Energia Digitale

Nell’attuale organizzazione sociale ed economica, la digitalizzazione ha permeato da decenni ogni forma di servizio per la persona e per la comunità, tanto da divenirne parte essenziale e non più solo un utile corollario. Nel seguito vedremo perché l’uso dell’energia richieda la simultanea e continua disponibilità di una connessione digitale sicura e veloce, molto più veloce di quanto lo siano le variazioni cui sono sottoposte la produzione o il consumo energetici.

 

La teoria dei sistemi di controllo.

 

Qualunque sistema fisico (o anche sociale) ha delle dinamiche proprie, e in esso avvengono nel tempo dei fenomeni di mutazione o di deriva, rilevabili dalla lettura dei parametri propri di quel determinato sistema. Se il sistema deve essere controllato, e si vogliono evitare derive che lo portino ad operare in zone di pericolo per le parti che lo compongono o per altri sistemi adiacenti, bisogna predisporre un sistema di controllo adeguato.

Non voglio scomodare l’ampia letteratura specialistica disponibile, a cui rimando, ma ricordo sommariamente le principali tre caratteristiche che deve avere questo sistema di controllo:

1. Deve poter leggere i parametri che caratterizzano l’andamento del sistema controllato.
2. Deve poter influenzare l’andamento di quei parametri tramite azioni.
3. Tutto questo deve avvenire ad una velocità superiore a quella tipica dei fenomeni che avvengono nel sistema sotto controllo. La teoria dice a velocità almeno doppia, meglio se decisamente superiore.

Mentre i primi due punti sono evidenti e autoesplicativi, il terzo merita un commento.

Prendiamo ad esempio il controllo di stabilità di un’automobile che sta iniziando a sbandare: se intervenisse a modificare la traiettoria in ritardo, l’auto uscirebbe di strada prima che le azioni correttive possano avere effetto; se, per contro, il sistema di controllo intervenisse al primissimo accenno di sbandamento rilevabile, probabilmente il conducente non si accorgerebbe neppure di una variazione della stabilità di marcia.

Quindi: se il sistema di controllo è veloce, l’aderenza del sistema controllato al comportamento voluto è garantita; se è lento, il sistema controllato come minimo compie ampie oscillazioni attorno a un punto di equilibrio, ma più realisticamente si porta in una situazione estrema marginale, in cui si innescano fenomeni non recuperabili.

 

La digitalizzazione e l’energia elettrica.

 

Quando parliamo di letture di parametri e di azionamenti, parliamo di trasmissione di dati, quindi di digitalizzazione. Dalle considerazioni sopra esposte, si comprende chiaramente che diventa difficile separare il sistema di controllo da quello controllato, la lettura dei parametri dalle azioni di controllo, le parti che costituiscono i “muscoli” da quelle che rappresentano il “sistema nervoso”. I sistemi che producono o fanno uso di energia non fanno eccezione. In particolare la distribuzione dell’energia elettrica, nella sua interezza o nelle sue componenti, è particolarmente coinvolta in questa mutazione, e i parametri di rilievo assumono importanza diversa in relazione agli obiettivi che si vogliono raggiungere. Finora il dato più importante di un sistema di distribuzione d’energia era il consumo, utile principalmente al gestore per poter procedere a una fatturazione corretta. Altri dati, come la misura della potenza istantanea e il consumo in breve periodo, sono lasciati alla buona volontà e alla competenza dell’utente tramite lettura diretta del display dei contatori.

Questa scelta di priorità da parte dei gestori ha ingenerato non pochi problemi:

1. L’utente mediamente si accorge di anomalie, quali ad esempio consumi impropri ed esagerati , solamente dopo aver controllato una o più bollette, normalmente bimestrali. I tempi di intervento sono quindi enormi e sproporzionati alla rilevanza dei fatti.
2. La sicurezza dell’installazione non è garantita, in quanto affidata ai dispositivi di protezione dell’impianto locale, nati però soprattutto per proteggere i cavi, gli apparati e gli utenti (nel caso della protezione elettrica differenziale), e non per proteggere da carichi impropri, ma comunque rientranti nel limite contrattuale, oggi tendenzialmente più elevato che nel passato. Se una stufetta elettrica è sempre inserita, o una pompa è sempre in funzione, il sistema di controllo non lo segnala e non agisce di conseguenza. Se parlassimo di gas o di acqua, ad esempio, le perdite continue, contenute in un limite comunque molto alto (la portata della fornitura), non sono rilevate, cumulando sprechi energetici periferici di cui oggi non si sente proprio il bisogno.
3. I furti di corrente a valle del contatore non vengono rilevati.

Ma è soprattutto l’evoluzione dei nuovi servizi a mettere in crisi questo modello e a richiedere sistemi di trasmissione dati e di controllo della rete d’energia che siano efficienti e velocissimi. Prendiamo due esempi.

 

Le comunità di prosumer.

 

La normativa prevede la creazione di comunità di consumatori-produttori d’energia (prosumer), abilitate dalla produzione locale di energia elettrica da sorgenti rinnovabili, quali soprattutto i pannelli fotovoltaici. In questi tempi di ricerca di indipendenza energetica, e coerentemente con il concetto di resilienza del sistema energetico ed economico, si incoraggia la possibilità di scambiarsi, all’interno di una comunità di utenti costituita ufficialmente, i picchi di extra-produzione o di extra-consumo, acquistando e rivendendo l’energia tra soci, senza gravare pertanto sulla produzione delle centrali remote. Dato che non esistono limiti geografici di prossimità, né requisiti di cablaggi distributivi alternativi alla rete pubblica (grid), e anche per motivi pratici d’investimento, se ne conclude che lo scambio avvenga utilizzando comunque la rete attuale di distribuzione. La gestione del bilanciamento dei carichi e della produzione della comunità si sovrappone quindi alla gestione già esistente del grid. Data la natura a picchi dei carichi e delle produzioni locali, questa gestione non può essere assicurata senza un’infrastruttura digitale in grado di scambiare i parametri del sistema comunitario velocemente e in tempo reale, altrimenti avremmo buchi di fornitura o picchi di produzione energetica locale sprecati, fenomeni che andrebbero a ripercuotersi inoltre sulla parte di grid che non fa parte della comunità di prosumer, ma che è comunque connessa elettricamente ad essa. Rischieremmo inoltre di far intervenire i dispositivi di limitazione locale. Per evitare oscillazioni di rete o situazioni estreme (buco di rete o sovraccarico), come abbiamo visto in precedenza serve una lettura e un’azionamento molto più veloci delle dinamiche controllate. Questo può essere fatto oggi solo tramite l’utilizzo di una rete dati veloce.

 

La ricarica dei veicoli elettrici.

 

Un altro esempio della necessità di digitalizzazione avanzata dell’energia è rappresentata dalla mobilità elettrica e dal relativo problema della ricarica. L’auto elettrica è promossa in ogni ambito pubblico, ma l’infrastruttura attuale, soprattutto di controllo, è lungi dall’essere pronta, e non lo sarà verosimilmente ancora per anni. Basti pensare che, se abito in un condominio e voglio ricaricare la mia auto elettrica, e senza dover discutere ogni volta con gli altri condomini o con l’amministratore, ho a disposizione oggi due strade:

1. Tiro una prolunga dal balcone di casa mia al parcheggio condominiale. L’eventuale energia presente nei parcheggi è inutilizzabile, in quanto normalmente dimensionata per l’illuminazione, quindi qualche ordine di grandezza inferiore alla bisogna. Inoltre è usualmente condivisa con gli altri condomini e le spese sono ripartite di conseguenza. Già si litiga per la lavatrice o il freezer installati da qualcuno in cantina, figuriamoci per consumi singoli che superano quelli di un intero appartamento.
2. Installo un contatore ad hoc nel parcheggio che sarà pertanto assegnato solo ed esclusivamente alla mia vettura, ammesso che i condomini mi concedano di installare questa tratta privata d’impianto sulla proprietà pubblica. Inoltre devo aprire (inutilmente) un nuovo contratto di fornitura, diverso da quello domestico. Con condizioni economiche diverse e due o più quote fisse da pagare.

In entrambi i casi, sarei comunque ancora esposto ai problemi di bilanciamento dei carichi, di protezione e di adeguamento delle priorità di cui si parlava sopra nel caso delle comunità di prosumer. Immaginate un condominio di dieci appartamenti, e dieci auto elettriche che tornano dal lavoro circa alla stessa ora, mettendosi in ricarica. Senza un sistema di controllo veloce che stabilisca una politica di regolazione dei carichi e di gestione delle priorità, si avrebbe un picco di assorbimento ingestibile dalla rete. Invece con un sistema di controllo digitale e integrato logicamente al grid di distribuzione, oltre alla soluzione naturale dei suddetti problemi, potrei anche decidere di acquistare l’eccesso di energia prodotto localmente da un altro membro del mio stesso consorzio di prosumer.

 

I contatori “smart” e i loro limiti.

 

Gli attuali contatori elettrici cosiddetti “intelligenti” sono stati disegnati dai gestori avendo come priorità: l’automazione della rilevazione del consumo, al fine di ridurre i costi legati alla tradizionale lettura manuale dei vecchi dispositivi a disco di Faraday; il telecomando della funzione di distacco dell’utente moroso o disdettato; e  la variazione da remoto della massima potenza contrattuale. Anche queste, operazioni che richiedevano in precedenza il costoso e, a volte, pericoloso intervento di un operatore in loco. Le altre funzioni fornite dal contatore, quelle cosiddette utente, sono ancillari e sono nella pratica quasi del tutto inutilizzate (e inutilizzabili, per svariati motivi che non esamino qui).

La tecnologia di comunicazione digitale scelta dai gestori è l’onda convogliata (PLC, power line carrier) in banda A (banda C per l’utente), una frequenza modulata attorno al centinaio di KHz, sovrapposta alla frequenza di rete di potenza a 50 Hz, di cui condivide i conduttori di rame. Questa tecnologia consente la comunicazione teorica massima di 2400 bit al secondo, velocità raggiunta dal gestore solo perché a lettura dei consumi è un evento raro, diciamo una volta al giorno, su di un parco contatori corrispondente agli utenti di una cabina secondaria di distribuzione, mediamente 200, che condividono tutti lo stesso mezzo di comunicazione. Se tutti i 200 contatori collegati alla stessa cabina dovessero comunicare in tempo reale, come nel caso dei bilanciamenti della rete, i 2400 bit al secondo sarebbero divisi per 200 utenti, arrivando quindi alla velocità media di 12 bit al secondo. Per trasmettere un pacchetto di un centinaio di bytes, occorrerebbe più di un minuto medio, tempo troppo lungo per qualunque politica di bilanciamento dei carichi, enormemente superiore, ad esempio, all’intervento dei dispositivi periferici di protezione. Questi sono ovviamente valore medi di sistema. In realtà, ogni nodo continua a lavorare alla velocità di targa, ma deve attendere che il mezzo di comunicazione sia disponibile. Se molti contatori parlano, l’attesa può essere molto lunga. Questa attesa può essere prolungata dal rumore elettromagnetico prodotto dai carichi elettrici, in particolare dagli alimentatori elettronici, dagli inverter e dai parzializzatori d’onda, che tende ad arrivare facilmente alla banda in cui opera il segnale PLC, occupando il canale e impedendo la comunicazione. L’inserimento imprevisto di un nuovo carico, magari non a norma, da parte di uno qualunque degli utenti, potrebbe inoltre deteriorare la comunicazione in qualsiasi momento, senza possibilità di determinarne il luogo preciso e la natura del disturbo, e senza poter intervenire nelle proprietà private.

Si comprende quindi che questa tecnologia è inadatta agli scopi di gestione precedentemente citati. Per contro, esistono in produzione e commercio dei contatori certificati MID che possono utilizzare, come canale di comunicazione, una connessione ethernet a protocollo TCP/IP. Quindi uno standard universalmente riconosciuto e interoperabile, una tecnologia provata, sicura ed efficiente che lavora su canali propri senza possibilità di disturbo. Questi contatori costano poche decine di euro, sono robusti e affidabili, e potrebbero facilmente essere la base di funzioni più evolute: ad esempio, potrebbero consentire l’identificazione in tempo reale dell’utente connesso, per associarlo tramite internet allo specifico contratto personale di fornitura, indipendentemente dal punto di erogazione. Pensiamo al vantaggio che potremmo ottenere nella ricarica dei veicoli elettrici.

 

Come risparmiare i soldi pubblici e far progredire la Nazione.

 

Queste ultime riflessioni ci portano direttamente all’utilizzo della rete digitale IP ad alta velocità (BUL, banda ultra larga) come supporto ideale per la comunicazione dei dati energetici. La considerazione di base è elementare: se la BUL ci deve essere, e c’è per gli altri servizi, tanto vale utilizzarla anche per la gestione dell’energia, con grandi velocità, efficienza e risparmio di costi. L’impiego di una tecnologia di comunicazione diversa e aggiuntiva, specifica alla funzione elettrica e oltretutto ipoperformante rispetto alla BUL, sembra oggi ingiustificata e fuori luogo.

C’è un altro elemento, questa volta di natura legislativa, che ci conduce esattamente in questa direzione: la legge 164 del 2014 impone, da giugno del 2015, che in tutti gli edifici residenziali, nuovi o profondamente ristrutturati, sia installato un impianto di comunicazione digitale in fibra ottica passiva. Questo impianto è detto “multiservizio” perché si presta a fungere da dorsale per la distribuzione di molteplici funzioni, tra cui le connessioni dei singoli utenti a internet e alla telefonia, ma anche servizi comuni di sicurezza e gestione, come il controllo accessi, le videocamere, i canali televisivi, l’antincendio, perfino il 5G prossimo venturo: un unico ricevitore sul tetto e la dorsale è già pronta. Un Hub funzionale perfetto per gestire l’energia in maniera integrata con gli altri servizi, pagando una sola installazione invece di finanziare con i soldi pubblici un impianto separato non solo per ogni utente, ma anche per ogni servizio.

E’ possibile un’ulteriore passo in avanti. La legge 164, come detto, riguarda gli edifici nuovi, circa l’1% del parco immobiliare all’anno, e quelli ristrutturati profondamente, che sono ancora meno. Di questo passo ci vorranno cent’anni per una installazione completa a livello nazionale. Ma c’è un’opportunità, data dal rifacimento obbligatorio delle colonne montanti energetiche vetuste, che coinvolge più del 60% del parco immobiliare residenziale italiano, cioè gli edifici costruiti prima del 1970. Se abbinassimo l’installazione dell’impianto multiservizio alla realizzazione delle nuove montanti elettriche, avremmo praticamente quasi allo stesso costo una rete energetica adeguata alle nuove utenze e una rete locale a banda ultra-larga che ne consente la gestione performante, efficiente ed economica, nonché a prova di futuro, e tutto questo in breve tempo, a basso costo e nella maggioranza delle abitazioni italiane.

 

 

 

Ing. Ernesto Santini

 

 

Smart Buildings Alliance for Smart Cities