Massimo La Scala (¹) - Fabio Tambone(²)

Che cosa significa black-out ?

Il black-out si può definire come: “la totale assenza di tensione su porzioni più o meno estese della rete elettrica a seguito di disservizi che, per durata e estensione, possono provocare rilevanti disalimentazioni dell’utenza”.
Il funzionamento corretto di un sistema elettrico in condizioni di “sicurezza” viene espresso tecnicamente dal concetto di affidabilità.
L'affidabilità di un sistema elettrico è caratterizzata da due aspetti distinti:
• adeguatezza: capacità di coprire la domanda complessiva di energia e potenza rispettando i vincoli del sistema;
• sicurezza: capacità di superare specifiche perturbazioni, mantenendo l’integrità ed un corretto funzionamento del sistema.
Il primo aspetto viene garantito tramite la programmazione per la copertura del fabbisogno di energia elettrica per il giorno successivo. Oggi, in Italia, tale attività è svolta del GRTN - Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale.
Il secondo aspetto viene garantito attraverso alcuni servizi essenziali per il mantenimento della sicurezza del sistema elettrico (riserva, regolazione di frequenza e di tensione, etc… ).
Una perdita grave dell’affidabilità della rete elettrica può condurre al black-out.
Uno dei compiti dell' Independent System Operator - ISO (GRTN per la rete italiana) è quello di limitare per quanto possibile gli effetti dei disservizi, attraverso un insieme di azioni coordinate di tipo manuale e automatico, che devono essere eseguite sia a livello preventivo (criteri di sicurezza), sia a livello correttivo, cioè quando l’incidente è già avvenuto (piani di difesa).
I piani di produzione devono rispondere a criteri di sicurezza bilanciando la potenza dagli impianti di generazione, quella disponibile in riserva, e quella di importazione attraverso le linee di frontiera (e’ anche possibile utilizzare i piani di distacco a rotazione di utenze in via preventiva, come è successo in durante l’estate del 2003 estivo di quest’anno).
I piani di difesa, che seguono una logica di intervento correttivo, hanno come primo obiettivo quello di preservare, per quanto possibile, l'integrità delle connessioni sia tra la rete italiana ed il sistema europeo, che all'interno della rete italiana stessa, per sfruttare tutte le risorse in condizioni di emergenza. Questo obiettivo è raggiungibile tramite diversi tipi di azioni:
• sistemi di controllo automatici che proteggono parti di rete con transito di potenza rilevante (sezioni critiche), attraverso un distacco rapido di quantità di carico predeterminate;
• qualora il primo livello di azione non risulti sufficiente, i piani di difesa cercano di garantire un bilanciamento tra la potenza prodotta dai generatori e quella assorbita dai carichi, al fine di contenere le variazioni di frequenza e di tensione che porterebbero al collasso del tramite il distacco automatico di utenze (alleggerimento di carico);
• ultima linea di difesa è costituita dal partizionamento della rete e dalla creazione di porzioni limitate di rete (isole di carico) con l'obiettivo di “amputare” la parte malata del sistema impedendo che l’infezione si propaghi alle parti sane della rete e, nel contempo, di mantenere in servizio dei generatori che possono essere utilizzati per il ripristino delle condizioni di funzionamento normali del sistema.
Da quanto detto ne deriva che il sistema di trasporto dell’energia risulta essere centrale per garantire ai cittadini un servizio pubblico efficiente e sicuro.
Esso tuttavia, pur risultando essenziale per lo scambio fisico del prodotto energia elettrica, non ha comportato in molti Paesi l’attenzione da parte degli investitori, poiché sinora la fase della filiera energetica considerata di maggiore appeal è quella a monte della filiera energetica (approvvigionamento e produzione).
Un’ultima considerazione da fare è che non è spesso chiara la ripartizione dell’onere del mantenimento e della ristrutturazione del sistema stesso tra gli attori del mercato, considerando anche che il potenziamento del sistema di trasmissione si confronta anche con difficoltà derivanti dal processo autorizzativo e dalla difficile accettabilità pubblica dell’impatto ambientale ad esso dovuto.

La rete e il coordinamento internazionale

In alcuni Paesi la mancata ripartizione degli oneri di mantenimento e ristrutturazione della rete sono alla base del processo di obsolescenza di questa importante infrastruttura, ciò ha causato il collasso di alcuni tra i sistemi elettrici più grandi al mondo.
E’ il caso, come sembra dalle prime analisi, del black-out di New York e di una parte considerevole del Nord-Est degli USA e dell’Ontario, in data 14 agosto 2003.
L’analisi di questi fatti può essere di aiuto a Paesi come l’Italia e gli altri Paesi dell’Unione Europea che in questo momento di accingono a realizzare pienamente il mercato competitivo dell’energia.
Una gestione coordinata degli interventi necessari alla ristrutturazione ed al potenziamento dei sistemi elettrici aiutati dall’utilizzo delle nuove tecnologie possono consentire di affrontare le nuove sfide, nei tempi dovuti, con vantaggio per tutti.
Soluzioni sostenibili richiedono un attento bilanciamento tra generazione e trasmissione, profitto e rischio, il ruolo delle istituzioni private e governative, forze di mercato ed interesse pubblico.
In un recente lavoro dell’EPRI (Electric Power Research Institute, un importante istituto di ricerca negli Stati Uniti) intitolato :”The Western States Power Crisis: Imperative and Opportunities”, si afferma che per superare la crisi, dovuta alla transizione verso il mercato competitivo dell’energia elettrica, è necessario ridefinire le sinergie tra i ruoli critici, cioè la tecnologia e la politica.
Nel contesto statunitense si è raggiunta la consapevolezza che è necessario l’uso di tecnologie avanzate che possano essere efficacemente applicate ai sistemi energetici (e non solo nel chiuso dei laboratori) e si è arrivati alla conclusione che per raggiungere questi risultati è opportuno risolvere i nodi istituzionali che spesso impediscono la comunicazione tra il mondo della tecnologia e della politica.
Recentemente in Italia un’attenzione particolare è stata posta dagli organi d’informazione di massa nei confronti del settore elettrico per effetto degli ultimi eventi (i distacchi programmati del 26 Giugno 2003 ed il black-out del 28 settembre dello stesso anno) che hanno interessato il nostro Paese, l’Europa e gli Stati Uniti.
In molti casi si è trattato di interruzioni programmate finalizzate ad evitare un black-out del sistema.
Diversamente, il black-out di New York del 2003 deriva dal modo in cui il sistema di trasmissione statunitense è stato progettato e sviluppato in questi ultimi 30 anni. Infatti, il sistema americano di trasmissione dell’energia elettrica sembra sia stato considerato una infrastruttura di importanza secondaria per quanto attiene all’individuazione della scala delle priorità da soddisfare: pochi investimenti sono stati fatti sulla rete americana.
Si pensi che il Regno Unito ha investito sulla rete di trasmissione la stessa quantità di denaro degli Stati Uniti per un sistema di trasmissione che è circa 1/6 di quest’ultimo.
Ma il sistema di trasmissione italiano in che stato è?
A questo punto è necessario fare alcune considerazioni che sicuramente aiutano a comprendere meglio il quadro della situazione a livello mondiale:
• il sistema di trasmissione in molte parti del mondo non è stato al centro della dovuta attenzione e gli investimenti sono risultati insufficienti spesso a causa di problemi autorizzativi e di compatibilità ambientale;
• anche in presenza di un parco di generazione sufficiente, come nel caso degli USA, il mercato competitivo mette in difficoltà l’attuale sistema di trasmissione poiché i flussi sono variabili e incerti e seguono le direttrici della maggiore convenienza economica (non considerando il fatto che lo stesso sistema è stato progettato alcuni decenni fa con altri scopi e per flussi di potenza che erano generalmente costanti e, comunque, diversi dagli attuali);
• le reti di interconnessione tra sistemi diversi erano state progettate con l’obiettivo di svolgere una funzione prevalentemente in condizioni di soccorso e di emergenza, oggi invece questi sistemi sono utilizzati prevalentemente con funzione di scambio commerciale dell’energia elettrica;
• la tecnologia utilizzata per la realizzazione e per il controllo dei sistemi di trasmissione risale ad almeno 30 anni fa e con il mercato competitivo l’attenzione si è centrata sulla realizzazione delle nuove centrali poiché queste costituiscono il cuore del business elettrico; tale considerazione spinge naturalmente a trascurare il sistema di trasmissione che costituisce l’infrastruttura senza la quale non è possibile alcuna attività commerciale.
Ad oggi negli Stati Uniti manca un coordinamento centrale che sia sufficientemente efficace per la gestione della rete di trasmissione elettrica; successivamente alla liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica nei primi anni ’90, ogni Stato federale si è mosso autonomamente in assenza di uno stretto coordinamento.
In Europa, la Commissione UE ha fatto delle scelte di cooperazione e di coordinamento delle procedure operative delle reti ed ha favorito l’interconnessione dei sistemi di trasmissione scommettendo anche sulla possibilità di libero scambio con i Paesi dell’Est europeo (alcuni dei quali entreranno nell’Unione Europea nel 2002).
Nel giugno 2003, è stato approvato un regolamento specifico sul commercio transfrontaliero dell’energia elettrica (un vero a proprio manuale tecnico/operativo). Nonostante tutte queste azioni, anche in Europa si avverte l’esigenza di un maggior coordinamento (non a caso le prime indagini sul black-out dell’UCTE mostrano che il coordinamento è una parte importantissima della gestione di un sistema così complesso e vulnerabile).
E’ un fatto che guardando alla casistica dei più recenti black-out che il danno provocato è direttamente proporzionale allo sviluppo tecnologico.
Il danno finora quantificato per il black-out del 14 agosto 2003 è di oltre diverse centinaia di milioni di dollari USA, limitatamente alla metropoli di New York ed è comparabile con il danno subito dagli italiani il 28 Settembre 2003.
Sicuramente, in termini di costo totale, questi black-out segneranno un altro record, superando di gran lunga quelli del passato.
In televisione abbiamo visto spesso le associazioni degli industriali, dei commercianti e via dicendo quantificare i danni subiti (ad esempio il mancato funzionamento di un’acciaieria rappresenta un costo opportunità altissimo se consideriamo i costi fissi e la mancata attività, oppure per un commerciante o un ipermercato tutti gli alimenti che non possono più essere conservati e devono essere distrutti, etc..), tuttavia dobbiamo anche considerare i trasporti pubblici (tram, treni), le telecomunicazioni (telefono, internet, etc..). E’ possibile quantificare un danno del genere? Probabilmente no.
Risulta evidente che l’infrastruttura elettrica, ed in particolare la rete, sia critica per il benessere economico e lo sviluppo della società. La crescente complessità ed interconnessione la rende maggiormente vulnerabile, accrescendo la gravità delle possibili disfunzioni e guasti. Far fronte a questo nuovo problema costituisce una nuova sfida per la tecnologia, la politica e l'economia.

Un sistema vulnerabile, complesso ed in evoluzione

La complessità del sistema elettrico è dovuta all’eterogeneità delle varie fasi della filiera energetica (produzione, trasformazione, trasmissione, distribuzione e utilizzazione), all’estesa distribuzione geografica, all’interconnessione con altre infrastrutture critiche, quali telecomunicazioni, sistemi finanziari, reti e mercati delle materie prime, reti informatiche.
Pur rivestendo un ruolo cruciale per ogni attività, per lo sviluppo sociale e per il miglioramento della qualità della vita, il sistema elettrico risulta sensibile ad una molteplicità di eventi o pericoli che lo rendono estremamente vulnerabile. Ad esempio, alcuni pericoli derivano dalla complessità intrinseca del sistema elettrico e, conseguentemente, dalla crescente difficoltà di operare e controllarne la sicurezza e l’affidabilità (le statistiche mostrano come la frequenza dei guasti si riduce nel corso degli anni anche se la loro severità aumenta).
Una conoscenza imperfetta della dinamicità dei fenomeni o un controllo insoddisfacente è stata probabilmente la causa più frequente dei più severi black-out.
Altri pericoli derivano da disastri naturali provocati da uragani, terremoti, o addirittura a causa di fenomeni che provengono dallo spazio siderale come nel caso del black-out degli Stati Uniti e del Canada del 1989 (la causa del black-out era dovuta, in quel caso, ad una intensa attività solare e ad una tempesta geomagnetica di particolare intensità).
Attacchi ostili possono derivare dal terrorismo cyber, dovuto all’uso massivo della tecnologia informatica; sono possibili sabotaggi fisici per effetto della vasta estensione, su scala continentale, del sistema nonché per l’uso esteso dell’automazione e dell’elettronica che porta a realizzare centrali elettriche completamente automatizzate e poco o per nulla presidiate (è il caso delle centrali idroelettriche e di alcune centrali di pompaggio fondamentali per la flessibilità del sistema poiché facili ed economiche da spegnere e rimettere in funzione).
Questa tematica assume sempre maggiore importanza a causa del nuovo scenario politico internazionale venutosi a creare dopo gli eventi del 11 settembre 2001; non è un caso, che durante il recente black-out di New York si sia pensato come prima causa ad un attacco terroristico (ancora oggi, nonostante le rassicurazioni, tali dubbi non sono del tutto fugati, poiché una serie di piccoli sabotaggi su piccola scala ma realizzati in maniera coerente potrebbe essere considerata forse, e perché no, la causa del black-out che ha visto milioni di cittadini statunitensi al buio per circa 36 ore). Nuovi piani di difesa devono essere proposti ed analizzati in questo nuovo scenario.
Nello nuovo scenario del settore energetico, le incertezze del libero mercato pongono nuovi problemi da affrontare per la sicurezza del servizio. La creazione dei mercati competitivi, con la separazione (unbundling) dei servizi di produzione, trasmissione, distribuzione e vendita dell’energia, ha introdotto una differente complessità dovuta a varie cause:
• nuovi stili di gestione e procedure operazionali
• elevata incertezza e intense interazioni col sistema bancario e finanziario
• diverse entità di controllo (Stato, Regioni, Autonomie locali, regolatori, gestori della trasmissione)
• scarsità di informazione a causa della necessaria riservatezza di alcuni di dati, ad esempio di natura economica.
La nuova organizzazione, orientata a favorire la competizione tra operatori economici del mercato dell’energia elettrica, tende a rendere più oneroso e complesso il controllo dei sistemi di trasmissione.
Si pensi, ad esempio, al passaggio da una gestione monopolistica e centralizzata ad un approccio decentralizzato e a scarsa informazione, oppure al maggiore utilizzo della rete di interconnessione con l’estero (che è già utilizzata prevalentemente per il traffico commerciale piuttosto che per le funzioni d’integrazione e soccorso come progettato in uno scenario di sistemi elettrici nazionali autonomi e, per lo più indipendenti, l’uno dall’altro).
Poichè il valore della sicurezza e dell'affidabilità è difficile da valutare ed associarsi ad un attore specifico del mercato, si può verificare una scarsa attenzione a queste tematiche nel caso di un mercato deregolamentato dell’energia.
Per effetto della liberalizzazione e della ristrutturazione di importanti infrastrutture appare evidente quanto sia opportuno in questo momento riprogettare il sistema elettrico di trasmissione ed incentivarne lo sviluppo, introducendo nuove tecnologie che permettano di realizzare una rete di trasmissione più attiva e flessibile con minore impatto sul mercato.
In Italia, in questi mesi, l’infrastruttura elettrica ha dovuto fronteggiare situazioni nuove che sono alla base di alcune difficoltà (diversi sono i motivi che hanno portato a sollevare un giusto livello di attenzione nei confronti delle problematiche concernenti la sicurezza del sistema energetico nazionale).
Uno dei principali motivi di preoccupazione è dato da un incremento della domanda di energia non accompagnata da un’adeguata crescita della generazione.
Un ulteriore elemento di preoccupazione è costituito dal passaggio del mercato da verticalmente integrato ad un mercato competitivo in cui l'acquirente può acquistare energia dal produttore che ritiene più conveniente indipendentemente dalla sua allocazione sul territorio.
Quindi, grazie alle interconnessioni delle reti, si realizzano transazioni d’energia fra aree (regioni, nazioni…), tra di loro contigue e non, che non possono più considerarsi indipendenti fra loro; un guasto, un non corretto funzionamento o gestione in un'area può ripercuotersi su regioni remote.
A livello europeo esiste la necessità di uno stretto coordinamento tra aree di controllo. Diventa indispensabile, nella corretta gestione di un moderno sistema elettrico, la conoscenza statica e dinamica dell’operatore dell’area che egli controlla ma anche di quella più remota ma collegata.
E’ da considerare la possibilità di disporre di sistemi di controllo tali da permettere un uso più flessibile della rete elettrica di trasmissione trasformandola in un componente “attivo” nelle mani di chi la gestisce e, nel contempo, realizzare una nuova risorsa di controllo tale da poter essere utilizzata al fine di garantire l’invulnerabilità del sistema elettrico.
Ad ogni modo, dall’esperienza fatta da altri Paesi che hanno sperimentato una crescente disattenzione verso le problematiche delle reti di trasmissione (con effetti conseguenti che sono agli onori della cronaca di questi ultimi tempi) è importante richiamare l’attenzione del pubblico sulla rete, questa importante infrastruttura che è alla base del libero commercio dell’energia elettrica da cui tutti gli attori possono trarre vantaggio.

I dati ed il coordinamento , un’ aiuto fondamentale

Con la liberalizzazione del mercato esiste di fatto una barriera artificiale in termini di scambio di informazione tra generazione e trasmissione. In questo “ambiente”, il coordinamento tra queste due funzioni del sistema elettrico è indiretto ed è basato su segnali di mercato.
La tecnologia oggi offre la possibilità di coordinamento diretto, su scala continentale, mettendo in relazione anche aree geografiche remote. Le tecnologie informatiche e di comunicazione possono svolgere un ruolo chiave nella fattibilità di tale coordinamento.
Un problema è la prassi per cui i dati disponibili in tempo-reale sono considerati dalle imprese come dati proprietari (oggi solo un piccolo gruppo di addetti ai lavori ha accesso a tali dati di esercizio). Sebbene i motivi di tale comportamento sono chiari, è anche evidente, ad esempio dalla crisi della California degli anni scorsi o i black-out più recenti, come il collasso di un sistema elettrico coinvolge sicuramente l’interesse collettivo.
Inoltre, la natura della rete di trasmissione, come sistema di utilità generale, e l’osservazione che problemi originati in una certa area possono rapidamente propagarsi verso aree remote e sull’intero sistema continentale, rende questa particolare infrastruttura unica nel suo genere.
Una possibile soluzione, a questa tipologia di problemi, potrebbe essere la visualizzazione di dati di esercizio quasi in tempo reale da parte di tutti gli attori del mercato.
In linea di principio, l’accesso ai dati di trasmissione da parte delle unità produttive non è proibito purché esso sia non discriminatorio. Rendere pubblici tali dati potrebbe stimolare lo spirito imprenditoriale dell’industria energetica. Come risultato ci si potrebbe attendere che un gruppo ristretto di attori interessato a tali dati possa rapidamente estendersi a traders, produttori, investitori, regolatori, consulenti e cosi via dicendo.
Ad oggi imprese di produzione fanno investimenti di centinaia di milioni di Euro basandosi su una quantità di dati molto limitata circa l’esercizio della rete. Questa condizione può portare a scelte strategiche errate. Lo stesso discorso può riproporsi a maggior ragione per chi deve affrontare investimenti sulle cosiddette Merchant lines (cioè linee di interconnessione con l’estero per incrementare i flussi di energia da un’area all’altra evitando le congestioni), da costruirsi con capitale privato.
Una maggiore disponibilità di dati permetterebbe la nascita di nuovi prodotti informatici sviluppati da terzi al fine di rispondere alle esigenze dell’industria elettrica. La disponibilità di dati consentirebbe, agli organi di controllo o agli attori del mercato, di avere una migliore conoscenza delle scelte effettuate nella gestione del sistema e, conseguentemente, avere la possibilità di esprimere giudizi indipendenti e dirimere contenziosi.
Questa esigenza è in contrasto oggi con la necessità di non divulgare eccessivamente notizie appetibili per una eventuale attività terroristica di tipo sia fisico che cyber. Un esempio di restrizione all’accesso dei dati è fornito dal FERC (Federal Energy Regulatory Commission, l’Autorità di regolazione del mercato energetico degli Stati Uniti) che l’11 ottobre 2001 (un mese dopo l’attacco alle Twin Towers) con una sua delibera impediva l’accesso ad una quantità importante di dati.
La diffusione pubblica di dati sulla infrastruttura elettrica è possibile senza mettere a repentaglio la sicurezza del sistema. Il problema da risolvere consiste nel capire quali dati diffondere, per quale scopo e con quali regole.
Le tecnologie per realizzare questo obiettivo sono tutte del settore delle Information Communication technology (ICT) e comprendono: la comunicazione digitale, high-performance computing, matematica computazionale, data management and data mining, collaboration networks, information security, operations analysis.
L’efficacia di alcune di queste tecnologie sono state analizzate all’interno di alcun progetti dell’EPRI e del progetto WAMS del Department Of Energy americano (DOE).

Gestire le incertezze con i nuovi mercati competitivi

Quando si opera in un mercato competitivo le incertezze nella gestione del sistema crescono per diversi motivi.
Si consideri ad esempio il fatto che i “profili di generazione” (cioè la quantità di energia da produrre) in fase di pianificazione non sono noti se non attraverso modelli di simulazione del mercato (o dei mercati nel caso di transazioni transfrontaliere). Oppure, il numero delle contingenze da considerare nelle analisi, già oggi enorme, diventa ancora maggiore considerando che le transazioni avvengono, in generale, su distanze maggiori rispetto al passato.
Una piena utilizzazione del sistema di trasmissione implica che esso sia utilizzato fino ai suoi limiti ultimi per un esercizio sicuro.
Nella letteratura internazionale sono riportati molti casi che rivelano come i sistemi elettrici siano stati utilizzati oltre i propri limiti di sicurezza.
In maniera meno drammatica, ma di pari o superiore importanza, sono riportati casi in cui la capacità di trasporto della rete risulta sotto utilizzata a causa di una non perfetta conoscenza dei limiti di sicurezza reali del sistema. Purtroppo, uno scarso utilizzo nel sistema si riflette in un maggior costo dell’energia elettrica agli utenti finali (i limiti di funzionamento in condizioni di sicurezza sono definiti sulla base di una molteplicità di fattori che risultano, in generale, molto difficili da prevedere, modellare e misurare in maniera diretta).
Diverse quindi possono essere le “cause di incertezza”, vediamo alcuni esempi:
• Una possibilità di errore può derivare da una non perfetta conoscenza del sistema, specialmente nel caso in cui si considerano aree di controllo, che nel caso europeo, fanno riferimento a sistemi elettrici per lo più nazionali. Risulta importante, quindi, un’attività di coordinamento su larga scala dei vari sistemi e della disponibilità di una maggiore quantità di dati con una frequenza maggiore rispetto a quanto è avvenuto ultimamente.
Un aspetto importante a questo riguardo è la non perfetta coincidenza dei percorsi contrattuali (contract path) tra aree di controllo e i percorsi fisici che si distribuiscono sulla intera rete. Considerando che transazioni economiche tra due aree possono interessare l’intera rete e che il numero di transazioni si incrementa ogni giorno, come conseguenza di una sempre maggiore apertura del mercato elettrico, è facile capire quali incertezze possono essere introdotte in una gestione per aree di controllo in assenza di un forte coordinamento.
• Un ulteriore causa di incertezza è dato dal fatto che le condizioni di funzionamento assunte in fase di pianificazione possono differire significativamente dalle condizioni realizzatesi in real-time. In questo caso, alcune attività del mercato devono essere contratte (congestion management) altrimenti il sistema può incorrere in condizioni di funzionamento che possono causare fuori-servizi a cascata su tutta la rete.
• Un altro elemento da considerare è che i limiti di trasporto della rete di trasmissione (NTC - Net Transfer Capacity) sono fortemente dipendenti dalle condizioni ambientali (temperatura dei conduttori delle linee, etc….). La nuova tecnologia può consentire di monitorare in maniera continua le condizioni di funzionamento delle linee.
• Un’altra fonte di incertezza nella valutazione dei limiti operativi sta nella rappresentazione del sistema che viene adottata per i calcoli. Molte analisi post-mortem di sistemi elettrici a fronte di grandi perturbazioni hanno mostrato come molti casi di black-out fossero dovuti a margini di sicurezza affetti da errore e a carenze di modello o all’uso di dati non aggiornati. In questo ambito, lo sviluppo di modelli dinamici sofisticati del sistema elettrico sono stati l’oggetto di una lunga attività di ricerca che ha portato negli anni ’90 allo sviluppo dei primi strumenti di Dynamic Security Assessment (DSA);
• Un ultimo elemento di imprecisione nella valutazione di limiti è costituito dalla non perfetta conoscenza relativa alla quantità di energia offerta disponibile, infatti l’incertezza è maggiore quanto più il mercato è liberalizzato e competitivo. E’ necessario, quindi, sviluppare nuovi modelli computerizzati che permettano di rappresentare la interrelazione esistente tra mercato e sicurezza del sistema.
Fornire energia elettrica in maniera affidabile ed economica quindi è una sfida che si deve confrontare con il problema della gestione delle incertezze; sembra inevitabile ridurre le incertezze tramite migliori sistemi di misura e l’uso di maggiori risorse ICT.
In ogni caso, comunque, le incertezze residue devono essere trattate individuando opportuni sistemi di supporto alle decisioni (DSS - Decision Support Systems).

Una rete più flessibile e intelligente

L’attuale rete di trasmissione in corrente alternata è un sistema sostanzialmente passivo in cui il passaggio di energia è vincolato da leggi fisiche (Leggi di Kirchhoff) che limitano fortemente la capacità di controllo e regolazione.
La rivoluzione nella gestione dei sistemi elettrici dovuta alla liberalizzazione del mercato richiede un ripensamento dei sistemi di controllo e della rete di trasmissione che costituisce il supporto principale per l’attività commerciale.
Una riflessione particolare merita il concetto di flessibilità. Ad oggi è possibile, grazie alle nuove tecnologie, adattare la rete alle condizioni di funzionamento richieste dal mercato e dai vincoli di sicurezza. Ciò consentirebbe di operare il controllo in tempo reale della rete senza che anomalie e distorsioni siano introdotte nel mercato, rendendo più precisa la sovrapposizione di flussi fisici e finanziari.
Sistemi flessibili garantiscono, quindi, oltre ad una maggiore sicurezza ed affidabilità del sistema di trasmissione in condizione di regime perturbato, anche il pieno sfruttamento dell’infrastruttura a fini commerciali.
Alcuni esempi moderni possono essere portati per garantire una maggiore flessibilità al sistema:
• Molteplici categorie di dispositivi elettrici possono rendere flessibile una rete di trasmissione. Nel corso degli ultimi 10-12 anni, ampi dibattimenti in sede internazionale hanno riconosciuto il possibile ruolo dei dispositivi FACTS - Flexible AC Transmission System nello sviluppo di reti di trasmissione flessibili;
• Una maggiore capacità di controllo alla rete può essere anche garantita tramite la trasmissione dell’energia elettrica con linee in corrente continua in alta tensione (High Voltage Direct Current – HVDC). Queste linee, poiché dispongono di capacità di controllo, sono, al contrario delle linee in corrente alternata, attraversate solo da flussi di potenza attiva pari ai valori programmati. Questa particolare caratteristica rende questi componenti immuni da deviazioni non intenzionali dei flussi di potenza (loop flow) e per questo risultano particolarmente appetibili (sia per le Merchant Lines che per il controllo della sicurezza dei sistemi di trasmissione su interfacce caratterizzate da intensi loop flow).
• Carichi controllabili e generazione distribuita permettono di distribuire sul sistema elettrico una capacità di controllo in maniera diffusa che, con opportune garanzie sui tempi di risposta e sulla tecnologia adottata, può essere utilizzata a fini di controllo o per il ripristino della integrità della rete a seguito di black-out.
• Il Wide Area Measurement and Control (WAMC) costituisce uno stadio particolarmente avanzato verso l’obiettivo del controllo globale del sistema elettrico. Allo stato attuale sono disponibili sistemi di misura e di comunicazione ad alta velocità su scala continentale (ad esempio la tecnologia satellitare e GPRS). Esse rappresentano metodologie di controllo caratterizzate da prestazioni compatibili con il controllo in tempo reale della infrastruttura elettrica.
L’uso integrato di WAMC, FACTS, generazione distribuita, controllo diretto e indiretto del carico, sistemi di accumulo di energia, anche tramite l’interazione con il sistema di distribuzione del gas che può fornire la possibilità di accumulare virtualmente energia elettrica, costituiscono gli elementi essenziali verso la realizzazione di quello che è stato denominato IES: Intelligent Energy System.
L’esperienza americana del sistema WSCC (Western System Coordination Council), utilizzato in occasione del black-out del 1996, ha mostrato come in alcuni casi sia poco pratico prevenire tali eventi disastrosi ma che può risultare utile pensare a presidi in grado di minimizzarne le conseguenze. Si è parlato in quell’occasione di sistemi in grado di autoripararsi (self-healing).
L’idea di rimuovere una parte del sistema elettrico per salvarne il resto è invece tipico della cultura dei sistemi elettrici che da sempre hanno utilizzato i relay di protezione o la partizione della rete di trasmissione (islanding) come una delle ultime linee di difesa in grado di ridurre gli effetti dei disturbi più pericolosi.
Dopo il black-out del 1996, la novità in questo campo è data dalla introduzione del Dynamic Islanding che consiste, in estrema sintesi, in un sistema di controllo in emergenza che separa il sistema elettrico in isole predefinite o isole definite, sulla base di una stima delle condizioni di rete avvertite localmente durante il disservizio, ed in grado di ridurre al minimo la disalimentazione dei carichi ed il ripristino della alimentazione dei carichi eventualmente distaccati.


Piu’ energia e infrastrutture. Ma lo spazio?

Oggi accade spesso che la realizzazione di nuove infrastrutture elettriche, necessarie al completo sviluppo del mercato e alla realizzazione di una idonea ridondanza del sistema che garantisca l’affidabilità richiesta, è ostacolato dalla carenza di spazio fisico, da problemi di compatibilità ambientale, da difficoltà ad individuare nuove servitù (spazi fisici) e da processi amministrativi complessi.
Alcune indicazioni possono risultare di estrema utilità:
• è possibile sostituire i conduttori sulle linee di trasmissione utilizzando nuovi materiali per trasportare più corrente agli stessi livelli di tensione o di esercire linee a livelli più elevati di tensione;
• si può incrementare la capacità di trasmissione calcolando più frequentemente i limiti reali di trasporto delle linee, in relazione alle effettive condizioni ambientali in cui esse operano;
• i cavi interrati pongono minori problemi dal punto di vista delle questioni ambientali e della accettabilità da parte della pubblica opinione, da una parte essi garantiscono un maggiore affidabilità, poiché meno soggetti alle condizioni atmosferiche avverse, dall’altra comportano costi superiori di almeno un ordine di grandezza rispetto alle linee aeree;
• l’uso di apparecchiature e cavi superconduttori permettono un incremento di capacità di trasporto a parità di dimensioni e peso iniziale (problemi alla pratica applicazione di tale tecnologia sono costituiti dai costi di investimento iniziali molto elevati e dalla particolarità delle procedure necessarie per le riparazioni e la manutenzione);
• una interessante alternativa per risolvere parzialmente il problema degli attraversamenti urbani e della carenza di spazio da utilizzare per i percorsi delle linee di trasmissione è costituito da un maggior uso di cavi sottomarini (una iniziativa interessante a New York, nota come progetto Neptune, riguarda il collegamento di Brooklyn a Long Island tramite due linee sottomarine HVDC da 600 MW esercite a 345kV all’interno di una area fortemente urbanizzata); l’Italia essendo una penisola ed avendo la maggior parte delle città distribuite sulla costa potrebbe trarre vantaggio da questa tecnologia.


Sicurezza e terrorismo

L’obiettivo principale di un sistema di controllo orientato alla protezione di infrastrutture critiche è quello di garantire un idoneo grado di invulnerabilità e di sopravvivenza nel caso di eventi catastrofici.
Un evento viene solitamente classificato come “catastrofico” a seconda del numero di persone coinvolte e del tempo durante il quale queste vengono escluse dal servizio.
Guasti catastrofici della rete non sono né nuovi né sono completamente evitabili e si sono verificati a volte per cause naturali ed a causati dall’uomo.
Le esigenze di sicurezza non devono però sacrificare le possibilità di crescita economica legate al libero commercio (trading) dell’energia.
Tale osservazione implica la necessità di realizzare un sistema di trasmissione più “flessibile”, tale cioè da potersi adattare alle condizioni di funzionamento dell’infrastruttura e garantire maggiore affidabilità e sicurezza nei momenti in cui l’invulnerabilità è messa a repentaglio da minacce di natura diversa.
Possiamo ragionare poi su un aspetto, piuttosto rilevante: a causa degli eventi del 11 settembre 2001 è cresciuta la coscienza circa la possibilità che un attacco terroristico possa essere avere come obiettivo l’infrastruttura elettrica. Si pensi che moltissimi americani hanno creduto alla tesi dell’attacco terroristico quando c’è stato il black-out a New York.
Un sistema elettrico si estende spesso per migliaia di chilometri e questo lo rende difficilmente controllabile in tutta la sua estensione. Fortunatamente però, esso è progettato per continuare a funzionare anche in presenza di distruzione di singole parti.
L’interrogativo fondamentale in questo contesto riguarda la possibilità che una serie di attacchi terroristici mirati e coordinati su più punti del sistema possano o meno metterne in crisi la sopravvivenza.
In generale, la risposta che sembra derivare da diversi studi, alcuni dei quali ancora in corso, è purtroppo positiva anche se i tempi di ripristino dell’integrità del sistema elettrico di trasmissione dovrebbero essere comunque limitati.
Una ulteriore preoccupazione è costituita dagli attacchi informatici. Allo stato attuale, data la connotazione locale dei sistemi di controllo e l’uso di reti proprietarie, sarebbe logico concludere che tale rischio è limitato.
E’ opportuno considerare però che il sistema elettrico del futuro sempre più dipenderà probabilmente da reti pubbliche, o comunque indipendenti dagli interessi degli operatori del mercato, in un’ottica di pubblica utilità. Per questi motivi è ragionevole attendersi che il sistema elettrico sia più vulnerabile dal punto di vista della sicurezza informatica.
La ricerca è orientata sia allo studio di nuove metodologie per la realizzazione di piani di difesa nel caso di attacchi fisici e, per quanto riguarda la cyber security, allo sviluppo di linee guida, politiche e standard per la selezione e l’implementazione di misure di sicurezza a basso costo.

* Il presente articolo riprende, in gran parte, un analogo lavoro pubblicato con titolo simile in BLACK-OUT, energia fra mercato e interesse pubblico (a cura di Fabio Tambone, Palomar editore, Bari)

(1) Professore ordinario di sistemi elettrici per l’energia presso il Politecnico di Bari. Senior member dell’Institute of Electrical & Electronics Engineers (IEEE) e presidente della sezione pugliese dell’Associazione Elettrotecnica ed Elettronica Italiana (AEI)
(2) Affari Internazionali e Relazioni Esterne, Autorità per l'energia elettrica e il gas.