L’impatto della generazione diffusa sul sistema elettrico attuale

Le reti di trasmissione e distribuzione in Italia sono sviluppate mediamente meglio che nel resto d’Europa

La rete AAT/AT italiana è composta da oltre 63.600 km di linee in altissima e alta tensione (1.330 km cavi terrestri, 1.350 km cavi sottomarini, 11.810 km a 380 kV), da oltre 450 stazioni di trasformazione e smistamento (capacità di trasformazione 127 GVA) e da 22 linee di interconnessione (4 con la Francia, 10+2 con la Svizzera, 1 con l’Austria, 2 con la Slovenia, 1 con la Grecia, 2 con la Corsica). Tale rete AAT/AT ha una struttura molto avanzata: è magliata per consentire la massima affidabilità, le protezioni sono sofisticate e ridondate, ha una rete di comunicazione dedicata; in definitiva, la Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) costituisce un sistema completamente controllato e automatizzato.

Rispetto agli anni precedenti in cui si connettevano essenzialmente generatori convenzionali di grande taglia in punti specifici della rete, la RTN si trova adesso ad accogliere un numero sempre maggiore di generatori di taglia più piccola, ma diffusi su tutto il territorio, e spesso alimentati da fonti energetiche rinnovabili non programmabili. Questo forte sviluppo delle FRNP ha portato ad un’evoluzione dello scenario di generazione che ad oggi non vede più la generazione da fonte termoelettrica come protagonista.

Dati di Terna mostrano che la potenza da nuove centrali termoelettriche è molto limitata negli ultimi anni e, allo stesso modo, anche le ore equivalenti di utilizzazione degli impianti a gas naturale già in esercizio sono notevolmente diminuite, lasciando il posto a grandi quantità di fotovoltaico e di eolico. Ma questa forte concentrazione delle risorse rinnovabili non programmabili in zone ben definite del sistema elettrico, che risultano debolmente interconnesse, nonché caratterizzate dalla presenza di un carico elettrico locale ridotto rispetto alla generazione, ha creato alcune criticità tecniche sulla RTN relative soprattutto al dispacciamento.

In particolare, per quanto riguarda le criticità attuali, si registrano:

• problemi di sicurezza legati alla stabilità della frequenza (soprattutto nelle isole);
• problemi legati all’inversione del flusso AT/MT con possibili congestioni di rete locali in condizioni di alta produzione;
• un aumento dei transiti sulle sezioni critiche della rete primaria (in particolare in direzione sud – nord);
• problemi di regolazione e bilanciamento del surplus di produzione nelle ore di minimo carico.

In queste condizioni, per evitare di ridurre i margini di sicurezza per il corretto esercizio della RTN ed il livello di adeguatezza, esponendo il sistema al rischio di mancata copertura del fabbisogno nonché alla riduzione del livello di qualità del servizio, è stato necessario intraprendere alcune azioni anche sulla rete di trasmissione, come ad esempio:

• collegare alla RTN in modo efficace gli impianti FER in aree ad elevata densità di iniziative utilizzando al massimo le infrastrutture esistenti, compreso il 380 kV;
• ridurre congestioni aumentando la magliatura della rete ad AAT e AT;
• installare impianti di accumulo: necessari per ridurre la mancata produzione eolica e garantire, quindi, l’immissione di tutta l’energia prodotta da FRNP in rete;
• controllare i parametri di rete in tempo reale e in modo distribuito (sensori di temperatura, anemometri, etc.);
• effettuare la regolazione dei flussi in tempo reale (assetti di rete più variabili, la variazione in tempo reale dei limiti di trasporto sulle linee, dynamic thermal rating).

Passando invece alle reti di distribuzione, nello scenario attuale le reti MT (ed eventualmente BT) sono dotate di vari sistemi di controllo, regolazione e protezione, nonché di un elevato grado d’automazione necessario per garantire il corretto funzionamento della rete rispetto alle esigenze date dalle norme a livello nazionale ed europeo (che impongono limiti sempre più stringenti al numero e alla durata delle interruzioni e valori di tensione all’interno di determinati intervalli), ma non sono state pensate per accogliere generazione.

L’integrazione è, quindi, notevolmente più complessa (rispetto a quanto necessario sulla RTN): diventa necessario sviluppare nuove modalità di gestione delle reti verso le smart grid che permettano una maggiore sicurezza di esercizio, un aumento dell’efficienza energetica delle reti, un maggiore coinvolgimento degli utenti finali attivi e passivi e, con prospettive di applicazione più lunghe, lo sviluppo di un dispacciamento locale da parte dei distributori (Distribution System Operator, DSO).