Pronti ad andare in scena

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Il copione era già pronto da tempo: l’articolo 1 del decreto legislativo numero 79 del 16 marzo 1999, recante le norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che prevede la liberalizzazione delle attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica. Con la delibera numero 95 del 30 aprile 2001, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha ora definito anche le condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento. La borsa elettrica è dunque pronta alla tanto attesa ‘prima’.

La regia

La normativa prevista dall’Autorità assegna la regia del nuovo mercato dell’energia a un Gestore della rete di trasmissione nazionale, GRTN, che, in ottemperanza alle condizioni imposte dalla stessa Autorità, garantisca la compatibilità tra l’esecuzione dei programmi di immissione e prelievo, definiti attraverso la partecipazione al sistema delle offerte o la stipula di contratti bilaterali, con i vincoli che derivano dalle caratteristiche tecniche del sistema elettrico. Il cosiddetto bilanciamento della rete è ovviamente legato a un’adeguata gestione dei diritti di utilizzo del sistema che permetta, da un lato, di far fronte alle congestioni e che, dall’altro, garantisca l’approvvigionamento tramite appositi servizi di riserva.

Il cast

Il nuovo assetto del mercato, e la frammentazione dei ruoli che esso comporterà, imporrà al GRTN di relazionarsi con una vasta gamma di attori, alcuni dei quali al debutto. La gestione delle congestioni, basata principalmente su un meccanismo di suddivisione del mercato in base alle capacità di trasporto delle zone limitanti e a un’azione di counter-trading del Gestore, sarà ad esempio il palcoscenico ideale per vedere all’opera società di mediazione e vendita. Attori di vecchia data del sistema elettrico nazionale sono invece gli utenti che effettivamente immettono e prelevano l’energia. I primi in particolare, i produttori, saranno chiamati a una sempre maggiore partecipazione attiva a tutte quelle attività, note come servizi di rete, che vanno dalla regolazione della tensione a quella della frequenza, dalla partecipazione ai piani di ripristino del servizio elettrico dopo un fuori servizio esteso alla garanzia dei servizi di riserva. Non può poi essere ovviamente dimenticato l’aspetto del telecontrollo, essenziale per permettere al GRTN di avere una visione ottimale di tutti i punti della rete.

I ruoli

Il grado di coinvolgimento degli utenti è, quasi per ogni aspetto, suddiviso in tre livelli, il primo dei quali quasi sempre obbligatorio (strategia del GRTN pare sia però quella di rendere obbligatorio anche il secondo).

Per quanto riguarda la riserva, dunque, si trova definita una riserva primaria che deve essere messa a disposizione automaticamente, e con tempi di azione dell’ordine dei secondi, da ciascun generatore a livello locale. Una riserva secondaria deve invece essere fornita, ancora in automatico, da un insieme predefinito di impianti, mediante un coordinamento a livello centralizzato che garantisca tempi di intervento dell’ordine di minuti; la riserva terziaria è infine attivata attraverso un intervento manuale ed è caratterizzata da tempi di avvio che vanno da alcuni minuti ad alcune ore. Compito del gestore è ovviamente quello di stabilire gli obblighi di fornitura di riserva primaria per ogni impianto di generazione e anche di definire i requisiti tecnici necessari per quegli impianti che vogliano partecipare al servizio di riserva secondaria e terziaria. Questa struttura tripartita si ripete anche per quanto riguarda la regolazione della frequenza e si viene quindi a definire una regolazione primaria, di tipo proporzionale e che quindi reagisce a ogni diminuzione di frequenza Df con un incremento di potenza DP ad essa proporzionale e che ha l’unico scopo di ristabilire l’equilibrio di potenza sulla rete; questa viene eseguita automaticamente dai regolatori di velocità dei singoli gruppi di produzione ed è obbligatoria per tutti i gruppi con potenza nominale superiore a 10 MVA, ad eccezione di quelli per propria natura privi di capacità regolanti e che sopperiscono a questa mancanza con un contributo economico.

Una regolazione secondaria, di tipo proporzionale-integrale, ha lo scopo di riportare la frequenza di rete e la potenza importata da reti interconnesse ai rispettivi valori di programma; in questo caso i regolatori di velocità dei gruppi sono controllati da un dispositivo automatico centralizzato, installato presso una delle sedi del GRTN. La partecipazione a tale servizio, riservata, per ovvie ragioni, ai gruppi di opportune caratteristiche tecniche, verrà regolata dalla disciplina del mercato elettrico. La regolazione terziaria, infine, viene eseguita manualmente su richiesta del gestore, che può impartire ai singoli produttori, anche non coinvolti nella regolazione secondaria, disposizioni di esercizio quali l’entrata in servizio di gruppi di generazione di riserva o la variazione della potenza prodotta.
Per quanto riguarda, poi, la regolazione della tensione (che, assieme a quella di frequenza, si rivela particolarmente importante in quanto non riguarda soltanto il funzionamento in emergenza della rete ma anche il suo funzionamento ordinario) la triplice struttura si concretizza in un Regolatore Automatico di Tensione, RAT, che agisce localmente su ciascun gruppo di produzione intervenendo sul sistema di eccitazione del gruppo in modo che la tensione ai morsetti della macchina assuma, istante per istante, un valore prefissato Vrif; in un Regolatore Regionale di Tensione, RRT, che controlla diversi nodi pilota (ed alcune centrali e stazioni prossime a ciascuno di essi) facendo in modo che la tensione in ciascun nodo vari secondo una curva predefinita e in un Regolatore Nazionale di Tensione, RNT, che coordini i vari RRT.

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