Tra le maggiori critiche che vengono lanciate verso la crescente quota di rinnovabili che entra nel mix elettrico un po’ di tutti i Paesi c’è quella di rendere instabile la rete elettrica.
Questa critica – ancorché strumentale – non è del tutto priva di fondamento, ma per capire perché dobbiamo prima capire cosa sia la “stabilità della rete elettrica”.
In una rete elettrica ideale, la domanda di energia elettrica è perfettamente in equilibrio con la sua disponibilità: in altre parole la rete offre esattamente la quantità di energia elettrica che i carichi ad essa collegati assorbono.
Cos’è il dispacciamento?
Quando questo non avviene, la frequenza della rete (che, ricordiamo, funziona a corrente alternata) si allontana dal valore standard di 50Hz (in Europa); questa differenza, che invece dovrebbe rimanere MOLTO vicina allo zero, serve da segnale di allarme che qualcosa non sta funzionando come dovrebbe.
In Italia il compito di salvaguardare l’equilibrio della rete è affidato a Terna, che in particolare:
- presidia Il dispacciamento delle Unità di Produzione
- gestisce gli assetti di rete (manutenzioni programmate e/o incidentali)
- detta le regole per l’allacciamento dei generatori alla rete
- attua i piani di emergenza / alleggerimento (in coordinamento con l’ente europeo ENTSOE)
- attua il piano di riaccensione dopo un black-out
Per assicurare la stabilità della frequenza esistono vari livelli di regolazione: Regolazione Primaria e Regolazione Secondaria, prima che intervengano misure più drastiche.
La Regolazione Primaria agisce automaticamente su ciascuna unità di produzione, accelerando o rallentando la velocità di rotazione e, di conseguenza aumentando o diminuendo la potenza generata: ciascuna unità di produzione è caratterizzata da una specie di inerzia chiamata “Potenza Regolante” (che dipende da come è costruita) definita come la potenza messa a disposizione per una variazione in frequenza di 1 Hz.
La potenza regolante a sua volta definisce lo “statismo”, che indica il grado di sensibilità che caratterizza quel certo generatore: più è basso, più il generatore è reattivo; Terna impone ai generatori uno statismo non superiore ad una certa soglia per permetterne il collegamento alla rete.
A mero titolo di esempio, un generatore da 100MW con potenza regolante di 50MW avrà uno statismo del 4%.
La Regolazione Secondaria è invece orchestrata centralmente da Terna che, inviando un segnale telefonico direttamente ai generatori, ne varia l’output attingendo alla cosiddetta “semibanda di partecipazione”, cioè quella quota di potenza che l’operatore non può vendere ma deve tenere a disposizione per questo scopo.
Se queste forme di regolazione non riescono a riportare la frequenza nell’intervallo di funzionamento, possono essere attivate misure più drastiche quali:
- peaking (attivazione dei gruppi di generazione “di picco”);
- load Shedding (distacco programmato di carichi secondo un ordine di priorità prestabilito);
- black-out (quando intervengono le protezioni delle macchine, causando un progressivo e catastrofico distacco dei carichi).
L’avvento delle rinnovabili
Il primo impatto delle rinnovabili sulla rete elettrica è che ne stanno sovvertendo l’architettura di base: da un sistema basato su generazione centralizzata e consumi distribuiti stiamo passando ad un sistema dove sia generazione che consumi sono distribuiti: mutatis mutandis è un po’ la stessa cosa che è avvenuto nelle reti informatiche, negli anni ‘60 e ‘70 dominate dai colossali mainframes della IBM o Honeywell, oggi sono trasformate in una fittissima rete di nodi intelligenti.
Una Unità Produttiva di energia rinnovabile (ad esempio un impianto fotovoltaico) genera energia indipendentemente dalla frequenza della rete: fintantoché il suo inverter è in grado di funzionare (cioè finché la rete di allaccio rimane entro l’intervallo di frequenza tra 49,7 e 50,3 Hz) l’impianto genera la sua potenza nominale; in altre parole la sua Potenza Regolante è zero e, di conseguenza, il suo statismo è infinito.
Quando la frequenza della rete diminuisce, un impianto fotovoltaico non fornisce alcuna regolazione primaria ed anzi, se la frequenza scende sotto il minimo dell’intervallo di funzionamento dell’inverter, si stacca aggravando la situazione. Se invece la frequenza aumenta, l’impianto fotovoltaico può dare un contributo di Regolazione Primaria (ancorché non proporzionale al disturbo).
E’ perciò evidente che la rete così com’è concepita oggi non può offrire lo stesso livello di stabilità se il contributo delle FER aumenta oltre un certo livello.
Modelli innovativi di dispacciamento
La grande novità di cui tenere conto è la progressiva “intelligenza” delle reti elettriche: se infatti nella rete tradizionale siamo abituati a ragionare per grandi blocchi opachi (sostanzialmente a livello di cabina di Alta Tensione) e l’ente regolatore non ha possibilità di intervenire al di sotto, le “smart grid” distribuiscono l’intelligenza a livello molto più capillare, consentendo un intervento su carichi e generatori (e perciò la negoziazione di servizi di dispacciamento e bilanciamento) molto più “fine”, fino ad arrivare (potenzialmente) al singolo carico attivo e reattivo.
Una rete così fatta è capace di ben altro livello di intervento e non ha più bisogno di affidarsi agli automatismi delle riserve di potenza rotante come la rete tradizionale che, come abbiamo visto, vengono meno via via che le Unità di Produzione vengono sostituite da Fonti Rinnovabili Non Programmabili.
Descriverò ora in modo semplificato tre modelli di dispacciamento innovativo oggi possibili, con l’avvertenza che con lo svilupparsi delle smart grid altri modelli potranno comparire in futuro. Per una trattazione più approfondita rimando alla bibliografia.
DISPACCIAMENTO CENTRALIZZATO ESTESO
E’ la più semplice estensione del modello attuale, esteso anche a fonti rinnovabili non programmabili connesse alla rete di media e di bassa tensione. E’ ovvio che questo scenario presenta una maggiore complessità gestionale che potrebbe venir mitigata ad esempio attivando solo le unità di produzione di dimensioni superiori ad una certa soglia; man mano che si sviluppa la smart grid, oltre che all’operatore di trasmissione (a monte della cabina di alta tensione dunque) i servizi di dispacciamento divisi in servizi di sistema e servizi locali potrebbero essere offerti e negoziati anche dagli operatori di distribuzione (operanti cioè tra cabina di alta e media)
DISPACCIAMENTO LOCALE
L’operatore di distribuzione gioca un ruolo di “grossista” acquisendo (su un mercato diverso da quello principale) dagli impianti di generazione distribuita collegati alla rete di distribuzione i servizi di dispacciamento che poi rivende all’operatore di trasmissione che li acquista – oltre che in questo modo – anche dagli impianti tradizionali e dagli impianti FER collegati direttamente alla rete di trasmissione
PROFILI PROGRAMMATI
Sulla base delle previsioni, gli operatori di distribuzione si impegnano verso l’operatore di trasmissione a rispettare un certo profilo all’interfaccia alta/media, approvvigionando (su un mercato diverso da quello principale) le risorse necessarie e lasciando a quest’ultimo il compito di dispacciare carichi e generazioni che si affacciano sulla rete ad alta.
| Vantaggi | Svantaggi | |
| Dispacciamento Centralizzato Esteso | Semplice estensione ad un numero maggiore di impianti del modella attuale | Difficoltà gestionale dovuto al numero elevato di utenti del dispacciamento |
| Dispacciamento Locale | Utilizza TUTTE le risorse presenti in rete | Necessità di un mercato alternativo e tempi ristretti per le sue negoziazioni |
| Profili programmati | Semplicità di gestione della Generazione Distribuita | Potenzialmente scarse risorse disponibili che quasi certamente comporta installazione di accumuli a livello di cabina |
Conclusioni
Il tema della stabilità delle rete elettrica è di importanza centrale e certamente le modalità di gestione della rete basata sugli automatismi dinamici non sono più sufficienti.
D’altronde il problema è stato affrontato e risolto ormai da diversi anni con il passaggio a reti dotate di maggiore intelligenza ed a controllo più granulare, distribuendo anche il compito di dispacciare carichi e unità di produzione su diversi livelli di operatori.
In questo scenario anche i sistemi di accumulo possono giocare un ruolo non secondario, ma ancora più importanti risultano le interconnessioni sempre più robuste tra sistemi confinanti.
Bibliografia
- M. Delfanti, V. Olivieri (Politecnico di Milano): Possibili modalità innovative di approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento da fonti rinnovabili non programmabili e generazione distribuita (giugno 2013)
- C. Ansaloni (A2A SpA): Le rinnovabili e la gestione della rete elettrica (novembre 2016)
- P. Marannino, F. Zanellini (Università di Pavia), G. Piccini (Urbangreen Consulting): La regolazione della frequenza e della tensione in un sistema elettrico interconnesso (novembre 2004)
- R. Bründlinger (Austrian Institute of Technology): Grid codes in Europe, an overview (novembre 2019)
- (ARERA): Chiarimenti sull’applicazione del regolamento “Requirements for Generators” (febbraio 2019)
