terziaria Le recenti ristrutturazioni in ambito elettrico hanno condotto alla creazione di soggetti separati per la produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica. Questo fatto induce ad una sostanziale revisione delle modalità operative di esercizio del sistema, ed in particolar modo delle fasi della programmazione dell’esercizio. Tali attività si devono infatti interfacciare con un nuovo soggetto, l’operatore di mercato, il quale è preposto alla selezione dei gruppi di generazione in base alle regole del mercato per quanto concerne la produzione del servizio primario di potenza/energia. Al gestore della rete viene demandato il compito di verifica tecnica relativa alla compatibilità degli scambi determinati dal mercato con i requisiti del sistema in termini di qualità e sicurezza. Tali concetti generali si estendono anche ai cosiddetti servizi ancillari, con alcune peculiarità qui di seguito brevemente richiamate. Mentre per il servizio primario è direttamente calcolabile la “quantità” di servizio da procurare per ciascun intervallo di tempo in oggetto, tale da ricoprire il carico previsto e le perdite di trasmissione, questo non è altrettanto valido per alcuni servizi ancillari, tra i quali la riserva rotante. In regime monopolistico la riserva rotante considerata è tutta la capacità di potenza non attualmente impiegata ma disponibile entro un lasso di tempo predefinito a fronte di una contingenza; di questa “riserva naturale” si verifica se globalmente rispetta un valore minimo individuato empiricamente come percentuale del carico servito, tenuto conto della più grande unità in servizio. Questo concetto di “verifica” viene rovesciato in regime di libero mercato dove non può essere applicato il concetto di “riserva naturale”, in quanto una compagnia di produzione può scegliere di non mettere a disposizione la capacità di potenza inutilizzata sui propri gruppi e quindi essa non può essere conteggiata a priori come “riserva” per il sistema. Il quantitativo di riserva da procurare è quindi un dato che va determinato “a priori” indipendentemente dalle unità dispacciate. Questo quantitativo potrà essere oggetto di un mercato per la riserva rotante, effettuato contemporaneamente o sequenzialmente rispetto al mercato del servizio primario. L’obbiettivo della ricerca è quello di quantificare la riserva rotante minima che deve essere presente con un giorno di anticipo di previsione sull’intero sistema opportunamente suddiviso in aree; come criterio di sicurezza per tale valutazione si è scelto di assegnare un livello prefissato x% di probabilità di copertura del fabbisogno previsto da parte del parco di generazione previsto. Il capitolo 1 riprende alcuni modelli di riferimento per le valutazioni successive; le metodologie messe a punto sono descritte nel capitolo 2 ed esemplificate nel capitolo 3, con riferimento ad un modello a 6 aree per il sistema nazionale italiano. In conclusione si focalizzano alcune problematiche che potranno essere maggiormente approfondite in sede di affinamento del modello, relative ad esempio alla modellizzazione delle strategie di offerta adottate dai partecipanti al mercato dell’energia. Link al documento di riferimento: Link A0-041862.