Le reti elettriche di distribuzione, specie nei contesti urbani, svolgono un ruolo cruciale, destinato ad assumere ancor più rilievo in futuro: costituiscono un indispensabile elemento abilitatore, sia per la crescente elettrificazione del carico, sia per la connessione di nuovi impianti da fonte rinnovabile.

Un importante elemento di sfida per le reti di distribuzione è rappresentato però dal cambiamento climatico, in quanto le condizioni meteo avverse negli ultimi anni hanno dimostrato di impattare in modo determinante sul funzionamento delle infrastrutture elettriche, a qualsiasi livello di tensione e pressoché in ogni mese dell’anno. Tra i potenziali fattori di rischio, i periodi di caldo estremo (cosiddette “ondate di calore”) sono destinati ad assumere una rilevanza crescente per le reti di distribuzione delle grandi città.

Un’idea del fenomeno in corso si trae dal grafico della fig. seguente, che mostra le anomalie annuali dell'indice WSDI (Warm Spell Duration Index) in Italia dal 1984 al 2023, rispetto alla media del periodo 1991–2020. Ad esempio, nel 2023 si sono registrati circa 30 giorni in più rispetto alla media 1991–2020 (47 giorni in più nel 2022).

Da un lato, le ondate di calore producono importanti effetti sulla domanda di energia: durante questi periodi, l’uso di condizionatori d’aria e altri dispositivi di raffreddamento aumenta significativamente rispetto ai consumi abituali (fig. seg.). Se la rete è dimensionata correttamente, l’incremento di potenza in genere non comporta problemi. Tuttavia, la diffusione dei condizionatori è cresciuta rapidamente negli ultimi anni; d’altro canto, lo sviluppo rete non sempre è riuscito a stare al passo, anche per frequenti ostacoli legati alle autorizzazioni necessarie per dispiegare gli interventi in campo. Può quindi capitare, soprattutto nei contesti dove il carico è elevato (come appunto quelli urbani), che picchi di prelievo possano portare a sovraccarichi e quindi a interruzioni del servizio.

Relazione fabbisogno medio giornaliero – temperatura

 Fonte: Terna

D’altro canto, vi sono anche effetti del caldo intenso sulle infrastrutture. Infatti, le alte temperature possono causare il surriscaldamento dei componenti della rete, come trasformatori e cavi. Questo è un problema, perché temperature elevate (oltre i limiti di progetto) accelerano il degrado dei materiali isolanti, portando a un aumento dei guasti e quindi a interruzioni del servizio per l’utenza. Ad esempio, in alcuni contesti urbani, le giunzioni dei cavi interrati (cosiddetti “giunti”) si sono rivelate particolarmente soggette agli effetti del caldo.

È quindi necessario agire sulle reti al fine di aumentarne la resilienza: si tratta di una sfida su cui il sistema Italia sta ponendo, ormai da diversi anni, una attenzione specifica, anche per il forte impulso di ARERA.

Le possibili azioni a disposizione delle imprese di distribuzione elettrica (Distribution System Operator, DSO) per incrementare la resilienza di rete vanno in due principali direzioni.

Da un lato, i DSO possono intervenire al fine di ridurre il rischio di accadimento dei guasti, incrementando la capacità dei componenti di resistere alle “sollecitazioni” esterne (picchi di carico; aumento delle temperature). Tali soluzioni implicano il “potenziamento” della rete tramite appositi interventi, ad esempio andando a sostituire i conduttori interessati dai picchi di potenza con altri di sezione maggiorata, oppure applicando nuove tecnologie, quali componenti elettrici meno inclini a guastarsi in condizioni climatiche avverse.

Dall’altro lato, è anche possibile operare nel verso di ridurre l’impatto conseguente ai guasti, facendo sì che un’interruzione elettrica coinvolga il minor numero di utenti possibile per il minimo tempo indispensabile. In questa direzione, si possono ottenere benefici mediante interventi sulla struttura di rete, ad esempio cercando di ridurre il numero di utenti sottesi a ciascuna linea elettrica. In alternativa, il DSO può agire sull’efficacia e rapidità delle azioni di ripristino dell’alimentazione, prevedendo controalimentazioni in caso di guasto e cercando di velocizzare il processo di ripristino tramite strategie avanzate di automazione di rete.

In generale, incrementare la resilienza di rete comporta significativi interventi di sviluppo. Per questo motivo, agli strumenti tradizionali di remunerazione degli investimenti dei DSO, ARERA ha affiancato meccanismi regolatori specifici. L’obiettivo è orientare gli investimenti verso gli interventi che maggiormente possono contribuire al miglioramento della resilienza di rete a fronte di fenomeni meteo estremi, come le ondate di calore (ricorrenti nei contesti urbani), o di altra natura (alluvioni; nevicate).

A tal proposito, dal 2016, la Del. 646/2015/R/eel (TIQE) ha previsto l’obbligo per le imprese distributrici di trasmettere all’Autorità un piano di lavoro contenente le azioni che il DSO intende attuare specificatamente per incrementare la resilienza delle proprie reti. Inoltre, è stato istituito un meccanismo premi-penalità per incentivare gli interventi di sviluppo e potenziamento che vanno in tale direzione.

Più recentemente, tale meccanismo è stato assorbito da quanto previsto dalla Del. 296/2023/R/eel (TIQD), in materia di sviluppo delle reti di distribuzione:  i Piani di Sviluppo dei DSO devono includere in dettaglio gli interventi pianificati per far fronte alle esigenze di sviluppo della rete elettrica. Fattori da considerare nel medio-lungo periodo riguardano la “hosting capacity” della rete (capacità di integrare la generazione distribuita), l’elettrificazione dei consumi finali, ma anche l’incremento della resilienza delle reti, ottenuto tramite interventi di tipo strutturale, oppure con un migliore telecontrollo e/o l’implementazione di smart grid. Gli interventi con un rapporto benefici-costi superiore all’unità possono anche essere soggetti a premialità.

In un orizzonte di medio-breve termine, il potenziamento e lo sviluppo rete rappresentano le principali soluzioni per aumentare la resilienza dell’infrastruttura di distribuzione. In prospettiva, però, altri accorgimenti potrebbero essere utilmente sfruttati dalle imprese di distribuzione per rendere le reti più resilienti, anche con costi e tempistiche potenzialmente inferiori. In questo contesto, è opportuno citare la Delibera 352/2021/R/eel, con la quale ARERA ha istituito in Italia i progetti pilota per i servizi ancillari locali. All’interno di tali progetti, i DSO possono acquisire dagli utenti servizi di flessibilità, finalizzati a migliorare l’esercizio e la continuità del servizio della rete di media e bassa tensione. Fra i servizi di interesse, vi è la possibilità di esercire la rete in “isola”, sfruttando come fonte di alimentazione di emergenza, dietro opportuno compenso, la generazione distribuita (ad esempio, impianti di cogenerazione oppure, in un prossimo futuro, inverter grid-forming).

Un esempio di utenza già abilitata a tale modalità di esercizio è rappresentato dal Campus Leonardo del Politecnico di Milano, che si configura come una microgrid avanzata, capace di integrare tecnologie di generazione, accumulo e gestione intelligente dell’energia. La microgrid include un impianto di trigenerazione da 2 MW e due generatori di riserva da 1,6 MW, con impianti fotovoltaici per 1,3 MW nonché, in prospettiva, sistemi di accumulo elettrochimico. Questi asset consentono al campus di operare in “isola” in caso di blackout. In prospettiva, in accordo con il DSO, l’esercizio in isola potrà essere esteso anche ad utenti limitrofi di Milano, garantendo continuità di esercizio e riducendo i rischi legati alle interruzioni elettriche.