Adeguatezza del sistema elettrico nazionale

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Rete elettrica
di Felice Lucia

L’analisi di adeguatezza permette di valutare la congruenza del parco generativo in rapporto al fabbisogno elettrico nazionale e far emergere il grado di “sussidiarietà”, ossia l’affidabilità del ricorso a risorse esterne, tra le varie aree geografiche. E’ necessario evidenziare che gli indici di adeguatezza oggetto del presente paragrafo sono stati costruiti sulla base di un modello semplificato del sistema elettrico italiano che sovrastima le risorse effettivamente disponibili al soddisfacimento del fabbisogno di aggregato. Tale sovrastima è riconducibile a due principali ragioni: in primo luogo il soccorso dagli aggregati confinanti non tiene conto dei limiti di transito tra le zone interne al Continente che hanno l’effetto di ridurre il volume di risorse del Continente utilizzabili per soccorrere gli aggregati confinanti; in secondo luogo il margine di riserva dell’aggregato non tiene conto dei vincoli di produzione limitata imposti da Terna in specifiche condizioni che riducono il margine di riserva delle UP su cui insistono tali vincoli.

I livelli di adeguatezza della riserva di sostituzione individuati da Terna vanno, in ordine crescente di criticità, da 1 a 4. Essi dipendono dall’affidabilità delle differenti tecnologie utilizzate per soddisfare il fabbisogno di riserva di sostituzione e sono calcolati come segue:

• Livello 1: numero di ore in cui il fabbisogno di riserva di sostituzione è interamente coperto da impianti termoelettrici non turbogas rotanti (c.d. riserva calda), considerati da Terna come i più affidabili. Essendo già in funzione, questi impianti non presentano alcun rischio di fallimento della manovra di accensione;

• Livello 2: numero di ore in cui per soddisfare il fabbisogno di riserva di sostituzione, oltre agli impianti termoelettrici non turbogas rotanti, è necessario l’apporto degli impianti termoelettrici turbogas. Questi ultimi, avviandosi a freddo, hanno un rischio di fallimento della manovra di accensione che per i primi è assente;

• Livello 3: numero di ore in cui per soddisfare il fabbisogno di riserva di sostituzione, oltre agli impianti termoelettrici non turbogas rotanti e agli impianti turbogas, è necessario l’apporto degli impianti di produzione e pompaggio. Questi ultimi sono considerati meno affidabili dei primi due poiché hanno un limite di energia producibile determinata dalla grandezza dell’invaso, che potrebbe limitarne l’uso con continuità;

• Livello 4: numero di ore in cui il fabbisogno di riserva di sostituzione non è stato soddisfatto con le risorse considerate nei livelli precedenti.

La Tabella illustra per il 2013 i valori dei livelli di adeguatezza, calcolati come la percentuale delle ore di adeguatezza sul totale delle ore dell’anno, ed il confronto con i valori del 2012 (valori tra parentesi). Come si può osservare, rispetto all’anno precedente il numero di ore in cui il fabbisogno di riserva di sostituzione è stato interamente coperto dagli impianti termoelettrici non turbogas (Livello 1) è aumentato nella macrozona Continente ed in Sardegna, mentre si riduce in Sicilia. Le maggiori criticità della Sicilia si manifestano anche nell’aumento dei casi in cui diviene necessario l’utilizzo di unità di produzione e pompaggio (Livello 3) e dall’aumento delle ore in cui il fabbisogno di riserva risulta insoddisfatto nonostante il ricorso alle tecnologie incluse nei primi tre livelli di adeguatezza (0,1% delle ore nel 2013). E’ necessario costatare come il mancato soddisfacimento del fabbisogno di riserva non determini di per sè una situazione di assoluta carenza di risorse, bensì una maggiore rischiosità per il sistema derivante dalla necessità di attivare risorse con tempi di risposta più “lenti” (c.d. riserva “fredda”) o al momento non incluse nel calcolo degli indici di adeguatezza (ad esempio, gli impianti idroelettrici abilitati).

A differenza dell’indice di adeguatezza della riserva di sostituzione, l’indice di adeguatezza della riserva totale (riserva secondaria + riserva pronta + riserva di sostituzione) non tiene conto del livello di affidabilità delle diverse tecnologie ai fini del soddisfacimento di uno specifico servizio di riserva né del soddisfacimento dei fabbisogni dei singoli servizi di riserva unitamente al soddisfacimento del fabbisogno totale di riserva. Pertanto, i livelli di adeguatezza sono solo due. Il primo indica le ore del giorno in cui il fabbisogno di riserva totale è soddisfatto, mentre il secondo evidenzia le ore in cui le risorse disponibili considerate nell’analisi non sono sufficienti a coprire il fabbisogno di riserva totale: trattasi di ore in cui Terna potrebbe andare incontro al rischio di dover attivare il piano di difesa del sistema elettrico e, laddove le misure previste da tale piano non siano sufficienti, il piano di emergenza del sistema elettrico.

Se da un lato il livello locale di adeguatezza potrà trarre beneficio dai potenziamenti previsti su alcune sezioni critiche della rete di trasmissione nazionale (RTN), per i quali si rimanda al prossimo capitolo, di contro i fenomeni di uscita di capacità di generazione già evidenziati nel precedente paragrafo muovono in direzione opposta nel medesimo orizzonte temporale. A tal proposito, occorre evidenziare come il nuovo meccanismo per la remunerazione della capacità produttiva, elaborato da Terna sulla base dei criteri definiti dall’Autorità e approvato con Decreto Ministeriale il 30 giugno 2014, rappresenti, in tale contesto, uno strumento importante per favorire il coordinamento tra le scelte di investimento/disinvestimento in capacità di generazione e trasmissione.

fonte: Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistemaidrico, RAPPORTO 428/2014/I/EEL

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