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“Dopo il blackout la rete elettrica ha fatto grandi passi in avanti”

Con Alessandro Ortis, che nel 2003 era Direttore Generale per l’Energia e le Risorse Minerarie al Ministero delle Attività Produttive, parliamo dei progressi delle infrastrutture elettriche in Italia.

 

Il 28 settembre del 2003 si è verificato un blackout generale nel nostro Paese, causato da un problema sorto in Svizzera. A seguito di quell’evento, la questione della sicurezza e del monitoraggio della rete elettrica italiana si è imposta all’attenzione di tutti e ha dato il via a un profondo processo di rinnovamento della rete e dei regolamenti tecnici che ne garantiscono l’efficienza. Proprio questi temi verranno trattati nel corso del convegno “Reti elettriche, storage elettrico, efficienza energetica e sicurezza delle reti”, organizzato da Smart Energy Expo, a Roma, presso il Ministero dello Sviluppo economico. Alla conferenza parteciperà anche Alessandro Ortis, Co-Presidente del Panel on Economic, Social, Sustainable Develpoment dell’Assemblea Parlamentare del Mediterraneo e Presidente Onorario di MEDREG. (l’Associazione dei Regolatori per l’energia elettrica e il gas del Mediterraneo). È, inoltre,membro del Comitato Scientifico di Smart Energy Expo e Verona Efficiency Summit. Nel 2003 Ortis ricopriva l’incarico Direttore Generale per l’Energia e le Risorse Minerarie al Ministero delle Attività Produttive e nel dicembre dello stesso anno venne nominato Presidente dell’Autorità per l'energia elettrica e il gas. Con lui abbiamo ripercorso i momenti del blackout e abbiamo approfondito l’evoluzione della rete elettrica nazionale negli ultimi 10 anni.

 

Ingegner Ortis, cosa stava facendo quando avvenne il blackout?

“Erano le 3:30 di domenica, quando venni svegliato all’improvviso da una telefonata drammatica del Centro di controllo della rete elettrica nazionale. Poi subito di corsa al mio ufficio del Ministero, una rapida ispezione al GRTN per un esame più completo della situazione (della causa originata in Svizzera e della propagazione del blackout all’Italia) e via quindi al salone per la gestione emergenze della Protezione civile per immergermi in un’alba e in una domenica durissime. Bisognava soccorrere i nostri concittadini e far alimentare via via case, ospedali, aziende, ferrovie e quant’altro costituisce un intero sistema paese”.

 

Dopo quanto tempo si è reso conto della reale entità dell’evento?

“Subito, il primo rapporto del Centro di controllo del sistema elettrico mi mise di fronte alla grave dimensione del problema: tranne la Sardegna, tutta l’Italia era al buio”.

 

Come ha vissuto quei momenti?

“In pochi secondi un rapido passaggio da incredulità ad angoscia, fino alla scossa adrenalinica di reazione per affrontare immediatamente l’emergenza e organizzare tutte le azioni necessarie al superamento della grave situazione; così dalle 4:00 della domenica, rialimentando via via tutto il Paese, fino alla riattivazione dell’ultimo collegamento, alle 22:00 della stessa giornata, in Sicilia”.

 

Era prevedibile un evento di quella portata?

“In astratto sì, e certamente l’ingegneria dei sistemi elettrici aveva lavorato molto sulle misure automatiche di monitoraggio e sicurezza; ma forse gli sforzi e le misure degli operatori si erano sempre concentrate sulla vulnerabilità del sistema in situazioni di picco di domanda invece che di minimo carico. Qualcuno disse che se la stessa sequenza di eventi in Svizzera, che hanno innescato il blackout, si fosse verificata di giorno con il carico al picco, il sistema avrebbe reagito secondo i meccanismi automatici e l’utenza non avrebbe subito alcuna interruzione. Invece i problemi sono arrivati di notte, tra un sabato e una domenica di settembre, cioè al minimo carico: in quel caso, l’import da solo valeva un quarto della potenza e la risposta degli alleggeritori non fu sufficiente”.

 

Lei ha fatto parte della Commissione d’indagine sul blackout. Quali sono le criticità emerse del sistema elettrico italiano?

“Eventi come questi sono un’occasione per un riesame complessivo. Non c’è mai una sola causa. La ‘carenza di visibilità’ dello stato dei sistemi esteri interconnessi oltre il confine da parte del gestore di rete nazionale, lo scarso ‘sense of urgency’ denunciato dal rapporto UCTE tra il primo guasto in Svizzera (che aveva portato il sistema fuori dalla sicurezza N-1) e il secondo guasto, ancora in Svizzera; ma anche il problema delle tolleranze effettive di perturbazioni di frequenza da parte delle centrali di produzione in Italia, o – per quanto riguarda la riaccensione – la scarsa esperienza applicativa del Piano di riaccensione e i problemi dei sistemi di telecomando in situazione di blackout. Tutte queste, e altre, sono state con-cause che la Commissione ha esaminato. Teniamo conto che eravamo ancora abbastanza all’inizio della liberalizzazione e che in Svizzera non c’era né un regolatore indipendente né un gestore di rete terzo rispetto agli interessi commerciali: anche questo, in qualche modo, ha contribuito al problema. In ogni caso entrambe le indagini che ho promosso e alle quali ho partecipato (quella ministeriale e quella dell’Autorità) hanno evidenziato criticità e gravi responsabilità: per le prime, sono stati adottati provvedimenti correttivi e avanzate proposte di miglioramento; per le seconde, sono stati doverosamente adottati significativi provvedimenti prescrittivi e sanzionatori”.

 

Come è cambiata la rete elettrica italiana dal 2003 a oggi?

“Gli investimenti nelle reti sono molto aumentati. Le interconnessioni con il resto d’Europa sono state potenziate (cito ad esempio la linea San Fiorano – Robbia) e ci sono stati notevoli rafforzamenti interni con eliminazione di congestioni”.

 

Quali soluzioni per il consolidamento della gestione in sicurezza dei sistemi elettrici sono state adottate?

“Gli investimenti sono aumentati non solo in relazione al Piano di sviluppo (con i progetti di cui dicevamo poco fa), ma anche per il Piano di difesa, con importanti novità tra cui, da ultimo, l’avvio di ricorso all’accumulo tramite batterie per regolazione veloce di frequenza nelle isole maggiori, per fronteggiare eventuali transitori da perdita di produzione ‘intermittente’: questi progetti sono stati avviati e sono di sicuro interesse per un nuovo modo di approcciare la difesa del sistema nel quadro dell’evoluzione del sistema verso la ‘decarbonizzazione’, ovvero il ricorso sempre più spinto a fonti di energia a bassa o nulla produzione di CO2”.

 

Molti sostengono che è altamente improbabile che si verifichi oggi un blackout come quello del 2003. Concorda?

“Nulla è a rischio zero. Si può tuttavia dire che la probabilità di blackout si è ridotta di molto. Sono stati fatti sforzi molto importanti, per esempio sono stati installati sistemi di tipo WAMS per conoscere lo stato dei sistemi interconnessi oltre il confine, che non c’erano nel 2003 e che se ci fossero stati avrebbero potuto, se ben utilizzati, evitare o almeno mitigare molto le ripercussioni del problema originato in Svizzera, riducendo l’interruzione a una porzione di rete isolata”.

 

Cosa si dovrebbe fare oggi per rendere la rete ancor più efficiente e sicura?

“Oggi il sistema elettrico è molto diverso da quello del 2003, anche per via della forte penetrazione di fonti rinnovabili. Basti pensare che Terna ha introdotto un piano di riduzione della produzione fotovoltaica da applicarsi nei giorni (tipicamente festivi) di basso carico e alta insolazione. Le sfide si rinnovano sempre e il blackout del 2003 per il tema della difesa del sistema in condizioni di basso carico è stata una lezione. In generale, comunque e sempre, serve il massimo di impegno professionale e di attenzione da parte di tutti gli attori responsabili della sicurezza e del buon funzionamento di sistema; ciò a livello nazionale e continentale”.

 

Dopo il blackout sono state riviste anche le normative tecniche per impedire il ripetersi di un evento del genere. Quali sono stati secondo lei i provvedimenti più importanti?

“Molti, ma voglio citarne uno tra tutti: la delibera numero 250, che l’Autorità approvò nel dicembre 2004 e che fissava le direttive per il nuovo Codice di rete. Ai tempi del blackout infatti non esisteva ancora il Codice di rete, che poi Terna ha sviluppato in contraddittorio con gli utenti del sistema e che l’Autorità ha approvato. Una idea che anni dopo, con il terzo pacchetto sul mercato interno dell’energia, l’Europa ha fatto propria a livello trans-nazionale. Oggi l’Agenzia per la collaborazione dei regolatori dell’energia (ACER, con sede a Lubiana in Slovenia e giurisdizione su tutta l’Unione) è fortemente impegnata nel processo di costruzione dei codici di rete europea. Una cosa davvero impensabile nel 2003”.

 

Dal punto di vista normativo si potrebbero perdere altri provvedimenti per aumentare la sicurezza della rete?

“Occorre iniziare a pensare seriamente al contributo alla sicurezza degli impianti connessi alle reti di distribuzione. Come dicevo, qualcosa si è già fatto sulla spinta dell’enorme (eccessivo) aumento di impianti fotovoltaici connessi in media e bassa tensione; l’Autorità e il CEI hanno fatto un gran lavoro sulle regole tecniche di connessione, che definiscono come deve funzionare l’interfaccia tra gli impianti di produzione e la rete. E ‘i contatori intelligenti’ di seconda generazione potrebbero anche fornire servizi di ‘demand response’ per fronteggiare situazioni critiche in futuro: come dicevo, la sfida della sicurezza non finisce mai, è un ‘neverending journey’ come dicono gli americani (che tra l’altro ebbero un grande blackout proprio nel 2003 come noi, nella regione di New York)”.