizio delle nuove entità gestionali, senza prescindere dai vincoli 
imposti dalla tecnologia, dall’economia, dalle normative vigenti e dalla società, così da 
offrire un servizio sostenibile. Solo in questo modo, secondo le linee guida della road map 
al 2050 per le Smart Grid emanate dall’Agenzia Internazionale per l’Energia (IEA), si 
potranno garantire trasparenza e pari opportunità di accesso al mercato per una platea di 
clienti la più ampia possibile, offrendo la protezione contro la volatilità dei prezzi. La vision 
promossa dal programma di R&S ‘SmartGrids’ dello European Technology Platform [11] 
consiste di una serie di priorità e di obiettivi per il mercato delle smart grid in Europa, che 
sostengono l’operatività e l’ottimizzazione delle infrastrutture, l’integrazione di fonti 
intermittenti, le ICT, il comparto distribuzione e le nuove potenziali nicchie di mercato.
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Capitolo 1. Inquadramento legislativo comunitario, nazionale e 
regionale 
1.1. Quadro normativo sui temi Energia ed Economia Circolare 
1.1.1. Politiche energetiche europee 
   Nel contesto della politica energetica dell'Unione Europea (UE), le energie rinnovabili e 
l'efficienza energetica costituiscono il punto di partenza verso un'energia sostenibile, sicura 
e competitiva per l’intera Unione. La politica dell'UE riguardante le energie rinnovabili, 
avviata nel 1997 con l'adozione del Libro Bianco, scaturì dall’esigenza di ridurre in 
particolare le emissioni di gas serra, la dipendenza dell'Unione dalle importazioni di materie 
prime (combustibili fossili) e di assicurare la disponibilità di prodotti e servizi energetici 
economici per tutti i consumatori. 
   Dal periodo tra gli anni '90 e il 2008, la promozione e lo sviluppo delle energie rinnovabili 
nell'UE sono stati sostenuti da un quadro normativo dagli obiettivi non vincolanti, come 
quelli inclusi nella direttiva 2001/77/CE sulla promozione dell'energia elettrica da fonti 
rinnovabili e nella direttiva 2003/30/CE sulla promozione dell'uso dei biocarburanti [13]. 
Non a caso, la mancanza di incentivi e misure di sostegno adeguati nelle politiche 
energetiche della maggioranza degli Stati membri, ha comportato che i progressi realizzati 
in entrambi i settori fossero attribuibili alle decisioni prese da pochi Stati, impedendo di fatto 
all'UE di raggiungere i propri obiettivi generali, portando come conseguenza alla completa 
revisione della strategia energetica europea. Successivamente, infatti, l’Unione Europea ha 
avviato la definizione di un quadro normativo completo, per includere il settore energetico 
del riscaldamento e del raffreddamento [13], con obiettivi a lungo termine vincolanti. Questi 
obiettivi sono stati concepiti per garantire certezza e stabilità a lungo termine agli investitori, 
in modo che si possa investire sulle FER (fonti energetiche rinnovabili) senza incappare in 
ambiti di mercato troppo rischiosi. La nuova politica energetica ha cominciato a prendere 
piede nel gennaio 2007, quando la Commissione ha riconosciuto l'inadeguatezza 
dell'obiettivo comunitario del 1997 di raggiungere entro il 2010 una quota del 12% di energie 
rinnovabili [13], proponendo nuovi obiettivi vincolanti per il 2020, esplicantisi in una quota 
del 20% di energie rinnovabili sul totale dei consumi energetici e in una quota del 10% da 
fonti energetiche rinnovabili sul totale dei consumi nel settore dei trasporti [13]. Nel marzo 
2007, questi obiettivi sono stati riuniti nel Piano d'Azione del Consiglio Europeo (2007-
2009) ed inseriti nell’ambito della nuova Politica Energetica per l'Europa, venendo ad