L’AFFIDABILITA’ DELLA FORNITURA
DI ENERGIA ELETTRICA
IN UN SISTEMA ECONOMICO
APERTO ALLA COMPETIZIONE
RESCOM
Reliability of the Electric energy Supply
in a Competitive Market
EXECUTIVE SUMMARY - PRIMA FASE DI ATTIVITA’
Individuazione delle Criticità
3
Presentazione
Il blackout elettrico italiano del 28 settembre 2003 fu subito oggetto, naturalmente,
di grandissima attenzione per il pubblico
generale, e i mass media se ne fecero interpreti tempestivi ma non sempre tecnicamente attrezzati. Per parte loro, il mondo
politico, le imprese elettriche e la comunità
scientifica si fecero carico del problema: il
primo, tra l’altro, con una qualificata commissione d’indagine promossa dal
Ministero delle Attività Produttive, nella
quale anche il Politecnico era rappresentato, nella persona di E. Macchi. Le imprese
elettriche rivisitarono i meccanismi coinvolti
per individuare gli snodi più delicati e rivederli in prospettiva; e l’ambiente scientifico
elettrico si mobilitò con ricostruzioni ad
ampio raggio. Le indagini ebbero dimensione anche internazionale: tra le più importanti, citiamo l’indagine da parte UCTE
(Union pour la Coordination de la
Transmission del’Electricitè) ma anche quella condotta, congiuntamente, dalle autorità
di regolazione italiana e francese, a cui il
Politecnico (e, in particolare, il nostro
Dipartimento di Elettrotecnica) ha contribuito. Anche dal punto di vista divulgativo,
parecchia attenzione è stata dedicata all’evento: si vedano ad esempio gli articoli pubblicati sulla rivista “L’Energia Elettrica” sui
blackout nel mondo (autore F. Iliceto: gennaio/febbraio 2004) e in Italia (autore G.
Manzoni: maggio /giugno 2004), e sulla rivista “AEI” (luglio/agosto 2004) il focus “Il
blackout del 28 settembre 2003” (a cura di
A. Berizzi, C. Bovo, M. Delfanti, A. Silvestri,
tra l’altro con schede di GRTN, Terna, CESI,
AEEG, RTE francese, BFE e ETRANS svizzeri).
La Fondazione Politecnico di Milano ha ritenuto opportuno riprendere il tema sotto
un’angolatura più ampia, affrontando i
temi generali dell’affidabilità e dell’economicità del sistema elettrico (nazionale, ma
anche inserito nel contesto europeo),
tenendo conto delle strutture liberalizzate
dei mercati elettrici. I partner, della cui collaborazione la Fondazione ha potuto proficuamente fruire, sono di grande rilievo,
rappresentativi tutti dei più qualificati
ambienti tecnico-scientifici, imprenditoriali,
regolatorii.
In questa sua prima uscita pubblica, il
Forum rende ragione dell’attività svolta in
poco più di un anno, mettendo in evidenza
– all’interno delle stato dell’arte nei singoli
settori – i problemi aperti e le criticità emerse, e rinviando al seguito dei lavori la disamina delle risposte da dare e degli interventi da effettuare.
Il documento che segue ha quindi un carattere ancora provvisorio, con disuniformità
dovute sia alle singole specificità sia a inevitabili sovrapposizioni tra i gruppi di lavoro.
Ma già in questa fase è stata raccolta, con
il contributo insostituibile dei vari Enti presenti, un’imponente mole di relazioni,
documenti, articoli, dati, che sono stati resi
disponibili ai partecipanti del Forum: da essi
sono stati tratti dei documenti di prima sintesi, su cui è basato questo primo rapporto.
Da oggi tali documenti sono aperti alla libera consultazione sul sito della Fondazione
(www.fondazionepolitecnico.it).
Andrea Silvestri
Direttore del Forum
5
Introduzione
6
Da oltre un decennio la struttura dei sistemi elettrici, a livello internazionale, ha subito importanti
ripensamenti, in grado di modificarne significativamente il funzionamento dal punto di vista tecnico e, ciò che più conta agli effetti economici e
sociali, di influenzare l’affidabilità della fornitura
agli utenti finali, sia di tipo civile sia di tipo industriale. Il fenomeno che più evidentemente ha
inciso sulla struttura dei sistemi è il passaggio da
una gestione verticalmente integrata (quasi sempre a forte partecipazione statale) a una gestione
liberalizzata, con le diverse sezioni della filiera
elettrica affidate a società tra loro indipendenti,
con lo scopo di favorire la concorrenza e abbassare il prezzo finale dell’energia.
Gli anni più recenti (e il 2003 in modo eclatante,
vero “annus horribilis”) hanno mostrato, a un
tempo, l’importanza cruciale, e l’estrema criticità
dei sistemi elettrici per le economie avanzate dei
paesi occidentali: diversi disservizi hanno interessato porzioni notevoli di sistemi in apparenza
molto differenti tra loro in termini sia di strutture
elettriche, sia di composizione del parco di generazione, sia di modalità di gestione (regole di
dispacciamento). Molti eventi hanno colpito i
sistemi elettrici (praticamente di tutto il mondo):
Stati Uniti e Canada, Svezia, Inghilterra (la città di
Londra), ma anche la città di Atene sono rimasti
per lunghe ore al buio. Tra questi eventi si è registrato anche, nel settembre del 2003, il blackout
che ha interessato praticamente l’intero sistema
elettrico nazionale.
Sebbene i diversi eventi sopra ricordati siano
avvenuti, come detto precedentemente, in paesi
caratterizzati da sistemi elettrici organizzati in
maniera anche decisamente differente, essi
hanno messo in evidenza problemi di gestione e
carenze strutturali che si riscontrano con preoccupante ricorrenza.
Tra le carenze strutturali, si registra praticamente
sempre la presenza di reti di trasmissione che
necessitano di essere ampliate attraverso la realizzazione di nuovi elettrodotti: per parlare subito
del nostro sistema elettrico, questa è proprio
un’esigenza riscontrabile in diverse porzioni della
Rete di Trasmissione Nazionale, RTN. Ma anche in
termini di monitoraggio in linea dello stato della
rete, si riscontra, in tutti gli eventi esaminati, la
necessità di adottare (o di potenziare) strumenti
avanzati che consentano di valutare il grado di
sicurezza del sistema. Una delle cause del blackout che ha interessato l’interfaccia tra il Nord
degli Stati Uniti e il Canada è proprio il mancato
funzionamento dei sistemi di monitoraggio in
linea dello stato del sistema. Un importante elemento di riflessione che il blackout del 28 settembre 2003 ha evidenziato riguarda poi le prestazioni dei gruppi di generazione, che non sempre si
sono rivelate adeguate e coordinate con i piani di
difesa; questi ultimi, infatti, erano stati messi a
punto per un sistema elettrico che recentemente
è mutato (e sta mutando) in modo significativo,
specialmente per quanto concerne la composizione del parco di generazione, e le quantità di
energia importate dall’estero.
Si può poi osservare come, a seguito degli eventi
che hanno scatenato i blackout, non sempre si è
gestita l’emergenza in modo appropriato, in particolare nei casi in cui le possibili risorse per contenere il degrado del sistema siano localizzate in
porzioni di rete sotto la responsabilità di Gestori
differenti da quello in cui si è manifestato l’evento scatenante. A questo riguardo, basti pensare
proprio al caso italiano: a seguito di una carenza
di scambio di adeguate informazioni tra Etrans
(Svizzera) e GRTN (Italia), non si è potuto intervenire tempestivamente per fronteggiare il guasto
avvenuto sulla linea del Lucomagno, prima, e del
San Bernardino, dopo.
In altre parole, la vulnerabilità che si è registrata
nei sistemi elettrici mette in luce l’esistenza di
numerose concause che hanno consentito a un
guasto di un componente di evolvere in un disservizio di ampie dimensioni.
Oltre a ciò, tali blackout sono in generale avvenuti in paesi nei quali la domanda di energia elettrica è in crescita, ma non altrettanto lo sono (come
si è già detto) le infrastrutture elettriche e il parco
di generazione. Caso emblematico al riguardo è
ancora quello nazionale, dove si assiste a un marcato incremento della domanda elettrica che
richiederebbe sia un adeguamento del sistema di
trasmissione, sia un potenziamento del parco di
generazione: adeguamenti e potenziamenti che
però sono estremamente difficili da attuare per
diverse ragioni anche di tipo sociale legate alle
esternalità (o meglio, alla percezione da parte del
pubblico delle esternalità) che tali strutture hanno
sul territorio.
Accanto a tutto ciò, si nota come la liberalizzazione del mercato elettrico ha richiesto, da parte
degli operatori, un uso sempre più massiccio del
sistema di trasmissione. La rete elettrica, infatti,
può costituire un vincolo anche notevole al libero
scambio dell’energia sul territorio di un paese. A
causa di vincoli tecnici alcuni gruppi di generazione, seppure competitivi, possono vedere limitata
in modo significativo la possibilità di immettere
potenza nella rete di trasmissione. Queste limitazioni erano già presenti prima del processo di
liberalizzazione del sistema elettrico, ma le loro
conseguenze economiche sugli attori del mercato e sui prezzi sono diventate particolarmente evidenti con l’avvento del mercato elettrico, come
ha dimostrato l’avvio, in Italia, del dispacciamento di merito economico (aprile 2004) attraverso la
borsa dell’energia. E’ diventato evidente, anche
per il grande pubblico, come i prezzi dell’energia
elettrica, lato acquisto, sarebbero differenziati
proprio a seguito di limiti di scambio della potenza tra le diverse parti del paese: dalla necessità,
politica e sociale, di limitare tale differenziazione
(verificatasi con significativa frequenza) nasce l’introduzione del Prezzo Unico Nazionale (PUN).
Da quanto detto emerge come il buon funzionamento del sistema elettrico, sia sotto il profilo tecnico, sia sotto quello economico, derivi dell’interazione di diversi elementi per loro natura differenti. Le caratteristiche del parco di generazione
influenzano le strategie degli operatori e quindi la
formazione del prezzo, mentre i colli di bottiglia
sulle reti di trasmissione possono limitare il funzionamento di gruppi competitivi a scapito della
concorrenza.
In questo contesto, si è svolta la prima fase di attività del Forum sull’affidabilità dei sistemi elettrici
(RESCOM), che è stata finalizzata a individuare gli
elementi critici che caratterizzano i sistemi elettrici. Particolare attenzione è stata dedicata alla realtà italiana, facendo emergere tali aspetti critici sia
dal punto di vista tecnico, sia da quello economico.
A tale fine, sono stati costituiti tre gruppi di lavoro:
• gruppo 1, Stato attuale e sviluppo del sistema
elettrico;
• gruppo 2, Sicurezza e mercato elettrico;
• gruppo 3, Controllo del sistema elettrico nazionale.
Tale struttura riflette i diversi orizzonti attraverso i
quali il sistema elettrico è pianificato, programmato e, infine, esercito in tempo reale. In ciascuno di questi orizzonti differenti si manifestano
esigenze e problematiche particolari che richiedono l’individuazione sia di strumenti di analisi,
sia di soluzioni specifiche. E’ chiaro, però, che
alcune tematiche risultano per loro natura trasversali ai tre gruppi di lavoro, e di ciò si è tenuto conto attraverso un continuo scambio di
informazioni tra i gruppi stessi. Pertanto, questa
struttura così schematica di cui si è dotato il
RESCOM va intesa come uno strumento finalizzato a rendere più accessibile il lavoro svolto
verso l’esterno, anche in relazione al fatto che le
problematiche specifiche di competenza di ogni
gruppo ammettono soluzioni le cui conseguenze ricadono tutte, più o meno direttamente, sul
prezzo dell’energia elettrica e sulla capacità del
sistema di sostenere la concorrenza tra i vari
operatori del mercato elettrico.
In particolare, il Gruppo 1 (Stato attuale e sviluppo del sistema elettrico, poi articolato su due
sotto gruppi, Generazione e Trasmissione) ha
focalizzato l’attenzione sulla struttura sia del
parco di generazione, sia del sistema di trasmissione con l’obiettivo, per questa prima fase, di
analizzare le problematiche evidenziate in seguito ai disservizi avvenuti (come il comportamento dei gruppi di generazione in occasione delle
grandi perturbazioni di rete), ma anche quelle
che più sono legate alla liberalizzazione del settore elettrico (coordinamento tra l’espansione
della RTN e il potenziamento del parco di generazione)
Il Gruppo 2 (Sicurezza e mercato elettrico), invece, si è concentrato sugli aspetti che riguardano
la pianificazione dell’esercizio del sistema, analizzando così le interazioni tra il mercato elettrico e l’esercizio sicuro della rete. L’adozione di
diversi livelli di sicurezza ha infatti significative
ripercussioni sulle modalità di formazione del
prezzo dell’energia elettrica nel mercato (basti
pensare all’influenza che hanno i limiti di scambio tra le aree nel Mercato del Giorno Prima,
MGP).
Infine, il Gruppo 3 (Controllo del sistema elettrico nazionale) si è occupato di analizzare gli strumenti ad oggi disponibili per monitorare lo stato
in cui si trova il sistema elettrico (sistemi SCADA,
WAMS), per intervenire con azioni correttive in
emergenza (schemi di protezione di sistema) e,
in casi estremi, per provvedere alla riaccensione
(problema della restoration). Particolare cura è
stata posta nello studio di sistemi di monitoraggio ad oggi tecnologicamente disponibili, ma
non ancora sufficientemente impiegati nei sistemi elettrici, strumenti che consentirebbero di
prevenire (ed eventualmente gestire) disservizi
sul sistema elettrico in modo più efficace di
quanto sino ad oggi accaduto.
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Gruppo Lavoro
“Stato attuale e sviluppo del
sistema elettrico - Generazione”
Coordinatore:
prof. Ennio Macchi
8
co italiano del 28 settembre 2003, e
anche l’iniziativa dell’Autorità di avviare
un’istruttoria in merito.
Ma, indipendentemente dall’episodio blackout, ben altri sono i motivi per cui è utile
approfondire le tematiche di interfaccia fra
centrali di generazione e rete elettrica:
• i processi di privatizzazione e di liberalizzazione del mercato elettrico, che
oltre a modificare profondamente le
regole del gioco, hanno portato a interagire una molteplicità di operatori
(AEEG, GRTN, i produttori, i progettisti,
i costruttori,…);
• la rivoluzione tecnologica in atto nel
settore della generazione elettrica, per
cui da un parco di centrali basato per
molti decenni sostanzialmente su due
sole tipologie (centrali a vapore e idroelettriche), si è passati a una molteplicità
di tecnologie: oltre alla massiccia introduzione di impianti, nuovi o ripotenziati, a ciclo combinato, e di impianti
cogenerativi, cominciano ad avere un
ruolo crescente le centrali alimentate da
fonti rinnovabili (in particolare le centrali
eoliche e quelle alimentate da biomassa
e rifiuti), e in futuro, forse, si diffonderanno le tecnologie della generazione
distribuita (vedi figura 1);
•
le nuove regole del mercato competitivo, che obbligano
gli esercenti a gestire le centrali
Centrali a energia
Linee di trasporto
rinnovabile
primario o AT
con profili di carico fortemente
variabili nel tempo.
Nello scenario fortemente evolutivo sopra descritto, non sorCentrale di generazione
con funzione di riserva primaria
prende che il quadro tecnicoe di riserva secondaria
normativo che deve governare il
Centrale di generazione
di punta
sistema non sia completo, nonostante il forte impegno della
Stazioni di
Autorità e degli Enti preposti a
trasformazione
Stazioni di
AT/MT
questo compito. Il gruppo di
trasformazione
MT/BT
lavoro ha pertanto identificato
Linee di distribuzione M T
come tema prioritario, da
affrontare nella prima fase di
Turbina a gas
Motore a c.i.
Cabina di
Fotovoltaico
attività, l’insieme delle tematiche
ricezione
tecnico-normative relative al
Micro-cogen
comportamento delle centrali
Fuel Cells
nei confronti della rete elettrica.
Utenze Residenziali
Utenze terziario
Utenze industriali
L’attività si è concentrata sulle
centrali termoelettriche di grande taglia per sola produzione
Figura 1: Le diverse tipologie di centrali che possono alimentare il sistema elettrico.
elettrica (sia vapore, sia a ciclo
Il ruolo delle centrali di generazione nel
sistema elettrico è ovviamente fondamentale. L’opinione pubblica è oggi particolarmente sensibile ai temi dell’efficienza di
conversione e della diversificazione delle
fonti energetiche che alimentano i generatori, due aspetti che condizionano in
modo decisivo il costo dell’energia elettrica
all’utente finale e le emissioni di inquinanti
e di gas clima-alteranti del sistema elettrico. Meno considerate, ma non meno
importanti, sono le problematiche relative
al ruolo che le centrali esercitano in termini di sicurezza, affidabilità e qualità del
sistema elettrico.
Molti sono i motivi per cui questi ultimi
temi sono di grande attualità nel nostro
Paese e che giustificano l’iniziativa della
Fondazione di istituire un tavolo ove tecnici di diversa estrazione e appartenenza
possano liberamente discutere le problematiche tecniche e normative che riguardano l’interfaccia centrali di generazionerete elettrica. Sullo sfondo, inutile negarlo,
il (non soddisfacente) comportamento
delle centrali termoelettriche, che è stata
una - non l’unica, né la più importante delle cause del fallimento della linea di
difesa del sistema elettrico nazionale in
occasione del blackout del sistema elettri-
combinato, con particolare attenzione per
queste ultime, che sono la tecnologia
emergente nel sistema italiano) interfacciate sulla rete di trasmissione ad alta tensione, rimandando al seguito del Forum temi
quali la generazione diffusa, le centrali alimentate da fonti rinnovabili, le centrali di
cogenerazione, che, pur importanti e stimolanti, giocano attualmente un ruolo
meno vitale sull’affidabilità e sicurezza del
sistema elettrico italiano. In particolare, i
temi su cui si è focalizzata l’attenzione del
gruppo sono i seguenti:
• la funzione di riserva primaria;
• la funzione di riserva secondaria;
• il comportamento delle centrali termoelettriche a fronte di grandi perturbazioni
indotte dalle rete e la procedura di rifiuto di carico;
• il contributo alla riaccensione delle centrali termoelettriche.
Ognuno di questi temi, pur se apparentemente ben noti e oggetto di regolamentazione da parte di qualificati organismi
internazionali (in particolare, UCTE), presenta aspetti tecnici non risolti e definiti in
modo univoco, meritevoli di approfondimenti.
Dopo una serie di riunioni preparatorie di
brain storming, il gruppo di lavoro ha ritenuto che un primo utile contributo potesse venire dalla predisposizione di un questionario da sottoporre agli operatori, che
li spingesse ad evidenziare e commentare,
proponendo contributi costruttivi, tutti i
problemi “aperti”. In particolare, hanno
risposto al questionario i principali produttori italiani, coordinati da Assoelettrica. Le
note che seguono descrivono sinteticamente i quesiti posti e le risposte ottenute.
Come risulterà evidente, mentre per alcuni
temi si sono raggiunte posizioni unanimi e
definitive, per molti altri i problemi sono
solo impostati e richiedono approfondimenti, che saranno oggetto del lavoro del
gruppo negli anni futuri.
Prima di affrontare i singoli temi sopra
indicati, il questionario poneva agli operatori alcune domande di carattere generale,
in particolare in merito alla completezza
del Codice di rete recentemente predisposto dal GRTN, alla sua coerenza con le
normative tecniche nazionali e internazio-
nali, e all’eventuale influenza esercitata
dall’evento blackout sulla normativa tecnica e sui controlli relativi. Dalle risposte
ottenute, emerge come fattore fortemente
positivo l’esistenza di un continuo dialogo
fra GRTN e operatori per affinare il Codice
di rete: la stessa normativa che lo ha definito prevede nella procedura per il suo
aggiornamento che esso possa avvenire
anche su segnalazione degli operatori.
Emerge inoltre una sostanziale soddisfazione sulle modalità consultive seguite da
GRTN e AEEG nella preparazione dei
documenti, anche se unanimi sono venuti
alcuni suggerimenti:
• migliorare la visibilità del complesso
quadro normativo predisposto, soprattutto a livello del sito del GRTN, per
facilitare la conoscenza degli operatori
di una situazione che è in evoluzione
continua;
• estendere il processo consultivo, applicato con successo nell’elaborazione del
testo principale del Codice, anche ai
suoi numerosi documenti tecnici allegati, che ne costituiscono parte integrante;
• pur considerando le più stringenti tempistiche cui le Autorità normative devono rispondere, si auspica il coinvolgimento di soggetti interessati già nella
fase di preparazione delle norme, senza
attendere il procedimento di consultazione.
Il Codice di Rete è nato solo recentemente
(nell’ambito del processo di liberalizzazione avviato con il decreto Bersani) e comprende tutti gli aspetti concernenti i rapporti tra GRTN e utenti della rete, mentre
la normativa CEI non è esaustiva e risponde all’esigenza principale che gli impianti
di maggior interesse siano realizzati ed
eserciti a “regola d’arte”. Mentre il primo
è in una fase di continua e tempestiva
implementazione, anche in funzione delle
modificazioni della struttura del sistema
elettrico (ad esempio unificazione della
proprietà e della gestione della RTN), la
normativa CEI presenta una lenta dinamica
di aggiornamento. Occorre quindi procedere ad una migliore armonizzazione di
tali disposizioni in un’ottica di mediolungo periodo, in cui la normativa CEI
9
dovrebbe servire da supporto al Codice di
Rete nonché da complemento per gli
aspetti da questo non contemplati.
Nel confronto tra Codice di Rete e normative internazionali, almeno per quanto
riguarda la generazione, non emergono
discrepanze significative. Occorre rilevare
che, pur avendo zone di sovrapposizione,
sono nati con obiettivi diversi. Alcune normative (UCTE) sono state definite in passato principalmente per regolare i rapporti
tra i gestori delle reti dei vari paesi europei
interconnessi, che generalmente erano
soggetti integrati monopolisti. Altre normative derivano da impegni internazionali
che comportano l’obbligo di recepimento
in Italia, per cui è il Codice di rete a doversi uniformare ad esse.
Per quanto attiene l’influenza del blackout
sul quadro normativo, si rileva come l’evento abbia comportato una maggiore
attenzione da parte di tutti i soggetti, istituzionali e non, alle problematiche che
esso ha sollevato, in particolare quelle relative alla connessione alla RTN. Sono state
attuate tutta una serie di azioni per diminuire la probabilità che tale fenomeno
possa ripetersi; azioni che ovviamente ruotano attorno al GRTN, in quanto soggetto
responsabile della sicurezza del sistema.
Per quanto riguarda le problematiche tec-
Il ruolo delle centrali termoelettriche per la riserva primaria
Come noto, le regole nazionali e
internazionali richiedono a ogni
gruppo termoelettrico di potenza
superiore a 10 MVA di essere in
grado di svolgere un ruolo di “riserva
primaria”, vale a dire che esso deve
essere sempre capace, in qualunque
condizione operativa, di aumentare,
a fronte di una diminuzione della frequenza di rete, la potenza erogata.
In particolare, le regole attuali richiedono un incremento di almeno
1.5% della potenza efficiente entro
30 secondi e la capacità di mantenere questa potenza per almeno 15
minuti (il 50% di questa potenza
deve essere resa disponibile entro 15
secondi).
Come emerge chiaramente dal questionario, le problematiche aperte
sono molteplici:
• sarebbe necessario chiarire che il
ruolo di riserva primaria è da verificarsi sull’insieme della centrale al
punto di consegna, lasciando la
libertà all’operatore di ripartire
tale compito fra i vari gruppi che
la costituiscono;
• la fornitura del servizio (obbligatorio) di regolazione primaria genera
sbilanciamenti indotti, che l’attua-
10
le contesto regolatorio penalizza
economicamente alla pari degli
altri sbilanciamenti; sarebbe auspicabile prevedere un apposito sistema che “neutralizzi” tali improprie penalizzazioni;
• sarebbe auspicabile definire con
maggior dettaglio e in modo univoco le modalità con cui verificare
le prestazioni in termini di regolazione primaria. Bisognerebbe
all’uopo prevedere apposite procedure di trasmissione dati e di
aggiornamento di parametri tecnici al GRTN. In particolare, andrebbero teletrasmessi: (i) % del carico, (ii) statismo impostato sui
regolatori di velocità e (iii) valore
della banda morta complessiva
impostata sul relé di frequenza.
Fra le problematiche evidenziate dal
blackout che hanno trovato soluzione, si cita la risposta alla domanda
seguente:
“Nella notte del blackout nazionale
del 28 settembre 2003 è emerso un
problema dinamico legato alla stabilità di funzionamento delle centrali a
vapore con generatore di vapore di
tipo “once-through”: con l’impianto
a carico ridotto, una diminuzione di
frequenza provoca un eccessivo
aumento di potenza, con problemi
sulla stabilità del generatore di vapore e conseguente blocco. Se gestisce
impianti di questa tipologia, ritiene di
avere risolto questo problema?
Risposta: Sì. Si precisa che le regole
in vigore durante il blackout non
prevedevano limitazioni alla risposta
in primaria delle unità di generazione; successivamente il GRTN, grazie
anche alle analisi condotte nell’ambito del gruppo di lavoro congiunto
con gli operatori degli impianti, ha
apportato alcune modifiche alla
regolamentazione, limitando il contributo dei gruppi generatori alla
risposta in primaria (max 5%). Le
modifiche sono state già apportate
sugli impianti.
Infine, un tema aperto, su cui servirebbero soluzioni innovative, riguarda come garantire - senza penalizzare la gestione energetica ed economica degli impianti - la riserva primaria per i cicli combinati basati sui
moderni turbogas di grande taglia,
per cui non è prevista la possibilità di
aumentare la temperatura di ingresso turbina.
niche e normative aperte, le più significative risposte al sondaggio sono riportate nei
box seguenti dedicati al ruolo delle centrali
termoelettriche per la riserva primaria e
secondaria, al comportamento sempre
delle centrali termoelettriche a fronte di
grandi perturbazioni indotte dalle rete, e
infine al loro contributo alla riaccensione
del sistema elettrico. Quanto riportato in
ciascun box corrisponde alle opinioni e ai
commenti ricevuti in merito ai quesiti
posti, e quindi costituisce una prima base
di discussione che verrà approfondita e
dibattuta con tutti i partecipanti al Forum.
Il ruolo delle centrali termoelettriche
per la riserva secondaria
gradualità necessaria a non introdurre ripercussioni negative su tale
mercato. Si ritengono invece penalizzanti le prestazioni particolari
richieste agli impianti nelle isole
(Sicilia e Sardegna).
Fra le incoerenze tecniche, si segnala, in particolare per i cicli combinati, che la rampa di carico richiesta è
maggiore rispetto a quella richiesta
per la riserva primaria (vedi figura),
laddove la risposta rapida dovrebbe
essere affidata alla regolazione primaria e non secondaria. Per di più,
i gradienti richiesti non sono compatibili con le specifiche dei transitori imposte dai costruttori di turbina a gas. In generale, viene auspicata una definizione specifica e univoca delle prestazioni richieste per
la regolazione secondaria per ogni
tipologia di centrale
Si segnala infine una carenza tecnica in merito alla regolazione secondaria integrale, un tema importante
che verrà approfondito dal gruppo
di lavoro nella seconda fase del
forum.
10
9
8
7
6
5
R is. primaria
4
R is. secondaria
3
% potenza efficiente
Il ruolo di “riserva secondaria”,
ossia la possibilità di intervenire in
aggiustamento dopo la riserva primaria per riallineare la frequenza a
50 Hz e ripristinare gli interscambi,
è attualmente assegnato dal GRTN
ad alcune centrali che devono rendere disponibile una banda di regolazione (10 MW o il 6% della
potenza efficiente), con rampe non
inferiori all’8% della potenza efficiente al minuto. La riserva secondaria è regolata automaticamente
dai Ripartitori di Carico gestiti dal
GRTN. La riserva secondaria fa
parte dei “servizi dinamici di dispacciamento” ed è remunerata nel
relativo mercato gestito dal GME
(gli impianti devono essere prima
abilitati).
Alla domanda: “Ritiene adeguata
l’attuale modalità di gestione economica dei compensi relativi al
prezzo in vigore per il servizio di
riserva secondaria? Che modifiche
proporrebbe al sistema attuale?”, si
risponde evidenziando come l’esigenza di non frapporre ulteriori
ritardi alla partenza della borsa elettrica ha imposto di modificare l’originale struttura del mercato dei servizi di dispacciamento, semplificando la procedura con un’unica offerta, onnicomprensiva di tutti i servizi. Sarebbe opportuno che nel
medio - lungo termine si tornasse
alla struttura originaria, pur con la
2
1
fino a 15 min.
0
0
15
30
45
60
75
90
105
120
tempo (s )
Gradienti di potenza richiesti per il ruolo di riserva primaria e secondaria
11
Il comportamento delle centrali termoelettriche a fronte
di grandi perturbazioni indotte dalle rete
Le tarature del relé di massima e
minima frequenza (che comandano
l’apertura dell’interruttore di gruppo) devono essere concordi con le
seguenti soglie:
• 52,0 Hz istantaneo,
• 51,5 Hz con ritardo da 1 a 4
secondi,
• 47,5 Hz con ritardo di 4 secondi,
• 46,5 Hz quasi istantaneo.
A seguito del distacco di rete, ogni
generatore deve essere in grado di
avviare automaticamente la procedura di “rifiuto di carico”, che consiste nel passaggio del gruppo in
“isola”, con una repentina diminuzione della potenza erogata, dal
valore cui operava prima del distacco al valore corrispondente al consumo degli ausiliari del gruppo stesso,
e nel mantenere questa condizione
di esercizio in attesa di un nuovo
parallelo. Tale procedura ha lo scopo
di consentire al gruppo di effettuare
il nuovo parallelo e la presa di carico
nel minore tempo possibile.
L’evidenza blackout ha dimostrato
che una grande frazione delle cen-
trali italiane non è stata in grado di
seguire il comportamento “virtuoso” sopra descritto, sia subendo
stacchi intempestivi, sia fallendo la
procedura di rifiuto di carico. Non è
peraltro una specificità italiana, dal
momento che risultati simili sono
avvenuti in tutti gli episodi di altri
blackout internazionali.
I gestori delle centrali suggeriscono
sostanziali modifiche al quadro normativo:
• bisognerebbe prevedere relé e
tempi di risposta diversificati in
funzione della tipologia delle perturbazioni e specificare quali sono
i transitori di riferimento in funzione dei quali potrebbero essere
adottate politiche di difesa differenziate;
• andrebbe innalzato il valore di
46,5 Hz, che non trova riscontro
né fra i costruttori, né nella normativa internazionale;
• la procedura di rifiuto di carico
andrebbe intrapresa dopo ogni
stacco, anche quelli istantanei per
cui non è attualmente richiesta;
• si dovrebbe indicare per quanto
tempo un gruppo deve poter funzionare sui suoi ausiliari; per i cicli
combinati la conoscenza del
tempo è infatti importante per
poter operare le scelte progettuali
più corrette (dimensionamento
condensatore, ecc.);
• i limiti non devono essere previsti
per gli impianti di autoproduzione
e a fonti rinnovabili senza la
necessità di chiedere deroghe.
Per quanto attiene le procedure di
controllo e le modalità di prova,
dopo il blackout si è istituito un
gruppo di lavoro GRTN-operatori che
ha definito le modalità di prova, stabilendo che vengano eseguite almeno due prove all’anno per ogni centrale, con comunicazione al GRTN
degli esiti a cadenza semestrale. Si
ha attualmente una percentuale di
successo intorno al 60%.
Restano da approfondire numerose
tematiche, quali la possibilità di prevedere deroghe e un’univoca definizione per le regole da applicare agli
impianti di cogenerazione.
Il contributo alla riaccensione delle centrali termoelettriche
Si richiede la possibilità di riavviare
la centrale in modalità “blackstart”, ossia in assenza della rete
elettrica.
Riportiamo alcune delle indicazioni
emerse:
• attualmente la funzione di riaccensione è demandata ad alcune
centrali e non viene remunerata,
ma è auspicabile che lo sia in
futuro;
• è necessaria una regola che stabilisca i gradini di potenza con
cui incrementare il carico attivo e
i tempi dell’operazione, in modo
da escludere a priori le centrali
che non sono in grado di effet-
12
tuare la riaccensione. Vanno
definite adeguate procedure di
riaccensione che tengano conto
delle prestazioni delle singole
macchine;
• non è opportuno limitare la funzione di riaccensione ai soli gruppi idroelettrici, ma utilizzare
anche gli impianti con turbina a
gas in ciclo semplice, per cui
occorre definire un set di regole
differenziato;
• nel piano di riaccensione si deve
fare affidamento sulle centrali
che hanno operato correttamente il rifiuto di carico, tenendo
conto di una fisiologica percen-
tuale di insuccesso delle procedure di rifiuto di carico, che
aumenta in condizioni degradate
di rete. Di tali condizioni degradate (mancanza di carichi zavorra, eccessivi valori di tensione
sulle linee, eccessive distanze di
rilancio di tensione, ecc.) occorre
tener conto nello stabilire le possibili sorgenti di rialimentazione;
• le prove sulle direttrici di riaccensione predisposte dal GRTN
dovrebbero essere effettuate con
cadenza annuale, con modalità
che devono essere oggetto di
consultazione e differenziate per
direttrice.
Gruppo Lavoro
“Stato attuale e sviluppo del
sistema elettrico - Generazione”
Coordinatore: ing.
Marco Merlo, prof.
Andrea Silvestri
L’attività di trasmissione sulla Rete di
Trasmissione Nazionale (RTN) ha lo scopo
di trasferire l’energia elettrica immessa in
rete dagli impianti di produzione e dalle
importazioni a tutti i nodi di prelievo in
alta tensione. Tale attività prevede la realizzazione e la manutenzione della rete di
trasporto e delle stazioni di connessione
con gli impianti di produzione e con le reti
di distribuzione, nonché il controllo
costante dei flussi di potenza, detto
“dispacciamento”, facendo in modo che
l’offerta e la domanda siano in equilibrio,
al fine di garantire la continuità di fornitura del servizio all’interno del sistema elettrico complessivo. Ciò è ottenuto tramite
il monitoraggio istantaneo dei flussi elettrici in modo da regolarli operando sull’offerta e, nel caso di rischio rispetto alla
sicurezza dell’esercizio, sulla domanda. La
RTN svolge la funzione di trasmissione
dell’energia elettrica tra i punti di immissione e i punti di prelievo; inoltre svolge la
funzione di smistamento dell’energia elettrica al fine di garantire l’equilibrio tra la
domanda e l’offerta in tempo reale. A
motivo di tali funzioni, gli utilizzatori della
RTN sono legati innanzitutto da relazioni
tecniche con la stessa al fine di rendere
interconnessi e interoperabili i sistemi di
generazione, di distribuzione, di utilizzo
finale nei nodi di immissione e nei nodi di
Analisi del panorama nazionale
Nel 2004 la richiesta di energia
elettrica sulla rete ha raggiunto i
322,0 miliardi di kWh con un
aumento dello 0,4% rispetto al
2003 (320,7 miliardi di kWh). Tale
richiesta è stata soddisfatta per
l’85,8% da produzione nazionale,
per un valore pari a 276,3 miliardi
di kWh al netto dei consumi dei
servizi ausiliari e dei pompaggi, con
un aumento del 2,5% rispetto al
2003.
La restante quota di fabbisogno
(14,2%) è stata coperta dagli scambi con l’estero, per un valore pari a
45,5 miliardi di kWh contro i 51,0
del 2003 (con una flessione del 10% circa).
Nella figura che segue sono riportati i saldi degli scambi di energia
registrati sulla rete per l’anno 2004
dall’estero e tra le diverse macroaree in cui è suddiviso il sistema elettrico del Paese. I movimenti fisici di
energia da e verso l’estero mostrano transiti di energia in entrata
dalla frontiera settentrionale e in
particolare dalla Francia e dalla
Svizzera in sensibile diminuzione
rispetto all’anno precedente. Per
quanto riguarda l’interscambio con
la Slovenia, si registra viceversa un
incremento. Con riferimento agli
spostamenti interni, i flussi maggiori si registrano dal nord verso il centro dove converge anche il flusso
proveniente dal sud e dalla Sicilia.
La causa principale
della flessione nelle
importazioni di energia elettrica dall’estero
è da individuarsi nei
provvedimenti (riduzione della massima
capacità di trasporto
sulla rete di interconnessione in seguito
agli eventi eccezionali
del 28 settembre
2003) rimasti in vigore
per gran parte dell’anno. È stata, infatti,
identificata l’esigenza,
quale misura cautelativa, di ridurre transitoriamente i valori complessivi di importazione di energia sulla
frontiera settentrionale
e di promuovere l’iniziativa di tavoli
tecnici congiunti con i gestori di
rete dei paesi confinanti, con l’o-
biettivo di individuare e realizzare
una serie di misure operative per
l’aumento dei livelli di sicurezza di
esercizio del sistema elettrico interconnesso, con particolare riferimento ai confini con la Svizzera.
Saldo dei movimenti fisici di energia in Italia nel 2004 (GWh – fonte
GRTN)
13
prelievo (si veda il box: “Analisi del panorama nazionale”).
Nei nuovi sistemi liberalizzati si ha una
separazione tra produzione e trasmissione
di energia elettrica (in particolare quest’ultima risulta accentrata e regolata dagli
ISO, Independent System Operators,
senza proprietà della rete, GRTN nella
realtà italiana), questa divisione rende più
difficile il coordinamento per una chiara
attività di planning e sviluppo della rete
elettrica, necessaria per sostenere correttamente l’evolversi del libero mercato. In
tale contesto è importante sottolineare
che le caratteristiche tecniche del settore
svolgono, nel mondo elettrico forse più
che in altri, un ruolo decisivo nella scelta
del disegno del mercato da parte del
regolatore. In particolare, i vincoli tecnici
fanno sì che l’esecuzione fisica dei contratti di compravendita di energia elettrica, intesa come l’immissione e il contestuale prelievo di energia, non possa essere autonomamente assicurata dalle parti
del contratto stesso. Tale fenomeno trae
origine principalmente da quattro fattori:
1) la necessità di utilizzare un’infrastruttura condivisa che presenta limiti strutturali alla quantità di energia trasportabile: la rete di trasmissione nazionale e la
rete in alta tensione di distribuzione;
2) la necessità di mantenere stabile il livel-
14
Figura 2: ore di funzionamento con transiti > 80% della capacità massima
della linea – confronto 2003/2004 (fonte GRTN)
lo della tensione e della frequenza sulla
rete di trasmissione nazionale entro
livelli predefiniti;
3) l’impossibilità di controllare in tempo
reale i flussi di energia elettrica, da e
verso, i singoli utenti della rete;
4) l’impossibilità di immagazzinare l’energia elettrica.
L’utilizzo di un’infrastruttura condivisa
limitata (1) e l’esigenza di bilanciamento
in tempo reale di produzione e consumo
(2) interagiscono con l’impossibilità tecnico-economica di controllare i flussi di
energia da e verso ogni singolo utente
della rete (3) e di immagazzinare energia
elettrica (4), rendendo necessaria la presenza di un “coordinatore” del sistema,
che ponga in essere le azioni e le transazioni necessarie ai fini del bilanciamento
di immissioni e prelievi in tempo reale.
Circa la rete di trasmissione è quindi
necessario trovare un compromesso tecnico-economico fra le necessità di un libero
mercato dell’energia, che non vorrebbe
limiti alla capacità di scambio dei flussi di
potenza, anche a favore della compensazione di differenze locali dei prezzi di produzione, e l’impatto ambientale crescente
con il crescere delle strutture elettriche.
In tale contesto il coordinamento dell’esercizio in sicurezza del sistema di trasmissione e del suo sviluppo deve rimanere il
cardine di riferimento, soprattutto rispetto
ai forti interessi delle varie parti in causa,
costituendo la premessa per rendere fattibili gli scambi commerciali tipici di un
sistema liberalizzato.
A testimonianza delle criticità riscontrate
nell’uso della rete di trasmissione, nella
figura 2 sono evidenziate le singole linee
a 380 kV sulle quali si sono verificati transiti superiori all’80% della capacità massima, confrontando i valori del 2004 con
quelli del 2003. Da notare la netta riduzione del numero di ore di funzionamento
con transiti maggiori dell’80% per alcune
linee dell’interconnessione Nord, dovuta
agli aumentati margini di sicurezza a valle
dell’evento di blackout di Settembre
2003. Nonostante ciò, le stesse linee di
interconnessione risultano ancora, per
tutto il 2004, tra quelle maggiormente
interessate alla funzione di trasporto dell’energia elettrica. Parimenti risultano
molto impegnati anche i collegamenti tra zone di rete che contribuiscono al trasferimento d’energia dal Nord Italia al Centro Sud
del paese e quelli che permettono di trasferire energia dal NordOvest al Nord-Est dell’Italia.
Nella figura 3 è invece riportata
una mappa qualitativa delle zone
geografiche nella quali si è
riscontrata una maggiore probabilità del verificarsi di sovraccarichi in condizioni di sicurezza N-1
(si veda il box di approfondimento: “Sicurezza di un sistema eletFigura 4: Sistema elettrico europeo (fonte UCTE)
trico”); tra queste si evidenziano
la Regione Veneto e la frontiera
con gli orientamenti presi nei Piani
slovena, l’area di Milano e la Campania.
Energetici Regionali e con l’evoluzione del
La realizzazione di nuove infrastrutture
parco di generazione, insieme con l’esipone inoltre problematiche di duplice
genza/opportunità di condividere da un
natura: da un lato la complessità delle
punto di vista ambientale la localizzazione
procedure autorizzative derivanti anche
delle opere sul territorio con gli enti intedal necessario coordinamento tra istituzioressati. Tali vincoli rischiano di essere un
ni amministrative centrali e locali, dall’alfreno ad uno sviluppo della rete di tratro la necessità di tenere conto delle
smissione congruente con le esigenze del
diverse esigenze economiche, ambientali,
sistema Italia, con conseguenti ripercusterritoriali e sociali nei processi di localizsioni sull’affidabilità del servizio elettrico e
zazione. Tali problematiche sono acuite
sull’efficienza del mercato.
dalla difficoltà di rendere complementari e
non conflittuali le
esigenze di sviluppo
Passando al contesto europeo si nota
energetico del Paese
come in questi anni i mercati elettrici
con le richieste di
nazionali o regionali sono rimasti poco
maggior tutela delcomunicanti, perché il passaggio verso un
l’ambiente da parte
mercato unico risulta frenato da una serie
della società.
di fattori, fra i quali: l’insufficienza delle
Alla complessità
interconnessioni, la diversità delle struttugestionale, derivante
re di mercato, l’inefficacia delle regole
comuni indicate nelle direttive europee, la
dalla necessità di
diversa velocità con cui i sistemi nazionali
instaurare specifiche
convergono verso di esse. Nel continente
relazioni con le
europeo la crescita del numero di nazioni
diverse e numerose
tra loro interconnesse (figura 4) è cominamministrazioni
ciata sulla spinta della necessità di garanlocali, possono inoltire la sicurezza e l’affidabilità d’esercizio
tre aggiungersi difficoltà di natura tecnidel sistema, e successivamente di facilitare
ca, già nella fase di
gli scambi commerciali tra le utility vertistudio di fattibilità
calmente integrate, che hanno dominato
fino al decennio scorso i sistemi elettrici di
degli elettrodotti e
tutta Europa. L’UCTE è un’associazione di
delle stazioni. A ciò
operatori di sistemi di trasmissione (TSO)
si somma la necessiFigura 3: aree in cui si sono riscontrati i maggiori
dell’Europa che controllano frazioni naziotà di conciliare lo
sovraccarichi, in sicurezza N-1, sulla rete di AT e
nali o regionali dell’intero sistema intersviluppo della rete
AAT (fonte GRTN).
elettrica nazionale
connesso. La rete UCTE comprende oggi i
15
sistemi di trasmissione di 23 paesi europei
e sostiene la domanda di elettricità di 450
milioni di persone (per un carico complessivo di circa 2300 TWh); 35 gestori si
coordinano per garantire il controllo e la
stabilità della frequenza a 50 Hz.
Gli scambi transfrontalieri di energia che
oggi si registrano sulla rete europea sono
diretta conseguenza delle politiche energetiche seguite dalle varie nazioni. Lo sviluppo della generazione in Europa deve
ora tenere conto della sicurezza degli
approvvigionamenti, ma anche del fattore
ambientale. L’intensità degli scambi transfrontalieri mette in luce le debolezze della
rete di trasmissione lungo i confini nazionali. Il nuovo ruolo dell’interconnessione
internazionale quale indispensabile supporto non solo alle necessità di sicurezza
e affidabilità d’esercizio, ma anche alla
ricerca del maggiore rendimento economico dei diversi operatori, porta proprio
ad accentuare l’utilizzo delle interconnessioni, spesso esposte a problemi di congestione (si veda il box: “Analisi del panorama europeo”).
Lo sviluppo del mercato interno europeo
risulta, infatti, significativamente vincolato
dai problemi di congestione su alcuni corridoi di frontiera, tra i quali: Italia, Belgio e
Paesi Bassi, Francia - Spagna, Danimarca
occidentale - Germania, Regno Unito –
Europa continentale, Grecia. Nel 2001 la
Commissione Europea ha ritenuto, perciò,
Analisi del panorama europeo
Analizzando la distribuzione dei flussi energetici nei vari sistemi elettrici
europei (si veda la figura sottostante
i cui valori si riferiscono all’anno
2004) si possono fare una serie di
osservazioni. La Francia è la nazione
maggiormente esportatrice con
60387 GWh di energia esportata,
mentre l’Italia risulta la maggiore
importatrice di energia (45513
GWh). I principali paesi esportatori
devono la loro posizione privilegiata
a condizioni ambientali naturali
favorevoli o a precise scelte di politica energetica.
Come evidenziato nella
figura seguente, gli scambi
di energia
transfrontalieri
hanno registrato un marcato incremento negli
anni a cavallo
del 2000, che
rendono
opportuno un
adeguamento
Somma degli scambi transfrontalieri[TWh] nel
sistema UCTE (fonte UCTE, dati 2004)
16
Scambi transfrontalieri di energia tra i paesi membri
dell’UCTE (fonte UCTE, dati 2004)
della rete di interconnessione.
L’aumentato sfruttamento della rete di
trasmissione può
essere ritenuto concausa di numerose
situazioni di esercizio
critico dei sistemi, la
più grave delle quali,
per entità di utenti
disalimentati, ha
interessato gran
parte della rete italiana e parte della
rete svizzera la notte del 28 settembre 2003.
Forse anche per questo motivo e per
la conseguente maggiore attenzione
alle esigenze di sicurezza dell’esercizio dei sistemi interconnessi, negli
ultimi anni si è osservata una stasi
nell’incremento di scambi di energia
transfrontalieri. Tale rallentamento è
anche da ricondurre al ritardo nella
realizzazione di nuove interconnessioni, spesso strenuamente ostacolate da opposizioni locali, e da un
quadro regolatorio ancora non ben
omogeneo e condiviso.
opportuno stabilire il livello minimo della
capacità di interconnessione di ogni paese
pari almeno al 10% del potenza installata
e monitorerà gli sviluppi dei lavori su base
annuale, così da assicurare il raggiungimento dell’obiettivo in tempi ragionevoli.
Tornando al contesto italiano, relativamente agli impianti di generazione gli
interventi di potenziamento programmati
(o in programmazione), cioè i repowering
delle centrali ed i nuovi cicli combinati,
dovrebbero (nel medio termine) alleggerire il gap dei costi con i paesi vicini.
L’incremento degli scambi di energia sta
aumentando la richiesta di servizi di trasmissione e pone l’attenzione su un
altro modello per le espansioni di rete,
che “incentiva” la realizzazione di nuove
infrastrutture tramite delle iniziative private.
Il principale criterio secondo il quale i
modelli di mercato per la trasmissione
vengono classificati si basa sul fatto che la
proprietà ed il controllo della rete siano
integrati o meno. Storicamente la pianificazione delle espansioni di rete è una funzione centralizzata negli ISO. La società
che realizza e possiede le infrastrutture
non acquisisce nessun diritto di priorità
sull'uso delle stesse, e la remunerazione
degli investimenti viene effettuata tramite
la tariffa di trasmissione.
Recentemente, questo meccanismo di pianificazione, realizzazione e remunerazione
delle espansioni di rete è stato messo in
discussione. I motivi risiedono nella modesta redditività e in una progressiva riduzione degli investimenti nel settore della trasmissione: negli
anni si è investito
in maniera sproporzionatamente
inferiore rispetto
ai settori della
generazione e
della distribuzione; di contro nei
mercati elettrici
liberalizzati, il
forte incremento
degli scambi di
Figura 5: Andamento del prezzo dell’energia nei vari merenergia all’incati europei – MGP – gennaio 2003/novembre 2004
grosso ha
(fonte Commission of the European Communities).
aumentato la
richiesta di servizi di trasmissione ed in
particolare di capacità di trasporto.
Negli ultimi anni, si è fatto strada un
nuovo modello di trasmissione detto
Market-Based. Secondo tale approccio,
che si distingue prevalentemente per le
modalità di pianificazione e remunerazione delle nuove infrastrutture di rete, la
fase di pianificazione può essere decentralizzata ed il progetto può essere proposto
agli ISO competenti direttamente dagli
investitori interessati. Inoltre l’investimento non viene remunerato con la normale
tariffa di trasmissione, ma attraverso l’assegnazione del diritto di accesso prioritario ad una quota della capacità di trasporto associata all’infrastruttura realizzata. Il
diritto di trasmissione può essere fisico o
finanziario, comunque, in ambedue i casi,
la remunerazione riflette il differenziale di
prezzo dell’energia tra le due aree/nodi
che la linea collega. È evidente che,
secondo questo meccanismo, un investimento risulta particolarmente appetibile
solo nel caso di forte congestioni di rete.
Tali congestioni sono il risultato materiale
di un marcato dislivello di prezzi dell'energia tra due zone e possono pertanto
garantire ritorni adeguati sull’investimento
iniziale, necessario per la realizzazione
dell’infrastruttura di trasmissione. Come
mostrato in figura 5, analizzando gli esiti
dei primi mesi di attività della borsa dell’energia nel sistema italiano, il differenziale
di prezzo rispetto ai mercati di Francia,
Svizzera e Germania è di circa 20-30
_/MWh. Tale differenziale non è imputabile alla ridotta capacità dell’interconessione
(rispetto ad una potenza di picco pari a
circa 54000 MW si ha una capacità di
importazione pari a circa 7000 MW), ma
piuttosto alla natura del parco di generazione nazionale.
Tornando alle linee dirette, la criticità che
pare più rilevante ed oggettiva è legata al
fatto che l’applicazione di un modello
Market-Based per la realizzazione di collegamenti di interconnessione prevede che
vi sia simmetria di regole fra i Paesi confinanti. In altre parole, per poter realizzare
un’infrastruttura di interconnessione
Market-Based, tale approccio deve essere
formalmente previsto ed approvato anche
nei Paesi confinanti o, in alternativa, è
17
necessario trovare un accordo con i
gestori ed i proprietari di rete oltre frontiera. Si sottolinea infine la necessità che
tali interventi “privati” siano coordinati
e regolamentati, in modo che la loro
realizzazione vada ad incrementare la
sicurezza globale del sistema, senza
introdurre criticità di altra natura (si
veda il box: “Linee dirette: aspetti tecnici
e normativi”).
“Linee dirette” aspetti tecnici e normativi
In questi ultimi anni molti imprenditori hanno proposto di sviluppare a
loro spese interconnessioni
dell’Italia con l’estero per poter
sfruttare il differenziale di prezzo
dell’energia fra Italia ed Europa,
ottenendo l’effetto – socialmente
utile - di dare maggior competitività
al mercato italiano.
Tali proposte prevedono sia l’utilizzo di collegamenti in corrente alternata che di quelli in corrente continua, con linee in cavo che contribuiscono ad una maggior flessibilità
e ad un miglior funzionamento statico e dinamico del sistema, presentando anche un minor impatto
ambientale e quindi la possibilità di
una celere realizzazione.
In ambito normativo si segnala
come a seguito del regolamento
europeo (1228/2003, entrato in
vigore l’1.7.2004) l'AEEG, nella
riunione del 14 maggio 2004, ha
emesso la delibera N° 73/04 che
modifica la precedente N° 151/02
per "recepire le modifiche introdotte, in materia di esenzioni dalla
disciplina dell'accesso dei terzi alle
reti, dal regolamento CE n.
1228/2003 e dalle disposizioni della
legge n. 290/03". Per quanto
riguarda le oltre 40 richieste per
circa 14.000 MVA presentate dagli
investitori privati al GRTN, a seguito
18
della delibera AEEG 73/04 il
GRTN/MAP stesso dovrà ridefinire i
termini per le proposte vagliate
positivamente, relativamente alla
realizzazione di tali collegamenti
(interconnettori)e i modi per la
valutazione/approvazione.
Relativamente alle opzioni possibili
per la realizzazione di “linee dirette” si evidenzia come, per le infrastrutture in corrente alternata, il
guadagno per gli operatori è rappresentato da una parte dell’incremento complessivo di capacità di
trasportare potenza che la nuova
struttura consente sull’interfaccia:
per massimizzare tale incremento si
è pensato e si pensa tuttora all’utilizzo di dispositivi FACTS opportuni
(Flexible Alternating Current
Transmission Systems). La necessità
di minimizzare i costi a fronte di
benefici notevoli motiva la soluzione denominata PST (Phase shift
Shift Transformer, più tradizionale,
elettromeccanica anziché elettronica come nel caso dei FACTS), i
quali possono assicurare una adeguata regolazione dei flussi di
potenza permettendo un utilizzo
più razionale di tutte le linee di
interconnessione. Diverso è il
discorso per le interconnessioni in
corrente continua. Le attuali tecniche di controllo rendono questa
tecnologia interessante, perchè
consentono una importazione di
potenza attiva controllabile ed indipendente dalle condizioni di esercizio della rete a monte.
Occorre inoltre notare come un
interconnettore in corrente continua, con le caratteristiche e “velocità” dei suoi controlli, equivale
praticamente ad un “carico” all’estero e ad una “centrale” in Italia.
All’eventuale scatto dell’interconnettore, la globale rete europea
non sente squilibri tra carico e
generazione, e la regolazione primaria dei generatori connessi alla
rete europea non interviene (la
potenza importata attraverso i collegamenti in corrente alternata
aumenta transitoriamente allo scatto dell’interconnettore). Se la
potenza di scambio considerata dal
regolatore di rete viene misurata
come somma delle potenze transitanti sulle linee in corrente alternata e non sulle linee in corrente continua, le regolazioni secondarie (frequenza – potenza) avvertono la
variazione della potenza di scambio
ed agiscono in modo da aumentare
la produzione delle centrali in Italia
e ridurre quelle sul resto della rete
europea, al fine di ripristinare il globale scambio programmato.
Gruppo Lavoro
“Sicurezza e Mercato Elettrico”
Coordinatori:
prof. Alberto Berizzi,
ing. Cristian Bovo
Nell’ambito delle interazioni tra sistema
elettrico (generazione, trasmissione e
distribuzione) e mercato elettrico, il Forum
ha individuato, nel corso del primo anno
di attività, alcuni temi principali di riflessione, che intende sviscerare nel corso della
seconda fase dei lavori e che nel seguito
sono brevemente sintetizzati.
Tali temi sono stati ritenuti da una parte
molto interessanti per la comunità scientifica, perché affrontano in una prospettiva
differente rispetto al passato problematiche già studiate, ma anche e soprattutto
di grande impatto per quanto riguarda gli
aspetti economici e le implicazioni sociali.
Fino a pochi anni fa, dal momento che si
riconosceva all’energia elettrica il ruolo di
traino dell’economia e del benessere
nazionale, il suo “trattamento” era affidato in monopolio all’ENEL, ente nazionalizzato. L’avvento del mercato elettrico ha
comportato una significativa modifica del
modus operandi dell’intero mondo elettrico: da una parte ha promosso la concorrenza tra i diversi attori del mercato (inclusi, oggi, anche i consumatori), con l’obiettivo di diminuire i prezzi dell’energia elettrica e contestualmente aumentare l’efficienza del sistema elettrico, dall’altra ha
inevitabilmente ridimensionato l’importanza dell’energia elettrica intesa come bene
di interesse sociale, consentendone il commercio alla stessa stregua di un qualunque
altro bene di consumo.
Gli eventi catastrofici (blackout) degli ultimi anni hanno spinto soprattutto le comunità scientifica e industriale a analizzare le
modalità di pianificazione e esercizio dei
sistemi elettrici in presenza di un mercato
elettrico, per valutarne l’adeguatezza in un
ambiente così diverso rispetto a quello verticalmente integrato tipico del passato. Il
risultato di tali valutazioni porta a concludere che l’insufficiente coordinamento tra
aspetti economici e aspetti tecnici nella
gestione del sistema elettrico è senz’altro
un aspetto critico: la gestione unitaria di
mercato e sistema elettrico può avvenire
soltanto con un armonico sviluppo di
regole di mercato e regole tecniche che
garantiscano in primis la reale concorrenza
e la maggiore trasparenza possibile, ma
contestualmente il rispetto di ben determinate regole tecniche che permettano l’at-
tuazione delle transazioni risultanti dal
mercato. Proprio da questo punto di vista,
secondo l’opinione dei partecipanti al
Forum, sono sorte le maggiori difficoltà,
che hanno talora reso problematico l’avvio
del mercato elettrico. E’ necessario tenere
conto della peculiarità dell’energia elettrica, che deve essere consumata nel medesimo istante in cui è prodotta, dal momento
che non è possibile accumularla in quantità industrialmente significativa. Ecco quindi che nasce l’esigenza di contemperare
molto più intimamente esigenze tipiche
del mercato, cioè di natura economica,
con esigenze tecniche, volte a garantire la
fattibilità di un vero mercato e la fornitura
finale agli utenti elettrici. Da queste difficoltà derivano gli aspetti che sono stati
individuati, nell’ambito del Forum, come
critici per il mercato dell’energia elettrica.
I primi due temi messi in luce nell’ambito
del Forum sono legati alla sicurezza del
funzionamento della rete elettrica. I rapporti pubblici che hanno investigato gli
eventi del blackout italiano hanno evidenziato come il criterio, oramai noto anche ai
non addetti ai lavori, della “sicurezza N-1”
non fosse in realtà univocamente determinato: anzi, tale criterio è in realtà stato
interpretato da diversi operatori di rete in
modo sostanzialmente differente. Dal
momento che la sicurezza di una rete elettrica di elevate dimensioni, come quella
europea, non è soltanto un fatto nazionale (gli errori di un gestore si ripercuotono
inevitabilmente sugli altri sistemi elettrici,
confinanti e non), sembra necessario
approfondire gli aspetti tecnici, ma anche
quelli legislativi e regolatori, legati alla
definizione di sicurezza e alle procedure
ritenute necessarie per garantirla (si veda il
box: “Sicurezza di un sistema elettrico”).
Nel corso dei lavori del Forum, si è perciò
cercato di sistematizzare le definizioni operative dei concetti di sicurezza e affidabilità
e si è affrontato il tema di come stabilire e
rendere obbligatorie le procedure da
attuare in fase di pianificazione dell’esercizio (studiata il giorno prima) e nel tempo
reale. Tale discussione non può prescindere, sia pure in chiave critica, dalla recente
pubblicazione di alcuni dei nuovi capitoli
dell’Operational Handbook della UCTE
19
Sicurezza di un sistema elettrico
Un sistema si definisce in sicurezza
N quando è garantito il rispetto di
tutti i vincoli tecnici in condizioni di
esercizio normale, cioè a sistema
integro; il livello di sicurezza è invece definito N-1 quando tutti i vincoli sono rispettati anche in seguito
al verificarsi di un qualunque guasto singolo (contingency).
Attualmente, gli operatori di sistema non si limitano a pianificare ed
esercire il sistema in sicurezza N, il
che implicherebbe l’esistenza di
qualche guasto in grado di condurre il sistema al blackout, ma rispettano tutti i vincoli di sicurezza N-1.
Nell’ambito del livello operativo
della sicurezza N-1, si può distinguere ulteriormente tra stato preventivamente sicuro e stato correttivamente sicuro; una rete nel normale stato operativo viene esercita
in sicurezza N-1 correttivamente
sicura se:
1. sono soddisfatti tutti i vincoli di
trasmissione relativi alla rete integra (sicurezza N),
2. qualora uno qualsiasi degli elementi della rete subisca un guasto, il nuovo stato operativo
della rete sia tale che, in un
breve intervallo di tempo predefinito, sia possibile implementare
misure correttive predeterminate
che eliminino le violazioni dei
vincoli tecnici indotte dal guasto;
in altre parole, se avviene un
guasto, è ammessa, per un breve
periodo, un qualche violazione
tecnica (ad esempio una corrente
che supera il limite termico) purché l’operatore abbia già determinato l’azione correttiva da
prendere e la metta in atto entro
il tempo stabilito.
La figura (a) rappresenta i tipici
cambiamenti di stato di una rete
che sia esercita in uno stato di sicurezza N-1 correttiva. La rete si trova
20
inizialmente in uno stato di sicurezza N (stato B) caratterizzato dal
soddisfacimento di tutti i vincoli di
trasmissione. L’operatore può portare la rete a funzionare in uno
stato, di sicurezza N-1 correttiva,
stato Ac, caratterizzato anch’esso
dall’assenza di violazioni ma da un
maggiore livello di sicurezza. A partire da questo stato, infatti, una
contingency porterebbe la rete in
uno stato C caratterizzato da violazioni, ma l’operatore avrebbe la
possibilità di riportare la rete nello
stato B in un breve intervallo di
tempo _s.
Il caso limite di sicurezza N-1 correttiva (corrispondente alla situazione in cui ts = 0) definisce la sicurezza N-1 preventiva: a fronte di qual-
siasi contingency singola, il nuovo
stato operativo del sistema di
potenza sarà già caratterizzato dal
rispetto di tutti i vincoli (figura (b)).
Il livello, indicato con Ap, corrispondente appunto alla sicurezza N-1
preventiva, è caratterizzato da un
grado di sicurezza maggiore rispetto al livello Ac. Se il sistema si trova
in questo stato, a fronte di qualunque contingency singola esso si
porterà nello stato B (livello di sicurezza N) sempre caratterizzato dall’assenza di violazioni. L’operatore
dovrà comunque successivamente
intervenire per riportare quanto
prima il sistema nello stato di sicurezza N-1, onde garantire nuovamente la sicurezza a fronte del verificarsi di una nuova contingency.
Esemplificazione del concetto di sicurezza N-1 correttiva e preventiva.
(l’organizzazione sopranazionale che riunisce tutti gli operatori indipendenti delle
reti, come l’italiano GRTN), che comprende lo stato dell’arte di quanto viene attuato a livello europeo (si veda il box:
“Normativa internazionale”). Il Forum
intende studiare con dettaglio, nel corso
della sua futura attività, come i principi
enunciati in sede di definizione siano oggi
attuati nei sistemi reali e quali siano i possibili miglioramenti in prospettiva, tenendo
conto degli aspetti tecnici e economici. Per
quanto riguarda in particolar modo l’Italia,
si intende anche tenere conto dello sviluppo del mercato per l’approvvigionamento
dei servizi di dispacciamento (che è poi il
mercato che caratterizza più di ogni altro il
funzionamento del mercato elettrico
Normativa internazionale
Gli eventi catastrofici per i sistemi
elettrici verificatisi nel 2003 hanno
portato l’attenzione della opinione
pubblica sulle procedure adottate
nella pianificazione a breve termine
e nell’esercizio in tempo reale per
garantire la sicurezza dei sistemi
elettrici. Una di tali procedure è
costituita dal DACF (Day Ahead
Congestion Forecast) organizzata
dalla UCTE per scambiare informazioni sullo stato dei sistemi elettrici
interconnessi e al momento ancora
in via di completamento. Un altro
elemento critico evidenziato riguarda le modalità di calcolo del valore
di capacità di trasporto (Total
Transfer Capability, TTC in letteratura internazionale), che dovrebbe
ragionevolmente essere definito
con un criterio unico in tutti i sistemi interconnessi, dal momento che
interessa in eguale modo tutti i
sistemi collegati. Anche il rapporto
pubblicato dalla AEEG mostra come
la definizione del criterio di sicurezza “N-1 correttiva” avvenga con
interpretazioni significativamente
diverse nell’ambito dei paesi appartenenti al sistema UCTE.
Per queste ragioni, l’AEEG evidenzia, tra le raccomandazioni del rapporto, la necessità che le regole
UCTE siano maggiormente dettagliate e soprattutto che il rispetto di
tali regole sia reso vincolante, verificato e controllato in maniera indipendente, per raggiungere una uni-
voca definizione delle prescrizioni
tecniche e la certezza nella attribuzione di responsabilità. Data la crescente complessità dei sistemi elettrici e il fatto che in un sistema
interconnesso qualunque perturbazione si propaga istantaneamente a
tutti i sottosistemi, anche nell’ambito della Unione Europea si è sentita
questa esigenza; tuttavia, è necessario sottolineare che per il corretto
funzionamento dei singoli sottosistemi elettrici (per esempio a livello
nazionale), è necessario tenere in
conto certamente le regole comuni,
ma anche, di contro, le specificità
di ogni sistema elettrico nazionale:
la differente struttura del sistema
energetico nel suo complesso
oppure del parco di generazione, le
peculiarità dei modelli di mercato e
delle relative regole di dispacciamento, le problematiche tecniche
differenti nella gestione delle varie
reti elettriche dovute alla specifica
struttura della rete di trasmissione,
il quadro normativo differente con
differente attribuzioni di poteri e
responsabilità tra i vari soggetti
interessati (in Italia, GRTN, GME,
AEEG, ecc.).
Questi ultimi sono elementi che evidenziano come la gestione della
sicurezza di un sistema elettrico
nazionale non possa essere delegata soltanto a un organismo sopranazionale; tuttavia, questo non
impedisce di adottare procedure
operative che aumentino il grado di
coordinamento dei gestori di rete,
sia nella fase della programmazione
del sistema, sia durante la sua
gestione in tempo reale, con riferimento, ad esempio, alle procedure
per l’assegnazione della capacità di
trasporto o per l’attività di previsione dello stato di funzionamento
della rete di interconnessione.
Qualora adeguatamente approntate, le predette procedure potrebbero consentire anche la riduzione dei
costi di esercizio e un maggior
sfruttamento della capacità di trasporto sull’interconnessione, garantendo comunque un adeguato livello di sicurezza di funzionamento
dei sistemi elettrici interconnessi.
A tal fine, dette procedure potrebbero anche prevedere l’istituzione
di una sede comune per l’approvvigionamento di risorse per la sicurezza (risorse per la riserva e per
azioni di bilanciamento), con ciò
consentendo l’utilizzo coordinato,
da parte di ciascun gestore di rete,
di risorse anche esterne al proprio
sistema elettrico. In questo contesto, la pubblicazione
dell’Operation Handbook da parte
dell’UCTE, tuttora in corso, segna
indubbiamente un importante
passo avanti nella direzione di una
più chiara definizione delle regole
in ambito UCTE e delle procedure
da adottare nella gestione del
sistema elettrico.
21
22
rispetto a un qualunque altro mercato).
La definizione di sicurezza ha un diretto
impatto sul mercato elettrico e quindi ha
dirette conseguenze di tipo economico, e
questo costituisce una peculiarità del prodotto energia elettrica. Le congestioni
dovute a colli di bottiglia che la rete di trasmissione può presentare costituiscono
sicuramente uno degli elementi che più
influenzano il mercato elettrico e la formazione del prezzo del kWh. Tale problematica, nota da tempo, ha già trovato efficace
soluzione, in un mondo verticalmente integrato, grazie a raffinati strumenti matematici di ottimizzazione vincolata, i cosiddetti
Optimal Power Flow, OPF. Anche il mercato elettrico deve considerare la presenza
dei vincoli tecnici, nel modo più semplice e
trasparente possibile, garantendo la comprensione dei meccanismi, per quanto
possibile, anche a operatori con conoscenze tecniche meno approfondite e valorizzando nel miglior modo possibile la capacità di trasporto disponibile.
In relazione al contesto italiano, la liberalizzazione del settore elettrico ha previsto
la costituzione di due mercati distinti, uno
per l’energia e uno per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento. Il Mercato dell’Energia si articola
in un Mercato del Giorno Prima (MGP) e
in un Mercato di Aggiustamento (MA),
con determinazione del prezzo in base al
meccanismo di un’asta a prezzo uniforme.
Il Mercato dei Servizi per il Dispacciamento
(MSD) accetta offerte per la risoluzione
delle congestioni, per la costituzione dei
margini di riserva e per il bilanciamento tra
immissioni e prelievi, ed è basato su una
remunerazione di tipo pay as bid.
Nell’ambito del mercato del giorno prima
(MGP), come in quello di aggiustamento
(MA), la rete di trasmissione è tenuta in
considerazione in modo semplificato con
un modello di tipo zonale. Il sistema di trasmissione è rappresentato in modo semplificato con una struttura a zone collegate
tra loro: i complessi vincoli tecnici sono
“tradotti” in più agili vincoli sui transiti di
potenza attiva tra aree adiacenti. L’ipotesi
di base di questo approccio consiste nel
ritenere che, se la potenza scambiata tra le
aree risulta inferiore a tali vincoli, ciò non
determina violazioni dei reali limiti di eser-
cizio. Se questa rappresentazione semplifica sicuramente la struttura di mercato, di
contro introduce il problema della determinazione a priori delle aree e successivamente della massima capacità di trasporto
(Total Transfer Capability – TTC) fra le varie
zone, problema particolarmente complesso in presenza di reti fortemente magliate.
Sempre in relazione al MGP, la definizione
delle quantità (e dei relativi prezzi) che
devono essere prodotte o assorbite dai
diversi operatori può essere concettualmente suddivisa in due fasi distinte:
• il Gestore del Mercato (GME) realizza
l’incontro della domanda e dell’offerta
senza tener conto dei vincoli di trasporto imposti dalla rete (unconstrained). Se
il punto di lavoro così definito è tecnicamente realizzabile, ossia i flussi di
potenza sul modello zonale della RTN
non eccedono i limiti massimi, l’energia
(lato acquisto e vendita) è valorizzata al
medesimo prezzo su tutto il territorio
nazionale;
• in caso contrario, ossia se i flussi di
potenza tra le zone superano i limiti
massimi, è necessario suddividere il
mercato in zone (market splitting) al
fine di accettare offerte di acquisto e
vendita che siano ammissibili con tali
vincoli. Questa operazione comporta la
formazione di prezzi zonali lato vendita
e del Pezzo Unico Nazionale (PUN) relativo alle offerte di acquisto (si veda il
box: “Vincoli indotti dalla rete elettrica
sul mercato”).
Le due fasi appena descritte possono essere gestite unitamente attraverso la soluzione di un opportuno problema di ottimo
vincolato attraverso il quale si massimizza
il benessere sociale nel rispetto di vincoli di
bilancio, di transito e di vincoli specifici
legati alla presenza del PUN.
Sempre nell’ambito del capitolo “Sicurezza
della rete”, è stato individuato anche un
altro aspetto che potrebbe nel futuro risultare delicato per il sistema europeo (e che
si è già dimostrato critico, ad esempio, in
occasione del blackout USA-Canada del
2003): si tratta del controllo delle tensioni
di rete. Attualmente, la regolamentazione
del mercato elettrico ha focalizzato l’attenzione soprattutto sugli aspetti legati alla
Vincoli indotti dalla rete elettrica sul mercato
Il modello zonale è stato adottato
dal mercato elettrico italiano per
garantire la maggiore semplicità e
trasparenza possibili nella risoluzione delle eventuali congestioni
di rete. Un tale approccio, tuttavia, richiede la definizione ex-ante
delle zone in cui dividere la rete e
dei flussi massimi di potenza fra le
zone; tali definizioni hanno significative ripercussioni sullo svolgimento del mercato e sui riscontri
economici conseguenti. In particolare, la massima capacità di trasporto è calcolabile una volta noti
lo stato di esercizio del sistema, il
profilo di dispacciamento delle
centrali elettriche, le condizioni
ambientali, ecc., tutte informazioni che invece sono definite dal
mercato, e quindi note con certezza soltanto ex-post; questo costituisce anche il limite di ogni
modello zonale.
Con riferimento alla struttura
zonale scelta al momento e illustrata in figura , nella zona Nord è
ubicata più della metà della capacità disponibile (53%), al CentroSud il 13,1% e al Centro Nord il
8,6%; il restante 25,3% è suddiviso fra Sud ed isole. Relativamente
agli sviluppi attesi per i prossimi
anni, il GRTN ha recentemente
sottolineato come la nuova capacità sia concentrata nelle zone già
oggi eccedentarie (Nord in particolare) e come, in presenza di
congestioni, l’ingresso dei nuovi
impianti potrebbe non coprire
adeguatamente la crescita del fabbisogno nelle zone deficitarie. I
segnali economici prodotti dal
mercato rappresentano l’unica
indicazione per gli investitori che
stiano considerando diverse localizzazioni per nuovi impianti di
produzione. In questo contesto
appare necessario ipotizzare politiche di investimento nella rete di
trasmissione al fine di consentire
maggiori scambi di energia tra le
zone e aumentare i valori attuali
di TTC.
Struttura zonale adottata dal GRTN per il mercato elettrico italiano (fonte
GRTN)
23
compravendita dell’energia elettrica. La
garanzia della sicurezza della rete è trattata nel mercato dei servizi di dispacciamento, con riferimento soltanto ad alcuni dei
possibili fattori di rischio (mantenimento
dell’equilibrio domanda offerta istante per
istante – ovvero regolazione della frequenza – , garanzia della riserva nel breve e nel
lungo periodo). Uno degli aspetti legati
sempre alla sicurezza dell’esercizio, tuttavia, risulta considerato in misura minore,
per lo meno in ambito di mercato: si tratta
della regolazione di tensione. Dal punto di
vista economico, il perché è semplice: non
si tratta di un servizio che implichi costi – e
quindi remunerazioni – paragonabili a
quelli legati ai servizi di potenza attiva
(salvo il caso in cui un generatore debba
limitare la propria produzione attiva per
necessità di regolazione di tensione, causando l’insorgenza dei cosiddetti opportunity costs). Tuttavia, dal punto di vista tec-
nico è fuori di dubbio che tale servizio sia
necessario per consentire qualunque transazione nel mercato elettrico. Il Forum ha
evidenziato come sia perciò importante,
per il futuro, valutare se sia necessario che
chi fornisce il servizio di regolazione della
tensione, e così rende possibile il mercato
elettrico, debba (e in che misura) essere
remunerato. E’ importante, tra l’altro, sottolineare come detto servizio non debba
necessariamente essere messo a disposizione solo dai produttori di energia elettrica, ma possa anche essere fornito da altri
soggetti, grazie proprio alle caratteristiche
locali di tale servizio (si veda il box: “Servizi
ancillari – sicurezza e regolazione della
tensione”).
Un altro capitolo ritenuto di particolare
rilievo riguarda la rete di trasmissione vista
come “luogo” in cui il mercato si realizza.
Dal momento che, come si è visto, la rete
di trasmissione costituisce talora un vinco-
Servizi ancillari – sicurezza e regolazione della tensione
Le società verticalmente integrate
che dominavano la scena prima
della liberalizzazione dei mercati
elettrici si occupavano anche della
fornitura di tutti i servizi essenziali
per garantire la qualità del “prodotto” energia elettrica, in particolare
l’affidabilità e la sicurezza della sua
fornitura. Tali servizi, in quanto
necessari per garantire l’alimentazione elettrica, sono oggi comunemente detti servizi ancillari.
L’autorità di regolazione del settore
energetico statunitense (Federal
Energy Regulatory Commission FERC), definisce i servizi ancillari
come “quei servizi necessari per
supportare la trasmissione di potenza elettrica da venditore ad acquirente, dati gli obblighi delle aree di
controllo e delle utilities che effettuano la trasmissione all’interno di
tali aree di controllo, per preservare
un funzionamento affidabile del
sistema di trasmissione interconnesso”. FERC individua sei classi di ser-
24
vizi ancillari: il controllo della tensione/potenza reattiva; la compensazione delle perdite, la programmazione a breve termine e il
dispacciamento, l’inseguimento del
carico, le protezioni di rete, il bilanciamento.
In questa ottica, il gestore della
rete, in quanto responsabile dell’affidabilità e della sicurezza del sistema, si configura come soggetto
acquirente presso gli operatori di
mercato dei servizi ancillari necessari: uno di questi è il servizio di regolazione della tensione. Esso è strettamente legato ai flussi della cosiddetta potenza reattiva, diversa dalla
potenza attiva che costituisce l’oggetto principale del mercato elettrico. La potenza reattiva, a differenza
della potenza attiva, ha una forte
connotazione locale, cioè deve preferibilmente essere prodotta laddove serve; inoltre, non è auspicabile
che essa percorra grandi distanze,
in quanto ciò diminuirebbe l’effi-
cienza della rete e porterebbe a
saturare le linee elettriche, aumentando le perdite e limitando i transiti consentiti alla potenza attiva. La
regolazione della tensione è quindi
un problema di coordinamento di
risorse distribuite sulla rete e perciò
è ragionevole che tale gestione
debba essere un compito del
Gestore della rete, responsabile della
sicurezza e dell’efficienza del trasporto di energia elettrica. In regime
di mercato, tale coordinamento, e la
definizione di un’adeguata struttura
di prezzi, dipenderanno in gran
parte dai costi dei mezzi di compensazione reattiva di tipo statico (batterie di condensatori e reattori, SVC)
e, dai costi legati alla
produzione/assorbimento di potenza
reattiva da parte delle centrali tramite la partecipazione dei loro gruppi
alla regolazione della tensione,
eventualmente secondo le strutture
di controllo sofisticato che sono in
corso di implementazione in Italia.
lo tecnico alle transazioni di mercato,
quindi con dirette conseguenze economiche, è sempre più importante evidenziare
il livello di qualità della rete stessa, e definire i livelli di prestazione massimi e attesi.
E’ quindi stata iniziata una discussione sui
metodi adottati in Italia per calcolare i
valori massimi di corrente che ciascuna
linea può trasportare (e di conseguenza
anche le potenze in gioco e i relativi vincoli
zonali di mercato), anche tenendo conto
delle limitazioni di legge per gli effetti a
lungo e breve termine dei campi elettromagnetici. L’obiettivo della discussione è di
predisporre uno stato dell’arte, confrontare le metodologie e i risultati con quanto
viene attuato negli altri paesi industrializzati e eventualmente suggerire modifiche
alle procedure attualmente in uso. Per
valutare, poi, l’efficienza di una rete elettrica, bisogna valutare periodicamente indici
di prestazione. Attualmente la società
TERNA (responsabile della gestione e della
manutenzione di gran parte della RTN) sta
sviluppando una serie di indicatori che
hanno l’obiettivo di quantificare la qualità
del servizio reso dalle reti di trasmissione al
mercato, di cui sono il necessario sostegno.
Il monitoraggio continuo di questi indici
consente di individuare gli ambiti di maggiore inefficienza e di migliorare, per quanto possibile, il comportamento del sistema
intero. Un altro aspetto estremamente
importante, legato al calcolo di benchmark
per le reti elettriche, riguarda le implicazioni regolatorie: infatti, è particolarmente evidente come l’attività di ogni regolatore
debba essere orientata alla tutela delle
regole del mercato e, in ultima analisi, del
consumatore finale del prodotto energia
elettrica, in termini economici e relativamente alla qualità del servizio fornito in
questo caso dal servizio di trasmissione. Per
misurare la qualità di una qualunque prestazione, è necessario disporre di indici,
monitorarli nel tempo per valutarne la direzione di cambiamento e poterli poi confrontare con gli analoghi indici di altri mercati al fine di prendere eventualmente
provvedimenti. Perciò, il Forum ha stabilito
di studiare, nel prossimo futuro, le caratteristiche che tali indici devono possedere, e
non solo dal punto di vista tecnico.
Un’ultima significativa attività sviluppata in
tema di mercato elettrico prende in considerazione due categorie di argomenti
importanti per uno sviluppo corretto della
concorrenza. Il primo riguarda la diffusione
dei dati relativi al mercato. E’ infatti utile,
per un operatore, l’insieme delle informazioni che è possibile reperire sul mercato
nel complesso e sul comportamento dei
singoli operatori: da queste informazioni,
infatti, può essere possibile dedurre, con
maggiore o minore attendibilità, il probabile comportamento dei competitors e quindi
elaborare le proprie strategie in modo più
o meno efficace. Inoltre, molti dei dati che
il Gestore del Mercato Elettrico conosce,
sono dati sensibili e di particolare rilievo. Il
Forum ha iniziato a dibattere l’argomento
con l’obiettivo iniziale di predisporre una
rassegna dei dati che è possibile consultare
pubblicamente nei diversi mercati elettrici
al momento attivi.
Un altro tema ritenuto significativo riguarda l’impatto della domanda attiva: oggi,
anche il comportamento dell’utilizzatore
ha sulla carta un ruolo importante nel fissare il prezzo dell’energia elettrica.
Attualmente, vista la consuetudine passata dell’utilizzatore elettrico di usufruire
di prezzi fissati a tariffa, persiste una
certa inelasticità del prezzo rispetto alla
domanda: il consumatore sente il bisogno di una certa quantità di energia e
quindi è teoricamente disposto a spendere qualunque cifra per averla. E’ probabile che, con il passare del tempo e con la
sempre maggiore consuetudine degli utilizzatori (specie i più “energivori”) ai
meccanismi del mercato, i carichi elettrici
acquisiranno una sempre maggiore elasticità, cioè saranno disposti a consumare
energia elettrica in quantità crescente
soltanto a fronte di prezzi significativamente decrescenti. Perché ciò sia reso
possibile, è necessario da un lato un
cambio di mentalità (e spesso è proprio
questa la maggiore inerzia), dall’altro un
investimento nella tecnologia che consenta poi di attuare le strategie di mercato che realizzano l’elasticità del carico (si
veda il box: “Elasticità delle domanda di
energia elettrica).
25
Elasticita’ della domanda di energia elettrica
Nell’economia di mercato si parte
dall’assunto che il prezzo di un prodotto venga a determinarsi dall’incrocio della curva dell’offerta con
quella della domanda; tanto la
domanda quanto l’offerta rispondono in modo dinamico alle condizioni
del mercato, contribuendo ad equilibrarlo ed a stabilizzarlo. Nei mercati
caratterizzati da un’elevata volatilità
dei prezzi, il comportamento elastico
della domanda, cioè in sostanza la
rinuncia all’acquisto in presenza di
prezzi elevati oppure acquisti maggiori a prezzi bassi, produce un salutare effetto di stabilizzazione dei
prezzi, limita gli acquisti quando la
disponibilità è limitata e contrasta
molto efficacemente l’esercizio del
potere di mercato da parte di uno o
più operatori dominanti. Di fatto, un
mercato non è compiutamente
competitivo se la domanda manca
di giocare il suo ruolo.
Nei mercati in cui la capacità di
generazione è abbondante, i prezzi
normalmente si assestano poco al di
sopra dei costi marginali e la
domanda non ha motivo di rinunciare ai suoi prelievi, i quali hanno certamente un costo inferiore al valore
26
d’uso del prodotto consumato. Al
contrario, in situazioni di scarsità di
generazione, di congestione o di criticità del sistema, i prezzi possono
portarsi a valori molto elevati e in
questi casi il ruolo di una domanda
elastica risulta determinante nel contenere i consumi, moderando al
contempo la volatilità dei prezzi.
L’andamento dei prezzi che risolvono la borsa, analizzato sulla scala
delle settimane e dei mesi, evidenzia
quindi anche il grado di adeguatezza del parco produttivo, o la necessità di ampliamento della rete, o di
maggiori strumenti di gestione delle
congestioni e delle emergenze, fornendo indicazioni di tipo economico, finanziario e tecnologico.
E’ tuttavia vero anche che la
domanda di energia elettrica ha
oggi un comportamento scarsamente elastico. Questo può essere
causato da diversi fattori: una
carenza di stimoli economici (esposizione a prezzi variabili, incentivi
etc.), presenza di limitazioni tecnologiche, come pure normative che
impediscono ai consumatori di
rispondere ai prezzi in maniera
organizzata, ragioni di tipo culturale
e informativo. Si deve anche considerare che alcuni cicli produttivi
sono “rigidi” e quindi diventa complesso gestire la fornitura di energia
in funzione del prezzo che essa
assume sul mercato. Inoltre, non è
sempre conveniente lo spostamento
di un ciclo produttivo in ore di
minore prezzo dell’energia a causa
dell’insorgenza di ulteriori costi che
si riflettono maggiormente sul prezzo del prodotto finito.
In Italia, dal gennaio 2005 la
domanda è entrata attivamente nel
Mercato Elettrico, potendo inviare le
proprie offerte di acquisto al MGP;
contemporaneamente, sono stati
modificati i meccanismi di controllo
del prezzo e del potere di mercato.
Si osserva tuttavia che la partecipazione della domanda è prevalentemente relativa ai grossisti, mentre
sono limitatissimi i casi di grossi
consumatori che partecipano alla
Borsa per acquistare direttamente
l’energia loro necessaria. Questa
situazione è dovuta sostanzialmente
alle difficoltà sopra esposte, più
facilmente gestibili da un consorzio
o grossista, piuttosto che da un singolo consumatore.
Gruppo Lavoro
“Controllo del Sistema Elettrico
Nazionale”
Coordinatori:
ing. Antonio
De Bellis,
ing. Maurizio
Delfanti
I disservizi recentemente avvenuti in vari
sistemi elettrici di tutto il mondo pongono
all’attenzione la problematica di un corretto controllo della rete, nonché di adeguate
strategie di gestione dei relativi sistemi di
protezione e, in casi estremi, di opportune
procedure di riaccensione. Il Forum ha cercato di evidenziare gli aspetti salienti legati
a queste problematiche, che rivestono a
oggi (ma anche e soprattutto in prospettiva) notevole importanza, e che sono di
grande interesse per gli studiosi del settore, per i gestori di rete, nonché per le case
costruttrici, data la rapida evoluzione propria di queste tecnologie.
Infatti, come già rilevato dagli altri gruppi
di lavoro, il sistema elettrico è sempre più
spesso sollecitato a funzionare in stati sensibilmente diversi rispetto al passato e, in
generale, con minori margini di sicurezza,
a causa di vari fattori:
• lo sviluppo delle interconnessioni crea
una rete di ampiezza continentale,
caratterizzata da dinamiche complesse e
non facilmente prevedibili o controllabili;
• il carico della rete aumenta senza che il
sistema di produzione e trasmissione sia
adeguatamente potenziato di conseguenza;
• l'introduzione del mercato elettrico
comporta tipicamente ingenti trasferimenti di potenza fra aree, spesso attuati in nuove (e continuamente mutevoli)
configurazioni di esercizio.
I sistemi elettrici sono quindi gestiti con
margini di sicurezza via via più ridotti: d’altra parte, invece, i carichi richiedono che
l’alimentazione abbia un’affidabilità sempre maggiore. Ne consegue che i sistemi
di monitoraggio e di protezione volti a
garantire il sicuro funzionamento del sistema elettrico assumono una crescente
importanza: ma nel contempo, sono chiamati sempre più spesso a fronteggiare
situazioni limite, ben lontane dalle condizioni di progetto. Per esempio, l’intervento
non corretto delle protezioni di componente spesso può aggravare le condizioni
di funzionamento della rete e può condurre a fenomeni di instabilità/collasso che
coinvolgono ampie aree del sistema: è
questo il caso delle protezioni distanzio-
metriche che equipaggiano le linee di trasmissione di tutti i sistemi elettrici a livello
mondiale, cui è dedicato il riquadro
seguente.(*) Emerge quindi la necessità di
migliorare il comportamento delle protezioni d’apparato specificamente in condizioni di funzionamento critiche per il sistema, ma anche di superare l’attuale
approccio, basato quasi esclusivamente su
protezioni di componente, per passare a
una visione più ampia, resa possibile dalle
tecnologie oggi disponibili per lo scambio
di informazioni a distanza.
Significativi benefici in questo settore possono ottenersi grazie all’evoluzione dei
mezzi di misura e comunicazione e alla
disponibilità di procedure di controllo che
è possibile adottare come algoritmi della
protezione.
Stanti le note difficoltà di sviluppare le reti
elettriche di trasmissione (come già evidenziato dagli altri gruppi di lavoro), è
necessario infatti sfruttare al massimo le
infrastrutture esistenti, garantendo nel
contempo adeguati livelli di sicurezza:
diventa cruciale fornire agli operatori strumenti appropriati di analisi e monitoraggio
a supporto delle decisioni. Le attività chiave per la gestione del sistema sono orientate a seguire in tempo reale l'evoluzione
delle grandezze più critiche, a prevedere il
comportamento del sistema nelle diverse
situazioni e a individuare azioni di controllo mirate ed efficaci. Le varie incertezze
nella conoscenza del comportamento del
sistema, l'imprecisione e i ritardi con cui
l'andamento della rete è seguito in sala
controllo, la scarsa confidenza nell'efficacia puntuale di azioni di controllo da assumere in condizioni che sconfinano nell'emergenza, richiedono di esercire il sistema
in modo conservativo: nonostante ciò, non
sempre si riesce a garantire in ogni circostanza il livello di affidabilità richiesto.
Attualmente, il monitoraggio del sistema
elettrico è realizzato grazie ai sistemi
SCADA (System Control And Data
Acquisition). Tali sistemi sono basati su
misurazioni di tensione e corrente (e quindi di potenza) nei vari nodi della rete, cui
segue una fase significativa di calcoli,
detta “stima dello stato”. Tali calcoli sono
mirati a ricostruire (sulla base delle grandezze misurate in alcuni nodi, e teletra-
27
Limiti mostrati delle attuali tecnologie di protezione
dei sistemi di trasmissione
La principale protezione di linea
adottata sul sistema elettrico italiano (e su tutti i sistemi di trasmissione a livello mondiale) è basata sul
calcolo dell’impedenza equivalente
della rete rispetto ad un certo
punto di osservazione (protezione
distanziometrica). Dalla letteratura
è noto che le protezioni distanziometriche si sono comportate in
maniera non del tutto corretta
durante gli abbassamenti di tensione su aree del sistema accompagnati dall’aumento delle correnti di
linea: si è spesso verificato un
intervento intempestivo della protezione distanziometrica a presidio
dei collegamenti più fortemente
stressati, che ha causato l’apertura
del collegamento e il degrado ulteriore delle condizioni (già critiche)
della rete. Ciò si deve proprio alla
logica di funzionamento delle protezioni distanziometriche, che
intervengono allorché il valore di
impedenza misurato dal relé nel
punto di installazione (calcolato
come rapporto tra tensione nodale
e corrente che percorre la linea,
quindi imprescindibilmente basato
su informazioni di natura locale)
scende al di sotto di predeterminate soglie (gradini di taratura). La
logica di scatto dei gradini più lunghi delle distanziometriche (terzo
gradino) dovrebbe essere rivista in
modo da evitare interventi intempestivi e nell’ottica più ampia di
realizzazione di “protezione di
sistema”. Le protezioni distanziometriche hanno mostrato delle criticità di funzionamento anche in
smesse a un unico centro di controllo a
livello di ciascun sistema nazionale) lo
stato operativo attuale della rete: non è
infatti possibile “fotografare” e individuare
immediatamente il punto di funzionamento del sistema (univocamente determinato
dai moduli e dalle fasi delle tensioni nodali) impiegando direttamente le misure, in
quanto:
• il sistema di misura e trasmissione dati
introduce degli errori che devono essere
opportunamente individuati e filtrati;
• non è possibile, mediante gli attuali
sistemi SCADA, rilevare direttamente in
un unico riferimento temporale le diverse fasi nodali.
28
Una volta completata la stima dello stato, i
valori di tensione e corrente determinati
sono confrontati con i limiti di sicurezza
imposti e con i valori previsti il giorno
prima in sede di pianificazione dell’esercizio. Lo scopo è di assistere l’operatore (e,
in generale, il gestore della rete) nell’inten-
occasione dei fenomeni di instabilità d’angolo transitoria, in quanto
per tale condizione non è facilmente definibile la corretta taratura del relé.
Le limitazioni riscontrate, più in
generale, sul sistema di protezione
italiano sono presentate anche nel
rapporto della commissione di
indagine istituita con il decreto
delle attività produttive del 29 settembre 2003 a valle degli eventi
che hanno condotto alla separazione tra la rete italiana e il resto del
sistema UCTE. Analoghe (e più rilevanti) criticità nel comportamento
delle protezioni distanziometriche
sono state riscontrate nel rapporto
di indagine della americana FERC
(Federal Energy Reliability Council)
sugli eventi del 14 agosto 2003.
to di ottimizzare il funzionamento del
sistema tenendone in considerazione la
sicurezza, la stabilità e l’economicità,
garantendo nel contempo la sicurezza
delle persone e dei componenti della rete.
Oltre al semplice controllo dell’evoluzione
della rete mediante i dati determinati con
la stima dello stato, in sala controllo, l'operatore dispone solitamente di un simulatore collegato online con lo SCADA per
controllare durante l'esercizio la stabilità
del sistema a fronte di possibili perturbazioni. La simulazione, soprattutto dinamica, presenta tuttavia aspetti significativi di
criticità: oltre ai tempi di risposta non sempre adatti alle esigenze dell'esercizio, il
principale limite è rappresentato dalla
ridotta confidenza sull'accuratezza del
modello. Ciò rischia di costituire un serio
limite all'accettazione dei risultati.
Si evidenzia inoltre come un certo margine
di incertezza si applichi anche agli interventi di controllo, in particolare quelli
attuati come risposta correttiva a situazioni
degradate. Il sistema SCADA permette la
realizzazione di azioni preventive da intraprendere in base a semplici criteri; queste
azioni possono essere automatiche oppure
suggerite all’operatore, cui spetta la decisione finale circa la reale attuazione.
Spesso, però, i tempi di reazione sono
troppo lenti per seguire il comportamento
dinamico della rete. Inoltre non è possibile
confrontare tra loro le fasi di due misure di
tensione o corrente prese in punti diversi
della rete in quanto non si hanno gli strumenti per garantire la reale contemporaneità delle misure (condizione indispensabile per una comparazione significativa tra
fasori).
Nel caso di azioni di controllo correttivo, vi
è il rischio che il sistema elettrico si comporti in modo diverso dalle aspettative.
Alcuni sistemi di controllo ordinari, come i
segnali stabilizzanti dei generatori (Power
System Stabilizers, PSS, il cui uso è ormai
consolidato su molti sistemi elettrici, compreso quello italiano), possono risultare
inadeguati per contrastare fenomeni di
ampia scala. Infatti, per smorzare le oscillazioni interarea non basta rispondere a
segnali locali, come suggerisce la pratica
corrente nei PSS, ma occorre dotare i
dispositivi stessi di una qualche sensibilità
a grandezze remote.
Già oggi esistono e sono largamente
impiegati schemi protettivi atti a contrastare i fenomeni di instabilità che interessano
ampie aree del sistema elettrico. Essi sono
costituiti per lo più da un insieme di dispositivi posti in diversi nodi della rete elettrica
e tra di loro coordinati solamente dal
piano di taratura che è stato definito attraverso gli studi di rete, statici e dinamici,
compiuti in fase di progettazione del sistema protettivo. Ad esempio, per contrastare l’instabilità d’angolo transitoria, vengono generalmente impiegati (a complemento delle tradizionali protezioni distanziometriche) i dispositivi OSB e OST (Out of
Step Blocking; Out of Step Tripping), preposti a separare dal resto della rete l’area
origine del disturbo. Oppure, contro l’abbassamento rilevante/instabilità di tensione
è possibile attuare variazioni di produzione
di potenza reattiva attraverso relé locali
(fino ad arrivare al provvedimento estremo
del distacco di carico), mentre contro la
variazione di frequenza si può comandare
una rapida variazione della produzione
attiva dei generatori oppure, caso più
comune, si attua il distacco del carico in
base a soglie di frequenza (eventualmente,
di derivata nel tempo della frequenza).
Ma anche per queste protezioni di tipo
decentralizzato il principale limite risiede
nella intrinseca incapacità di interpretare il
fenomeno in atto nella sua completezza,
in quanto il “punto di vista” di ciascun
relé è necessariamente limitato: tale comportamento è infatti basato sul rilievo
locale delle grandezze di riferimento
(come detto prima, modulo della tensione,
frequenza e sua derivata). A questo consegue l’estrema difficoltà nell’ottenere un
piano di taratura che sia in grado di reagire in modo adeguato a tutti i disturbi che
possono verificarsi, ed in particolare ai
disturbi che non sono stati previsti durante
gli studi di rete.
Emerge dunque la necessità di introdurre
nuove tecnologie atte a rilevare i fenomeni
che interessano il sistema elettrico, per
realizzare una nuova protezione di sistema
sulla base di misure/elaborazione in tempo
reale di dati provenienti da nodi elettrici
anche lontani migliaia di chilometri.
Notevoli aspettative sono riposte nei sistemi protettivi di tipo wide area, in grado sia
di riconoscere il fenomeno che sta interessando un’ampia area del sistema elettrico
(misura delle grandezze su vaste aree di
sistema, si parla di Wide Area
Measurement System, WAMS) sia di coordinare al meglio l’intervento dei diversi
strumenti protettivi disponibili (in questo
caso, si parla di Wide Area Protection
System, WAPS). Con questa nuova filosofia protettiva, si passa dalla protezione di
componente alla protezione di insiemi via
via più allargati di apparecchiature: si tratta di schemi protettivi destinati ad individuare in modo tempestivo l’instaurarsi di
condizioni operative critiche ai fini del funzionamento dell’intero sistema elettrico
(quindi, su una scala nazionale e, spesso,
internazionale) e a compiere le azioni
necessarie per contrastare con una strategia complessiva il fenomeno disturbante.
Il concetto di sistema di misura su vasta
29
Figura 6: Struttura di un sistema WAMS
area (che nel seguito indicheremo con l’acronimo WAMS prima introdotto) è la
naturale risposta alle esigenze indotte dall'esercizio di sistemi elettrici sempre più
complessi e di rilevante estensione. È noto
che certe situazioni di rete sono vulnerabili
rispetto a disturbi che possono estendersi
ad intere aree, con il rischio di scatti in
cascata e blackout generalizzati. Come già
anticipato, i sistemi di misura "tradizionali", basati su SCADA (eventualmente uniti
alla simulazione nel dominio del tempo),
possono dimostrarsi inadeguati a rilevare
30
Figura 7: Architettura di un sistema wide area a più livelli
tempestivamente e con la necessaria accuratezza tali problemi. Il modo più conveniente per affrontare tali situazioni critiche
consiste quindi nel rilevare direttamente
l'evoluzione dinamica del sistema con strumenti opportuni. I sistemi di misura wide
area forniscono il necessario supporto al
monitoraggio e al controllo della rete, rendendo disponibili misure, pressoché in
tempo reale, di grandezze relative al sistema complessivo: l’operatore beneficia di
un monitoraggio più completo, mentre i
sistemi di controllo possono efficacemente
contrastare i problemi "globali" ricevendo
come input segnali "globali".
I sistemi wide area risultano molto promettenti in termini di potenzialità di analisi e
gestione delle reti elettriche, in quanto
rendono disponibili misure accurate e sincronizzate di grandezze, prima non disponibili direttamente, come gli angoli dei
fasori, permettendo di comprendere esaurientemente il comportamento della rete.
I WAMS sono basati su dispositivi per la
misura di fasori (Phasor Measurement
Unit, PMU), come descritto nel box alla
pagina seguente. I PMU rappresentano
uno strumento nuovo per la gestione del
sistema elettrico. Grazie al riferimento
temporale sincronizzato, per la prima volta
consentono di misurare con grande accuratezza non solo i moduli dei valori efficaci, ma anche le differenze angolari fra i
fasori delle grandezze elettriche (tensioni e
correnti) in punti remoti del sistema.
I PMU possono essere inseriti in un WAMS
secondo l'architettura tipica schematizzata
in figura 6, dove è mostrato il flusso informativo che realizza un sistema complesso
di monitoraggio: più apparati di misura dei
fasori (PMU) sono collegati a concentratori
(Phasor Data Concentrator, PDC). Questi
ultimi inviano i dati aggregati dei PMU a
una struttura centrale preposta alle diverse
applicazioni di elaborazione, visualizzazione, archiviazione.
Questo tipo di soluzione è in uso in vari
sistemi del continente nordamericano
(Stati Uniti in particolare). Un’architettura
più recente si basa su collegamenti diretti
dei PMU con il centro di controllo ed elaborazione, senza passaggio per i concentratori. Si tratta dello schema previsto
anche per il WAMS italiano, che è attual-
Sistemi di misura su reti di vaste dimensioni.
Il concetto di sistema di misura su
vasta area (WAMS) è basato sulla
tecnologia denominata Phasor
Measurement Unit (PMU). L’unità
PMU permette la misura continua
delle grandezze elettriche di interesse (tensioni, correnti e potenze)
associando ad esse un riferimento
temporale della massima precisione. Si tratta di una tecnologia sofisticata, ma ormai collaudata e
disponibile ad un costo non eccessivo. L’installazione di molti apparati
PMU in diversi nodi del sistema
elettrico permette non solo di misurare l’ampiezza delle grandezze
monitorate, analogamente a quanto già fatto dagli apparati convenzionali, ma anche le fasi delle stesse. Pertanto, nel confronto tra
misure provenienti da diverse locazioni di rete è possibile ricavare le
differenze in ampiezza e fase tra i
vettori delle grandezze elettriche e
quindi conoscere immediatamente
lo stato del sistema senza dover
risolvere le equazioni fondamentali
dei flussi di potenza attraverso i
componenti del sistema stesso
(stima dello stato). A ognuna delle
misure in uscita da ogni singolo
apparato PMU è assegnato un rife-
rimento temporale assoluto, tramite la sincronizzazione garantita dal
riferimento satellitare GPS, che permette di allineare all'interno di una
architettura di acquisizione dedicata, i flussi di dati provenienti dai
diversi apparati. In questo contesto
la rete di comunicazione tra gli
apparati e il sistema di acquisizione
ha un ruolo fondamentale.
I sistemi di monitoraggio su vasta
scala rappresentano una tecnologia
il cui sfruttamento appare solo agli
inizi. La possibilità di misurare accuratamente i fasori delle grandezze
elettriche mediante i PMU, unita
alla capacità di trasmettere ed elaborare i dati in tempo reale, ha prodotto una serie di applicazioni che
dall'analisi dinamica off-line postevento si sono estese al monitoraggio ed analisi in linea del comportamento della rete. Dal semplice confronto di transitori per validare i
modelli di simulazione si è passati a
supportare valutazioni in linea della
sicurezza mediante funzioni (per
quanto ancora rudimentali) sviluppate per la sala controllo: l'integrazione e lo sviluppo di applicazioni
efficaci per l'operatore di sala controllo, basate sui dati WAMS, sono
mente in via di completamento.
Le funzioni di monitoraggio possono essere affiancate da quelle di controllo e protezione: oltre ad inviare i dati per le applicazioni di sala controllo (supervisione, stima
dello stato ecc.), il concentratore può
implementare algoritmi per identificare
fenomeni di instabilità, valutare e attuare
interventi correttivi (per esempio, modifiche topologiche), sulla base delle informazioni a propria disposizione (Local
Protection Center, LPC).
Un passo ulteriore consiste nel collegare i
vari dispositivi locali ad un sistema centralizzato (System Protection Center, SPC) per
garantire un opportuno coordinamento
le attività più direttamente finalizzate all'esercizio. La stima dello stato
basata sulle misure fasoriali, o integrata con esse, può contribuire
all'affidabilità della gestione della
rete, offrendo al personale strumenti più rapidi e accurati, utilizzabili
anche per la validazione delle misure convenzionali. Le applicazioni di
controllo e protezione sono generalmente ancora in fase di prototipo,
anche a causa dei requisiti stringenti
di affidabilità del WAMS; tuttavia, si
lavora molto per introdurre segnali
wide area in controlli di tipo continuo (per esempio i PSS), protezioni
adattative, schemi di protezione
speciali e piani di difesa.
I canali di comunicazione impiegati
sono linee telefoniche, microonde
(sistemi analogici o digitali), fibre
ottiche (che hanno le migliori prestazioni). L’affidabilità e le prestazioni dei sistemi di comunicazione
diventano critiche quando il WAMS
fornisce input a sistemi di controllo
e protezione. Anche per tali ragioni
le applicazioni di questo tipo (azioni
correttive direttamente asservite ai
sistemi WAMS) sono ancora poco
frequenti, almeno per quanto
riguarda i sistemi elettrici europei.
(figura 7 in cui il WAMS diventa a tutti gli
effetti un WACS, Wide Area Control
System). In particolare, con questa soluzione i centri di protezione locale si comportano come Schemi di Protezione di
Sistema (SPS), mentre l'insieme dei sistemi
di protezione coordinati assume il ruolo di
piano di difesa. La visione wide area deve
essere adeguatamente bilanciata a livello
locale, per ragioni di robustezza (affidabilità) e rapidità dell'architettura.
In sede internazionale, esistono vari esempi di sistemi wide area in esercizio, soprattutto - come si diceva - negli Stati Uniti,
dove l’estensione e la complessità del
sistema elettrico hanno richiesto (con
31
maggiore pressione di quanto non sia
accaduto per i sistemi elettrici del nostro
continente) di adottare questo approccio
“globale” ai sistemi di controllo. Le molte
informazioni raccolte con il WAMS sono
impiegate per il monitoraggio diretto della
rete o per studi offline; tuttavia, l'obiettivo
finale comune è l'incremento dell'affidabilità in fase di esercizio. I dati sono raccolti
da sistemi centrali, dove possono essere
immediatamente visualizzati dall’operatore
ed elaborati per ottenere informazioni utili
all'esercizio (funzioni di supporto). Gli stessi possono anche essere inviati a sistemi di
controllo e protezione che rispondano a
grandezze di sistema. In una fase successiva, i dati sono recuperati dagli archivi per
una serie di indagini off-line con molti
risvolti: analisi post-evento per individuare
le cause di disservizi, verifica delle pratiche
operative e delle prestazioni dei sistemi di
controllo, validazione di modelli (dal confronto con le risposte simulate). Da queste
attività si ricavano informazioni utili per
migliorare la conduzione della rete, sviluppando metodi e strumenti nuovi da applicare in sala controllo, con i quali introdurre
nuove pratiche operative; si possono infine
pianificare gli interventi da attuare sul
sistema, anche grazie alla modellistica resa
più affidabile dal confronto con le misure
reali. La figura 8 esplicita la natura com-
32
Figura 8: ruolo delle misure nella pianificazione e nell’esercizio del sistema
elettrico
plementare e le relazioni fra le analisi ricavate dai modelli e quelle derivate dalle
misure dirette (entrambe appartenenti ai
data generation environments), con l’obiettivo del miglioramento dell'esercizio
(operational environments). Nel primo
caso (Power System Modeling Codes),
l’apporto al miglioramento degli ambienti
operativi è conseguito attraverso la fase di
Planning & analysis, mentre le misure
dirette (Power System Modeling Codes)
possono contribuire direttamente
Le applicazioni di analisi e monitoraggio
individuate sopra possono già contribuire
sensibilmente al miglioramento della sicurezza di esercizio; la tipologia più avanzata
di impiego che si può ottenere con i
WAMS, come già accennato, è quella che
prevede l'uso dei segnali wide area nei
sistemi di controllo e protezione. A questo
riguardo si rilevano soprattutto studi, mentre le realizzazioni pratiche sono ancora
abbastanza rare. Esse riguardano sistemi di
controllo di fenomeni su ampia scala
(oscillazioni elettromeccaniche), protezioni
adattative, piani di difesa, e saranno indagate con dettaglio nell’ambito delle successive attività del forum. Per ora ci si limita ad osservare che le applicazioni di protezione e controllo richiedono al sistema
wide area livelli di affidabilità ben maggiori
rispetto a quelli previsti per il semplice
monitoraggio della rete. Sarebbe infatti
deleterio, per la complessiva affidabilità
del sistema, se pesanti azioni correttive (si
pensi al distacco generalizzato del carico,
piuttosto che all’apertura deliberata delle
linee di interconnessione) venissero innescate a seguito di errori o instabilità negli
apparati di misura e telecomunicazione
che costituiscono un WAMS.
Infine, il gruppo 3 ha analizzato la problematica correlata alla riaccensione del sistema elettrico a seguito di eventi catastrofici,
in quanto l’evoluzione del settore elettrico
ha richiesto, e in un certo senso forzato,
una ridefinizione delle procedure operative.
Le procedure sviluppate in regime verticalmente integrato (brevemente riassunte nel
box seguente) sono in fase di revisione al
fine di tenere in opportuna considerazione
il maggior numero di produttori presenti
nel panorama italiano; in particolare, sta
sempre più emergendo la tendenza ad
avere impianti di generazione dedicati a
servizi specifici, con il compito di assicurare
un opportuno livello di affidabilità e di
risultare trasparenti, in termini di costi, al
mercato (valore di mercato della capacitàdisponibilità di riaccensione, inquadrabile
come servizio ancillare, di cui si è già
accennato nella parte relativa al gruppo 1
- generazione).
Gli impianti dedicati al servizio di riaccensione devono possedere delle caratteristiche particolari: capacità di avviamento in
assenza del supporto della rete esterna
(black-start capability), capacità di regolare
tensione e frequenza in funzionamento in
isola, apparati in grado di sincronizzare la
rete in isola con la rete esterna.
Le procedure di riaccensione devono quindi definire con precisione la funzione e le
prestazioni richieste ad ogni centrale dedicata a tale servizio; è inoltre necessario
prevedere delle specifiche di testing della
rete elettrica, volte a verificare la funzionalità della procedura e l’efficienza complessiva del sistema. I test devono essere concepiti in modo tale da evidenziare e risolvere eventuali problematiche correlate con
la riaccensione, al fine di garantire un
opportuno livello di affidabilità della complessiva procedura.
Sul sistema italiano, il nuovo piano di riaccensione è in fase di sviluppo sotto la
responsabilità del GRTN, il quale ha la
facoltà di scegliere le strategie di restoration più adatte allo scenario di blackout in
analisi. Tra i vari problemi da tenere in
conto nella rielaborazione delle procedure
di restoration, si è notato come spesso vi
siano dei ritardi considerevoli fra la decisione di eseguire un’azione sulla rete e la sua
reale applicazione, specialmente in presenza di prestazioni degradate del sistema di
comunicazione. Ne consegue che, in funzione della gravità della perturbazione
accaduta, la ri-energizzazione delle direttrici di riaccensione può avvenire in tempi
considerevolmente superiori a quelli previsti; la riduzione dei centri di controllo
porta anche alla possibilità che lo stesso
centro debba gestire più di una direttrice.
Per risolvere i problemi sopra evidenziati,
adattando il piano di riaccensione al
nuovo scenario di mercato liberalizzato, il
GRTN ha definito delle linee guida così sintetizzabili:
• il concetto di “direttrici di riaccensione”
deve essere integrato con quello di
“nuclei di riaccensione” relativi ad unità
termoelettriche che, a seguito di un
blackout di rete, hanno correttamente
eseguito un rifiuto di carico, rimanendo
operative ad alimentare un’isola di carico;
• le nuove “direttrici di riaccensione” e
“nuclei di riaccensione” devono poter
includere anche la rete di subtrasmissio-
La riaccensione nel sistema verticalmente integrato
La riaccensione nel sistema verticalmente integrato
Le procedure di restoration del
sistema elettrico italiano, sviluppate
in regime di sistema verticalmente
integrato, erano fondate in buona
misura sull’esperienza degli operatori di rete, e si basavano sui sistemi automatici installati negli anni
‘70 (sistemi per l’avviamento autonomo della centrale, senza alimentazione esterna); erano inoltre
disponibili “linee guida” riportanti
indicazioni sulla corretta sequenza
delle azioni da intraprendere, per
ogni componente implicato nel
processo di riaccensione. Al fine di
verificare l’efficienza delle varie procedure erano previsti dei test periodici sulle unità di generazione, in
modo tale da avere informazioni
precise sulla funzionalità di ogni
singolo componente, e da stabilire
un appropriato coordinamento dei
comandi e dei controlli eseguiti dai
vari operatori. Il precedente regime
verticalmente integrato prevedeva
quindi una standardizzazione delle
regole/procedure di controllo e
supervisione, funzioni che sono ora
gestite in modo separato da operatori diversi. Il piano di riaccensione
sviluppato nell’ambito di tale
gestione del sistema era basato
sulla disponibilità di protocolli autonomi, riportanti le azioni di controllo da adottare in caso di completa
indisponibilità di comunicazioni
coordinate.
33
ne: durante i test eseguiti, rispetto a
quando avveniva in passato, tali reti
hanno mostrato minori criticità, richiedendo quindi una rivalutazione del
ruolo delle unità di generazione distribuite sulle reti minori;
• le nuove unità a ciclo combinato devono essere opportunamente equipaggiate con dispositivi e procedure che ne
consentano l’avviamento black-start o,
in alternativa, devono essere ottimizzate
per la funzione di rifiuto di carico;
• le procedure di intervento dovranno
essere sviluppate in modo da consentire
una certa flessibilità delle azioni di controllo, in modo da tutelarsi rispetto
all’imprevista indisponibilità di alcuni
componenti o della mancata operatività
delle direttrici di riaccensione;
• le procedure volte a definire le specifiche per i test di rialimentazione del
sistema devono essere sviluppate in
modo molto dettagliato in relazione ai
componenti e agli impianti di generazione implicati nella fase di black-start.
In aggiunta alle modifiche sopra elencate,
il nuovo piano di riaccensione è sviluppato
in modo tale da prevedere anche le
seguenti opzioni:
• simulazioni (fuori linea) dei test di rialimentazione più critici, in modo tale da
poter aggiornare-sviluppare un software
di simulazione dinamica che risulti cali-
34
brato sulla reale rete elettrica italiana,
risultando quindi un utile strumento di
analisi (anche a preventivo e non solo a
consuntivo) dell’esercizio;
• studio delle nuove strategie di telecontrollo, volto a ridurre il numero di
manovre di controllo e a ridurre i transitori dinamici a seguito di perturbazione;
• adattamento-aggiornamento dei regolatori di frequenza e di tensione in relazione alla necessità di funzionamento
su isola di carico a potenza ridotta;
• analisi dei costi eventualmente associabili ai servizi ancillari correlati con il servizio di riaccensione, ai fini di una loro
integrazione nella disciplina del mercato
elettrico.
Si può quindi concludere che, anche per
quanto riguarda le procedure di riaccensione (destinate peraltro a essere attuate solo
in casi estremi, e comunque dopo il fallimento delle altre strategie protettive illustrate in precedenza), sono necessarie
modifiche e aggiornamenti, resi indispensabili dalla liberalizzazione dei mercati elettrici, che ha portato ad un aumento degli
attori operanti nel settore, e ad una molteplicità di possibili assetti prima sconosciuta.
E’ da segnalare che i recenti disservizi sulle
reti elettriche hanno stimolato, proprio in
tema di restoration, serie di analisi – verifiche – proposte di modifica dell’attuale
normativa.
Considerazioni sulla prima fase
di attivita’ del forum “RESCOM”
La liberalizzazione dei mercati dell’energia
elettrica ha costituito, e costituisce tuttora,
un elemento di grande innovazione del
settore energetico, paragonabile a una
vera e propria rivoluzione che porta con sé
significativi mutamenti nel comportamento
dei soggetti coinvolti. Diversi sono infatti
gli elementi di novità che si affacciano nel
panorama elettrico: l’unbundling (orizzontale e verticale) della filiera elettrica rende
possibile la competizione tra diversi soggetti, la presenza di un Gestore indipendente garantisce l’affidabilità della fornitura e un esercizio sicuro del sistema, l’istituzione delle Autorità indipendenti consente
di amministrare il settore elettrico assicurando neutralità tra i vari soggetti, il ruolo
attivo della domanda dà voce (e opportunità di business) a coloro che una volta
erano Utenti e oggi sono a tutti gli effetti
Clienti. La lista di queste novità potrebbe
essere di certo allungata e quelle qui citate
vogliono solo testimoniare l’ampiezza e la
profondità dei mutamenti da cui il settore
elettrico è interessato. Ma accanto alle
rivoluzioni dettate dall’evolversi delle normative, vi sono anche quelle che nascono
dal progredire della tecnologia: il parco di
generazione negli ultimi anni è mutato
significativamente (specialmente nel nostro
paese) grazie alla sostituzione di gran
parte dei tradizionali gruppi a vapore con i
più efficienti cicli combinati, nuovi metodi
per il monitoraggio in linea dei sistemi di
potenza consentono di ammodernare i
tradizionali sistemi di protezione e piani di
difesa, solo per citarne alcune. Già quanto
detto consente di comprendere come il
settore elettrico costituisca tutt’altro che
una realtà statica e consolidata: e la stessa
domanda elettrica è in continuo aumento
(è di pochi giorni fa la notizia comunicata
dal GRTN che nei primi otto mesi del 2005
la domanda di energia elettrica è risultata
in crescita dell’1,5% rispetto allo stesso
periodo del 2004).
E’ evidente che una realtà così complessa
e in forte movimento mette in luce, accanto a elementi di forza, anche problematiche nuove che devono trovare soluzione. I
disservizi diffusi che hanno interessato
importanti sistemi elettrici mostrano la
necessità di migliorare il coordinamento
internazionale tra i Gestori di rete, e di
supportarne le decisioni attraverso la definizione sia di criteri di sicurezza condivisi,
sia di procedure per lo scambio di informazioni. Lo stesso mercato elettrico, con
l’affacciarsi di numerosi operatori dal differente know-how tecnico, deve essere
basato su regole semplici e comprensibili
da tutti, pur nel rispetto dei complessi vincoli tecnici a cui è necessario sottostare.
In questo contesto decisamente articolato
si è inserita l’attività del Forum
“L’affidabilità delle fornitura di energia
elettrica in un sistema economico aperto
alla competizione”, che costituisce un
luogo di incontro di competenze e sensibilità diverse. Lo scopo (senz’altro ambizioso, ma che riteniamo sicuramente perseguibile grazie al coinvolgimento dei principali soggetti operanti nel mondo elettrico)
consiste nell’individuare le criticità principali del settore e suggerire concrete soluzioni.
Uno degli obiettivi già raggiunti dal
Forum, infatti, è quello di avere riunito
intorno al medesimo tavolo di discussione
vari soggetti portatori di punti di vista a
volte differenti: produttori di energia elettrica, clienti finali, gestori di rete, autorità
di regolamentazione, costruttori di componenti e, naturalmente, centri di ricerca.
In particolare, la prima fase ha previsto
un’analisi ad ampio spettro delle problematiche dei sistemi elettrici, con particolare attenzione al contesto italiano, evidenziando quegli aspetti, tecnici o normativi,
particolarmente correlati con la sicurezza
dell’esercizio: il presente documento costituisce una sintesi dei contributi elaborati
dai Gruppi di lavoro. Coerentemente con
gli obiettivi del Forum, i rapporti estesi sin
qui redatti sono consultabili sulla pagina
dedicata all’iniziativa, raggiungibile dal sito
web di Fondazione Politecnico (www.fondazionepolitecnico.it).
La successiva fase di attività è invece volta
alla formulazione concreta di proposte per
la risoluzione delle criticità individuate.
Molte sono le tematiche su cui il Forum
intende lavorare: lo sviluppo del parco di
produzione come pure le prestazioni dei
gruppi di generazione a fronte delle grandi perturbazioni, le difficoltà dello sviluppo
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della rete e il suo coordinamento con l’eventuale realizzazione di linee elettriche da
parte di privati, la soluzione delle congestioni nel mercato elettrico attraverso i
modelli zonali, ma anche i problemi della
remunerazione dei servizi per il dispacciamento, la possibile implementazione di
schemi di protezione di sistema, la necessità di rivedere i piani di difesa grazie a
nuovi dispositivi ad oggi disponibili. Sono,
questi, alcuni dei temi più rilevanti, e che
ci sono parsi di assoluto interesse.
Ma gli stimoli che ci perverranno in occasione della prima uscita pubblica del
Forum (cui questo primo report è dedicato) potranno meglio indirizzare la successiva fase di attività.
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