Oggi:

2019-04-21 02:31

Si Fa Presto a Dire Fotovoltaico (Seconda Parte)

GLI OBIETTIVI DI FER ELETTRICHE AL 2030

di: 
Giuseppe Tomassetti*

A che condizioni potrà essere assorbita l’elettricità fotovoltaica prevista dagli obiettivi energetico climatici al 2030? Pubblichiamo la seconda parte dello studio del vicepresidente di FIRE, relativo all’impatto sulla rete elettrica della potenza fotovoltaica prevista dalla Sen 2017. L’autore esamina le possibilità di assorbimento della produzione fotovoltaica nella rete italiana, sulla base di un diagramma orario della generazione fotovoltaica in una situazione di picco estivo, tenendo conto di molte variabili.

Parte seconda - Le possibilità di assorbimento della produzione fotovoltaica nella rete italiana

 

Condizioni critiche per l’immissione in rete di nuova elettricità rinnovabile

L’esperienza ha dimostrato che i momenti più critici per le reti elettriche non sono quelli con i consumi interni più elevati, per i quali il grande numero di impianti in funzione smorza l’effetto dovuto ad eventi imprevisti nella domanda e/o nell’offerta e per i quali i meccanismi di distacco dei carichi sono già predisposti e semplici da gestire, ma quelli con i carichi più ridotti, quando una variazione esterna può produrre un effetto più rilevante sul sistema in esercizio. Naturalmente sono le scelte fatte per garantire la stabilità delle reti che preciseranno con quali precauzioni i nuovi carichi o i nuovi generatori potranno entrare nel sistema, comunque il sistema deve poter sopravvivere con sicurezza al possibile distacco improvviso di un’utenza o di un generatore. In questa nota, anche per mancanza di competenze specifiche, non si affrontano i temi di stabilità della rete e degli investimenti necessari per le garanzie, si vogliono solo individuare le barriere fisiche che limitano l’operazione dei sistemi di generazione elettrica, cosi come essi sono e come possono essere capaci di evolvere in tempi brevi.

La pubblicazione annuale di Terna riporta i diagrammi orari della domanda sulla rete nazionale, con i contributi delle varie fonti, solo per i terzi mercoledì di ogni mese, giornate storicamente indicate come quelle di maggiore carico nei vari periodi climatici, specie perché il mercoledì i cicli delle industrie con fermata settimanale raggiungevano le condizioni di più intenso funzionamento di tutti gli impianti. Da queste informazioni il più basso livello dei consumi si raggiunge nel mese di agosto, tradizionalmente dedicato alle ferie del personale e alle fermate per manutenzione delle macchine.

Negli ultimi decenni il ruolo dei consumi industriali (anche di quelli elettrici) è andato calando mentre è cresciuto il ruolo dei consumi elettici del settore terziario, con diffusione del condizionamento estivo, attivo nel settore commerciale anche il sabato e la domenica. I consumi elettrici del settore domestico sono rimasti globalmente stabili, su base annua, nonostante la forte evoluzione della struttura delle famiglie, indicazione che l’evoluzione tecnologica nell’illuminazione e in alcuni elettrodomestici ha, presumibilmente, compensato i maggiori consumi nel condizionamento estivo e nelle pompe di calore invertibili.

Il picco annuale della domanda elettrica si è così spostato dall’inverno all’estate, ma i periodi di minima domanda sono presumibilmente rimasti quelli dei sabati e delle domeniche estive, specie di agosto, periodi che corrispondono proprio con quelli di massima produzione fotovoltaica. Si tratta di circa 14 fine-settimana e di una decina di giorni a cavallo di ferragosto, quindi di una sequenza mediamente di circa 35-45 giorni, in funzione delle condizioni climatiche, nei quali potrebbe essere molto difficile assicurare l’assorbimento dell’elettricità rinnovabile producibile da impianti fotovoltaici, con necessità di dissipazione del surplus attraverso la disattivazione degli impianti, operazione non semplice da impostare, se non per via automatica, basandosi sulla misura della frequenza di rete, direttamente negli inverter che collegano i pannelli alla rete, per circa 20.000 produttori.

 

Inserimento del fotovoltaico in una tipica domenica estiva.

Non essendo disponibili in letteratura elaborazioni giornaliere sulla domanda oraria nei giorni di basso carico e sulle quantità generate dalle varie fonti, si utilizza quanto dedotto da “transparency report” di Terna per l’elettricità transitata in rete nella giornata del 15 luglio 2018, una domenica soleggiata, prendendola come giornata di riferimento. La figura seguente riporta i valori forniti da detto rapporto per le varie fonti; non è però riportato il diagramma dell’elettricità risultante dal saldo import-export che nel mese ha raggiunto la media di 6.000 MW.

Figura 1. Andamenti della produzione elettrica oraria in GWh da varie fonti il 15 luglio 2018.

Il diagramma della produzione fotovoltaica va forzatamente interpretato e integrato, per avere un valore plausibile della potenza generata nelle varie ore. La potenza di picco non potrà mai essere pari a quella nominale, non tanto per la presenza di impianti non attivi, verosimilmente limitata almeno finché sarà attivo un generoso incentivo, quanto sia per l’invecchiamento degli apparati, sia per il diverso irraggiamento solare, la trasparenza del cielo e i diversi orientamenti dei pannelli.  L’effetto dell’invecchiamento, età media degli impianti 7 anni, discusso in un capitolo precedente, riduce la potenza nominale di circa il 15%, (scelta cautelativa), a circa 16.700 MW; l’effetto degli altri due fattori va valutato sperimentalmente, in particolare in quel periodo scelto l’irraggiamento è lontano dal nominale per la forte umidità, con molta luce diffusa, aspetto dimostrato dal fatto che per ben 5 ore, dalle 10 alle 15 la potenza rimane pressoché costante.

Per avere l’energia generata il dato fornito da Terna, riguardante la rete, va integrato poi con una stima della potenza assorbita dagli autoconsumi; l’autoconsumo globalmente nell’anno assorbe un quarto dell’energia prodotta, da cui deriverebbe un fattore correttivo dell’energia, e quindi anche della potenza, del 25%. Un altro parametro può essere derivato dalla lettura del rapporto fra potenza massima effettiva e potenza nominale, relativamente agli impianti maggiori di 10 MW effettivamente misurati; dalla analisi delle varie zone si ricavano valori da 0,60 fino a 0,82, (la variazione indica chiaramente una diversa situazione metereologica nelle varie regioni) con un valore medio riferito a tutto il territorio di 0,64. Si ritiene che la domanda per l’autoconsumo, per i piccoli impianti fotovoltaici, possa essere molto più spostata nella stagione estiva per il condizionamento mentre sia forzatamente limitata nelle ore di luce della stagione invernale. Se si ritenesse opportuno attribuire a tutti gli impianti lo stesso rapporto fra la potenza massima effettiva e la potenza nominale di 0,64 rilevato per gli impianti misurati, si avrebbe un fattore correttivo della potenza massima di 0,64/0,45= 1,42. Qualora la potenza misurata fosse riferita alla potenza nominale corretta per l’invecchiamento degli impianti, si avrebbe un fattore per gli effetti di trasparenza del cielo e delle diverse orientazioni pari a (9.000x1,42) /16.700 = 0,75, più idoneo a descrivere una assolata giornata di luglio, afosa e con qualche nuvola.

I dati presentati son quelli di un giorno passato da poco, del quale ci si ricordava sia pure sommariamente l’andamento orario dell’insolazione, quindi non un giorno medio di basso consumo ma una domenica casuale, della quale si ricordava a memoria l‘andamento climatico di un unico sito; su queste basi si sceglie di prendere a riferimento la potenza media degli impianti misurati. 

Sulla base di queste considerazioni si può provare a costruire un diaframma orario dell’energia generata in Italia. La potenza di picco fotovoltaica viene presa pari al 64% della nominale, così i circa 19.800 MW nominali, correggibili a 16.700 MW per l’invecchiamento, diventano i 12.800 MW effettivi del 15 luglio (l’energia autoconsumata deve essere sommata, nel diagramma, sia alla generazione fotovoltaica sia alla domanda totale); la figura seguente mostra come viene modificato il diagramma derivato da TERNA. Il messaggio più evidente è che già oggi, nelle ore centrali della giornata, la generazione fotovoltaica supera la generazione da impianti termici; la capacità di regolazione dell’elettronica a stato solido degli inverter è ormai più importante dell’inerzia delle masse rotanti dei vecchi generatori, ovvero il digitale ha superato l’analogico. Si ricorda che il diagramma non riporta l’energia importata.

Figura 2. Andamento corretto della generazione il 15 luglio, considerando l’effetto dell’autoconsumo fotovoltaico.

 

Il confronto con le proposte della SEN

La SEN propone per il 2030 di più che raddoppiare la potenza fotovoltaica nominale attuale, passando così da quasi 20.000 MW a quasi 50.000 MW. Trasferire questa potenza nominale in una potenza nominale effettiva al 2030 richiede un trattamento sulla base dei dati sperimentali prima presentati; la potenza nominale effettiva degli impianti fotovoltaici attuali, invecchiati di 19 anni, si ridurrebbe a circa 11.900 MW effettivi, la nuova potenza fotovoltaica, con un invecchiamento medio di 7 anni si ridurrebbe a 25.500 MW nominali effettivi, il valore probabile totale (non aggiuntivo!) sarebbe di 37.400 MW nominali effettivi.

Passando poi alla potenza che ci si può aspettare alle ore 13 di una ipotetica domenica di un luglio 2030, si può utilizzare il parametro sperimentale, prima identificato in 0,75, ottenendo 28.000 MW che entrano nel sistema (generati per 8.925 MW da impianti già oggi esistenti e per 19.125 MW da impianti di nuova realizzazione).

Se si provasse ad inserire la potenza fotovoltaica prevista dalla SEN per il 2030 nella attuale curva della domanda di una giornata festiva estiva, vedi figura 3, si avrebbe un’offerta di energia fra le ore 10 e le 15 che non troverebbe una domanda adeguata del mercato, neanche bloccando tutta la generazione termica, cosa che non sembra tecnicamente proponibile, sia per problemi di stabilità della rete, sia perché poi dalle ore 15 alle 19 questi impianti dovrebbero risalire da zero a circa 18.000 MW. 

Figura 3. Diagramma di generazione ipotetico immaginando di avere a disposizione il 15 luglio 2018 la potenza prevista dalla SEN al 2030.

Nei cinque giorni lavorativi, dal lunedì al venerdì, la domanda diurna di elettricità sulla rete è superiore di circa 20.000 MW a quella dei giorni di fine settimana, quindi non ci sarebbe più un limite fisico al fotovoltaico proposto ma si creerebbero due fortissimi transitori per tutti gli altri impianti da fonti programmabili, uno al mattino fra le 7,30 e le 9,30, il secondo al pomeriggio.

Il significato di questa confronto è che, per permettere di valorizzare a pieno lo sforzo previsto nel fotovoltaico, è necessaria una profonda ristrutturazione di tutto il mercato elettrico.

 

Possibili evoluzioni autonome e interventi regolatori e normativi per raggiungere gli obiettivi della SEN

Questo capitolo non vuole essere letto come la sintesi stringatissima di uno studio di fattibilità di come ristrutturare il mercato elettrico italiano, ma come un esercizio metodologico, a livello scolastico quasi artigianale, per verificare la possibilità di ristrutturare il mercato elettrico italiano, sia della domanda ma ancor più dell’offerta, senza invocare investimenti neanche comparabili a quelli di questo decennio, puntando soprattutto sulla riorganizzazione degli impianti esistenti.

Considerando la breve distanza temporale al 2030, la priorità va data ad interventi regolatori e normativi che, riorganizzando in modo diverso le strutture esistenti, possano permettere un maggiore assorbimento di elettricità diurna nei mesi estivi; non è infatti ipotizzabile che in tempi così brevi lo sviluppo degli accumuli elettrici possa raggiungere una diffusione di massa presso tutte le utenze. Si deve osservare che, in ogni caso, l’utilità degli accumuli giorno/notte distribuiti presso gli utenti verrebbe dimezzata nei due giorni di fine settimana ed annullata nelle utenze in vacanza estiva.

Un primo effetto, a seguito di un’espansione del fotovoltaico, sarà verosimilmente una nuova espansione dell’autoconsumo per il condizionamento estivo negli impianti minori di 10 MW della generazione distribuita; considerando sia la differenza di valore fra il kWh prodotto e il kWh acquistato dalla rete, sia le temperature estive sempre più elevate, ci sarà automaticamente un aumento delle pompe di calore reversibili. Si avrà così nella stagione invernale un’ulteriore elettrificazione dei consumi finali termici con un aumento dell’utilizzo della fonte rinnovabile di calore ambientale o aeraulico, mentre nella stagione estiva ci sarà un effetto rimbalzo, con aumento dei consumi elettrici per il condizionamento degli ambienti.

Sulla base di quanto avvenuto in questo decennio si potrebbe ipotizzare un maggiore autoconsumo nelle ore diurne estive dell’ordine di 4-5.000 MW; anziani che preferiscono il fresco a casa piuttosto che le spiagge affollate. Percentuali maggiori di assorbimento per nuovi consumi, in giorni festivi, non appaiono congruenti con l’obiettivo di contenimento dei consumi, si avrebbe solo un effetto rimbalzo sui consumi finali

Più difficile ipotizzare un consumo rilevante, nel 40 giorni estivi indicati, dalla ricarica delle auto elettriche; al di là delle barriere alla diffusione di massa di questo nuovo mezzo di trasporto, resta che le auto, nelle ore diurne dei giorni di fine settimana, dovrebbero esser pronte al servizio del proprietario, già ricaricate nella notte, oppure essere localizzate nelle zone turistiche, aree nelle quali potrebbe non esserci sufficiente rete per la ricarica, né l’interesse economico ad attrezzarsi con le apposite colonnine per una domanda di soli 40-50 giorni.

Un primo pesante intervento regolatorio, che appare tecnicamente possibile, è la formalizzazione di un carico fiscale sulla CO2 a carico del venditore di elettricità, collegato ad uno sgravio sulla tassazione del lavoro per non pesare sui consumatori, creando un sovrapprezzo dell’ordine di 3-4 c€/kWh, tale che:

- in tempi brevi diventi conveniente utilizzare gli impianti di pompaggio esistenti, 5-6.000 MW, per l’accumulo giornaliero del surplus fotovoltaico, pur con una perdita dell’ordine del 30% che andrebbe, altro rimbalzo, ad aumentare i consumi globali. I pompaggi sono prevalentemente sulle Alpi vanno quindi monitorati i vincoli sulle reti di trasmissione

- in tempi medi, alla scadenza dei contratti pluriennali stipulati, o in corrispondenza all’effettiva attuazione della chiusura degli impianti a carbone o lignite tedeschi e dei reattori nucleari francesi di vecchia generazione, ridurre progressivamente le importazioni di elettricità e mettere il nostro sole estivo a compensare i periodi di calma del Mare del Nord.

Le importazioni registrano potenze fra 3.000 e 7.000 MW medi mensili, secondo le situazioni, con minimo a gennaio nel 2017, la loro motivazione è prettamente economica, formalmente legata alla mancata realizzazione, per tanti motivi, dei programmi sul nucleare e il carbone deliberati in passato dal CIPE. Il limite fisico alla potenza importabile è costituito dalla disponibilità di linee di trasmissione, ciascuna con la sua riserva, per la connessione con le reti dei paesi confinanti. Considerando gli impianti termici utilizzati per coprire i consumi invernali non ci dovrebbero essere problemi di capacità di impianti nel sostituire le importazioni, almeno nei periodi estivi e si potrebbe rinviare la chiusura di alcuni degli impianti CCGT efficienti ma oggi senza domanda.  

Il prezzo di borsa dell’elettricità è definito dal prezzo marginale dell’ultimo impianto, chiamato a generare, usualmente da fonte fossile; i più bassi costi dell’elettricità importata hanno quindi premiato gli importatori e i grandi consumatori che hanno stipulato accordi bilaterali, non i consumatori che acquistano dai distributori.

Considerando il sommarsi dei vari interventi, dall’aumento dei consumi per il condizionamento alla rivitalizzazione del pompaggio ed alla rinuncia alle importazioni, sotto la guida di una forte capacità regolatoria/normativa, potrebbe essere possibile riorganizzare il nostro sistema elettrico in accordo con gli obiettivi della SEN al 2030, mantenendo attiva, per sicurezza della rete, una quota adeguata di impianti termici. Sarà ovviamente necessario normare la necessità di disconnettere un certo numero di impianti da fonti rinnovabili in condizioni di cieli molti tersi e forte irraggiamento, per non gravare sui consumatori con eccessivi costi per dover dispacciare ad ogni costo (fine della priorità al dispacciamento), stabilendo procedure simili a quelle dei prezzi negativi attive in Germania, da valere anche per le fonti rinnovabili. Occorre un meccanismo che corresponsabilizzi anche i produttori per gli effetti che essi producono sul mercato, il meccanismo attuale, del tutto adatto nella fase iniziale di stimolazione della produzione rinnovabile, porta a scaricare su TERNA tutti i problemi della regolazione della rete, con scarico dei costi che si generano sugli oneri di sistema; questi oneri  gravano poi sui consumatori, specie domestici, per non penalizzare la concorrenzialità delle imprese produtrici.

La figura sottostante riporta le ipotesi sopra esposte per l’assorbimento della produzione fotovoltaica in una domenica estiva.

Figura 4. Ipotesi dell’assorbimento fotovoltaico al 2030.

Le proposte per ulteriori aumenti di fotovoltaico, in accodo alla direttiva UE sulle fonti rinnovabili, debbono considerare i problemi esposti e proporre soluzioni, forzatamente ancor più complesse e costose. Nel frattempo andrebbero sviluppate le conoscenze e sperimentate le prime realizzazioni, a scala rappresentativa, di:

• accumuli stagionali. In Europa non ci sono bacini che permettano l’accumulo stagionale idro elettrico, per cui si pensa di produrre metano da elettricità,  PTG (Power to Gas), da accumulare nei vecchi giacimenti; sono impianti chimici, per una conduzione efficiente, con i vari recuperi di calore e di pressione, debbono operare a regime costante, vedi lo studio di Agora (9), non possono seguire i surplus di elettricità nelle loro variazioni; sostanzialmente, a costi alti, assicurerebbero un assorbimento costante di energia e stabilizzerebbero il sistema, con una funzione complementare ai sistemi di accumulo per tempi brevi (pompaggi e batterie).

• mercato unico fra paesi con climi diversi, per metter a comune l’eolico del Mar del Nord, con il fotovoltaico del Mediterraneo; il progetto di linea in c.c. a 1.000 kVolt fino al Nord Africa è stato però travolto dalle rivolte nelle primavere arabe e dai migranti; quando ci sarà di nuovo il contesto adatto?

 

Ipotesi di nuovo diagramma di flussi di elettricità nella rete in un week-end estivo

Per completare lo studio, nei limiti del carattere metodologico/artigianale della trattazione, si è elaborata una ipotesi di diagramma di flusso dell’elettricità dalle varie fonti, per una tipica giornata festiva nell’estate del 2030, ipotizzando la stessa domanda esistente nell’estate 2017 (alle ore 13 sulla rete transitavano 11,500 MW da fonte termica, 9.000 MW da fotovoltaico 4.000MW idroelettrici), ma aggiungendo la produzione fotovoltaica prevista dalla SEN; la figura sottostante riporta i risultati dell’elaborazione.

Flusso di energia verso l’accumulo.  Esercizio previsto dalle 8 alle 18, con una potenza di 8.000 MW, in 8,5 ore accumuleranno circa 65 GWh.

Flusso di energia da fonte idraulica.  Nelle ore diurne il flusso idraulico viene ridotto a 2.000 MW, la sola acqua fluente, nelle ore notturne ai 6.000 MW preesistenti nell’estate 2017, viene aggiunto il flusso derivato dall’acqua accumulata, (65 GWh con rendimento 70%) e suddiviso su 14 ore, pari a circa 3.000 MW per un totale di 9.000 MW

Flusso di energia da fonte fotovoltaica. Nelle ore diurne i 28.000 MW di picco fotovoltaico sono ridotti da autoconsumo (8.000 MW, circa 3.000 MW dai vecchi impianti e 5.000 MW dai nuovi impianti) a 20.000 MW, di questi l’accumulo mediante pompaggio ne assorbe 8.000 MW) per cui alla distribuzione arrivano 12.000 MW, mentre nella domenica di luglio 2017 erano 9.000MW.

Flusso di energia da impianti termici. Nelle ore notturne ai valori preesistenti vengono aggiunti i 4.000 MW delle mancate importazioni ma si sottraggono i 3.000 MW di maggiore idraulicità provenite dal pompaggio, l’aumento è solo di1000 MW. Nelle ore diurne considerando la maggior offerta di fotovoltaico, la minore offerta di idro e la mancanza delle importazioni la fonte termica mantiene il ruolo che aveva nel 2017.

Passando a valutare la domanda sulla rete, nel momento del picco circolano i 20.000 MW del fotovoltaico immesso in rete, i 2.000 MW dei fiumi e i 9.000 MW termici per un totale di 31.000 MW. Non partecipano alla rete gli 8.000 MW autoconsumati per il condizionamento residenziale. Di questa potenza 3.000 MW all’incirca vengono da impianti già esistenti ad oggi, mentre gli altri 5.000 MW vengono da nuovi impianti con aumento dei consumi elettrici. Si ha così un rimbalzo sui consumi insieme alle perdite del pompaggio, ma con prevedibile riduzione dei consumi di metano per il riscaldamento invernale (pompe di calore reversibili).

Figura 5. Ipotesi di modifica della generazione elettrica oraria in GWh introducendo 50.000 MW di fotovoltaico e modificando la domanda per maggior autoconsumo, avendo a riferimento i dati di consumo elettrico di una domenica estiva.

L’osservazione dell’andamento della domanda sulla rete, quasi piatta e non più legata alla domanda dei consumatori, fornisce una informazione immediata sul ruolo fondamentale che verrebbe ad assumere, nei compiti dell’industria dell’energia con riferimento ai periodi estivi, la gestione dei transitori,  da quelli  del fotovoltaico (prevedibili e quindi in parte programmabili), a quelli degli accumuli generalmente programmabili, fino a quelli dei condizionatori del residenziale, anche loro piuttosto prevedibili e programmabili. Rispetto alle tranquille gestioni dei decenni passati, gestire la rete elettrica, con milioni di operatori attivi, due transitori ogni giorno, sarà un lavoro molto più complesso; la prevedibilità dei transitori implica un diverso monitoraggio degli operatori e dei consumatori, oltre che del clima e la predisposizione e l’attuazione di una capacità di normativa e di intervento in tempi rapidissimi.

Tutto il lavorio dell’industria dell’energia con gli accumuli, con tutte le sue perdite ed i funzionamenti a basso carico, non figura negli usi finali, ma, purtroppo, andrà pagato dai consumatori. Il comportamento degli autoconsumatori, riguardo ai loro rapporti con la rete, richiederà una maggiore responsabilizzazione, in funzione dei giorni della settimana e dei mesi dell’anno. Se tutti i costi venissero scaricati sugli oneri di sistema l’attuale struttura tariffaria perderebbe ogni significato, arrivando alla fuga dalla rete stessa; pare prevedibile che si graverà sempre di più sull‘impegno di potenza e sullo scostamento dei consumi effettivi da quelli previsti.

 

Validità generale dello studio

Questo studio ha analizzato i problemi di inserimento del previsto sviluppo del fotovoltaico nei quaranta giorni estivi di massima insolazione e minima domanda sulla rete, la situazione più critica, evidenziando le potenzialità di una gestione mirata che privilegi la flessibilità del parco di impianti di generazione.

Analisi con risorse e mezzi adeguati andrebbero ripetute per le altre combinazioni di potenzialità di generazione, non solo fotovoltaica ma anche eolica, come di caratteristiche della domanda, situazioni nelle quali, nei giorni lavorativi, lo sviluppo di capacità di accumulo di elettricità, distribuite presso gli utilizzatori, potrebbero esplicare un ruolo molto più marcato.

Dall’insieme di queste analisi si potrebbero evidenziare le necessità di potenziamento delle reti, individuare le aree di criticità, valutare l’ordine di grandezza degli investimenti, evidenziare le necessità di ricerca e sviluppo, rendendo meno astratte le attività di pianificazione. Questo studio è solo un primo approccio metodologico, con strumenti artigianali, di utilizzo, in modo integrato, delle tante informazioni esistenti.

Il MISE dovrebbe contribuire ad una maggior diffusione di cultura su questi temi, diffondendo per tempo, gli studi a supporto delle decisioni dell’esecutivo.

 

Fonti

1- Bilancio energia elettrica in Italia

 https://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistatistici.aspx
sezione Dati generali

2- Produzione lorda degli impianti da fonti rinnovabili in Italia

https://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistatistici.aspx

sezione Produzione - tabella 34

3- Produzione fotovoltaica mensile

https://www.terna.it/itit/sistemaelettrico/dispacciamento/datiesercizio/rapportomensile.aspx

Rapporto mensile 30 giugno 2018 pag. 19

4- Previsioni di producibilità media 6-10 agosto 2018 da Epson meteo per Quotidiano energia

5- Bilanci energetici mensili

https://www.terna.it/itit/sistemaelettrico/dispacciamento/datiesercizio/...

Rapporto mensile 30 giugno 2018 pag. 15

6- Potenza efficiente lorda da fonti rinnovabili

https://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistatistici.aspx

sezione Impianti di generazione – tabella 21

7- Generazione distribuita e autoconsumo nel 2016 da ARERA

https://www.arera.it/it/docs/18/222-18.htm

8- Trasparency report

https://www.terna.it/it/it/sistemaelettrico/transparencyreport/generation/expostdataontheactualgeneration.aspx

9- Decadimento prestazioni fotovoltaico da gse

https://www.gse.it/documenti_site/Documenti%20GSE/Rapporti%20statistici/Solare%20Fotovoltaico%20-%20Rapporto%20Statistico%202016.pdf

pagina 39 – 40

10- Il costo previsto dei nuovi combustibili sintetici basati sull’elettricità

https://www.agora-energiewende.de/en/pubblications/thefuture-cost-ofeledtricity-based-syntetic-fuels-1/