1 Gestione del sistema elettrico

1 Gestione del sistema elettrico

1.1 Struttura di gestione del sistema elettrico italiano

Un sistema elettrico può assumere varie strutture di gestione; in questi ultimi anni la tendenza è stata quella di passare da una struttura monopolistica a una struttura liberalizzata caratterizzata da una gestione indipendente delle funzioni di produzione, di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica. Ogni sistema liberalizzato è contraddistinto dalla presenza di diverse figure (attori) fra cui si menziona:

• Gestore di rete: gestisce la rete di trasmissione ed è responsabile dell’affidabilità, della sicurezza del sistema e della qualità del servizio. Nel caso in cui sia anche proprietario della rete di trasmissione è denominato TSO altrimenti ISO.

• Gestore del mercato(GME): gestisce il mercato per la programmazione a breve termine della produzione.

Il modello di mercato può essere a borsa obbligatoria o facoltativa (ovvero è presente la possibilità di stipulare contratti bilaterali) e generalmente si articola in:

• Mercato del giorno prima • Mercato di aggiustamento

• Mercato di risoluzione delle congestioni • Mercato di bilanciamento

• Mercato della riserva

Anche il sistema elettrico italiano è liberalizzato: il suo TSO è TERNA ed ha un modello di mercato a borsa facoltativa. In particolare è organizzato in tre diversi mercati che si svolgono in tempi successivi:

• Il mercato del giorno prima (MGP) • Il mercato di aggiustamento (MA)

• Il mercato per il servizio di dispacciamento (MSD)

Nel mercato del giorno prima, che viene gestito dal GME e che si svolge nella mattinata del giorno precedente a quello in cui verranno effettuati gli scambi di energia, vengono presentate le offerte in termini di prezzi e quantità relative a ciascuna ora del giorno successivo.

Nel mercato di aggiustamento, anch’esso gestito dal GME e che si svolge successivamente all’MGP, gli attori possono modificare i programmi definiti nella sessione precedente, presentando nuove offerte di acquisto e di vendita. L’MA è reso necessario dal fatto che gli esiti dell’MGP possono non essere in linea con il funzionamento ottimale delle unità di produzione (UP) ad esempio a causa di avviamenti ripetuti nell’arco della giornata nel caso di UP termiche oppure per il problema della gestione delle UP idrauliche.

Il mercato per i servizi di dispacciamento, gestito invece dal TSO, permette al TSO stesso di assicurare la qualità del servizio e le condizioni di sicurezza del sistema. Tale mercato si articola in due fasi:

• MSD ex-ante: il TSO accetta le offerte per la costituzione del margine di riserva in maniera da garantire sia il bilanciamento tra prelievi e immissioni di energia, sia la sicurezza N-1, sia sufficienti margini di riserva secondaria e terziaria.

• MSD ex-post: avvenuta la contingency, il TSO accetta in tempo reale le offerte di vendita, partendo dall’esito del mercato MSD ex-ante e compatibilmente con i vincoli tecnici.

1.2

Gestione della riserva in tempo reale in contesto di libero mercato

Per un corretto funzionamento del sistema elettrico è necessaria la gestione della riserva in tempo reale ovvero la risoluzione di imprevisti quali la variazione inattesa del carico o guasti improvvisi ai componenti del sistema (trasformatori, gruppi di produzione, linee). L’energia elettrica, infatti, non può essere accumulata in forma diretta e come conseguenza deve essere prodotta nel momento in cui viene richiesta dal carico; se ciò non accade l’equilibrio deve essere ristabilito nel minor tempo possibile in modo che la frequenza non raggiunga valori intollerabili. La regolazione di frequenza si articola in più fasi successive:

• Regolazione primaria: ristabilisce l’equilibrio tra produzione e carico in tempi dell’ordine dei secondi; viene effettuata in maniera automatica dai singoli regolatori di velocità dei gruppi che sono in grado di fornire tale servizio. La quantità di potenza necessaria per la riserva primaria viene richiesta dal gestore di rete e non viene generalmente remunerata.

• Regolazione secondaria: ripristina il valore nominale della frequenza e i flussi di import/export. Viene attuata per mezzo di un singolo dispositivo di regolazione secondaria di sistema, controllato dal TSO. I gruppi di

produzione che partecipano al servizio di regolazione secondaria forniscono la banda di regolazione cioè la quantità di potenza in aumento e in diminuzione; tale potenza viene offerta in vendita nel mercato MSD. IL TSO, seguendo l’ordine di merito economico scaturito dalle offerte, invia, mediante il dispositivo di regolazione di sistema, il segnale di richiesta alle UP selezionate.

• Regolazione terziaria: rotante o ferma, ripristina i margini di regolazione secondaria. A seguito degli ordini di dispacciamento inviati dal TSO, le UP scelte, che quindi hanno presentato offerte per tale servizio nel mercato MSD, variano la loro produzione a salire o a scendere.

Le modalità con le quali il gestore si approvvigiona delle riserve necessarie per la regolazione si differenziano a seconda della logica richiesta. È evidente che in questo modo scaturiscono dei costi che devono essere i più bassi compatibilmente con l’affidabilità del sistema, in quanto ricadono su tutti gli utenti finali.

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1.2.1 Formulazione del problema di dispacciamento della riserva

Il TSO utilizza le offerte presentate dai produttori sul mercato MSD il giorno precedente a quello in cui verranno effettuati gli scambi per assolvere tre dei suoi compiti:

• l’approvvigionamento della riserva,

• il bilanciamento in tempo reale tra immissioni e prelievi • le risoluzioni delle congestioni intrazonali;

Partecipando al suddetto mercato, il TSO accetta a programma le offerte delle UP necessarie alla costituzione di un adeguato margine di riserva (tale scelta prende il nome di esito del mercato MSD ex-ante). Si può facilmente comprendere che, a seguito di molteplici eventi, le offerte accettate in tempo reale ai fini del bilanciamento tra immissioni e prelievi saranno diverse da quelle programmate; si ottiene quindi un secondo e diverso esito del mercato MSD (MSD ex-post). La gestione in tempo reale della riserva, in un ottica di libero mercato, dovrebbe avvenire allontanandosi il meno possibile dal dispacciamento di merito esclusivamente economico. Si ricorda, però, che il TSO ha anche la responsabilità della sicurezza del sistema; di conseguenza, pur avendo l’obiettivo di accettare le offerte su base del merito economico, l’operazione complessiva dovrà essere svolta compatibilmente con la necessità di assicurare il corretto funzionamento del sistema. Poiché nella realtà sia la ripartizione del parco di produzione sia quella del carico non è uniforme su tutto il territorio nazionale (la disponibilità di fonti energetiche economiche potrebbe, per esempio, risultare

lontana dai nodi nei quali si sono verificati gli scostamenti) la semplice applicazione delle regole di mercato potrebbe comportare il superamento dei vincoli tecnici delle linee relativamente alla potenza transitabile. Si capisce, quindi, che il dispacciamento della riserva non è questione legata solo ad aspetti di tipo economico, ma risulta condizionata dalla topologia della rete di trasmissione e dalla condizione stessa del sistema determinata dallo stato in cui si trovano i vari componenti che lo costituiscono. Il problema decisionale così articolato viene risolto con un modello di programmazione lineare (P.L.) per ottenere la soluzione ottima ovvero il miglior compromesso fra il raggiungimento dell’obiettivo economico e la sicurezza del sistema. Il problema P.L., dunque, ha come obiettivo la minimizzazione dell’esborso per il bilanciamento in tempo reale e come vincoli le limitazioni di transito di potenza sulle linee e le limitazioni di tipo tecnico dei gruppi di produzione chiamati a fornire il servizio di regolazione terziaria.

1.2.2 Modello di programmazione lineare

Il modello di programmazione lineare precedentemente descritto è così formulato:

Obiettivo:

Minimizzazione dell’esborso dovuto all’acquisto di riserva terziaria min j j j prezzo _⋅x ₌

∑

x

da dispacciare

prezzoj: prezzo di offerta, presentato sul mercato MSD, del margine

di riserva terziaria dell’UPj

Vincoli:

I margini di riserva delle varie UP dovranno rispettare la condizione per la quale la loro somma risulti uguale al quantitativo di riserva terziaria necessaria per ricostituire il margine di riserva secondaria.

j j

x _{= ∆}P

∑

Devono essere rispettati i limiti tecnici di potenza massima e minima erogabile dall’UP

_ min_{j j j} _ max_j

P _<x ₊P _<P ∀ j ∈ insieme UP

dove:

Pj: potenza erogata dall’UPj

P_maxj: potenza massima erogabile dall’UPj

P_minj: potenza minima erogabile dall’UPj

Devono essere rispettati i limiti tecnici delle linee relativamente al transito di potenza

_ mini ij j i _ maxi j

Flusso _<

∑

dove:

Fij: parametro che tiene conto dell’influenza dell’UPj sulla

linea i in esame, cioè della variazione di potenza che transita sulla linea in conseguenza di una variazione di iniezione di potenza dell’UPj

Flussoi: flusso di potenza transitante sulla lineai

Flusso_maxi: flusso massimo di potenza transitabile sulla lineai