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28 Settembre 2003: Blackout in Italia

ANNIVERSARI

di: 
Alessandro Clerici

Il 28 settembre 2003 l’Italia subì un blackout della rete elettrica nazionale. Gli effetti furono non disastrosi perché l’evento si verificò di domenica notte, ma quell’episodio servì a evidenziare i rischi legati alla stabilità e alla sicurezza della rete elettrica. In occasione del ventennale del blackout, l’ingegner Guido Bortoni, presidente della sezione AEIT di Milano e già presidente di Arera, ha organizzato presso il CESI un convegno sulle sicurezze di sistema a cui ha partecipato anche il Ministro Gilberto Pichetto Fratin con un messaggio di indirizzo. L’ingegner Alessandro Clerici ha tenuto la prima relazione sulla situazione del sistema elettrico al 23/09/2003, sul contesto istituzionale, sulla sequenza degli eventi che hanno causato il blackout e sul lungo tempo per la rialimentazione dei carichi in tutta la penisola. Clerici ha ora trasformato i contenuti delle slides in un articolo per l’Astrolabio.

Foto di Copertina: Foto Rai News


Prima di una descrizione dettagliata degli eventi che hanno causato il blackout nazionale di 20 anni orsono e il lungo tempo per ripristinare il servizio elettrico su tutto il territorio italiano, è importante esaminare la situazione del settore elettrico nel 2003 e il contesto istituzionale dell’epoca.

 

1 - Il settore elettrico al 2003

La Figura 1 riporta l‘andamento della totale energia ogni anno immessa in rete dal 1960 con la sua suddivisione tra il saldo dell’energia importata dall’estero, la geotermoelettrica, la nucleare fino al 1987, la termoelettrica, l’idroelettrica e l’eolica e la fotovoltaica che hanno avuto un forte aumento a partire dal 2007 circa.

Figura 1- Energia immessa in rete (elaborazioni di Wikipedia da dati di TERNA)

Si può notare come dal 1987 (incidente nucleare di Chernobyl) al 2003 ci sia stato:

- un grande incremento dei consumi elettrici pari al 64%

- un grande incremento della produzione termoelettrica fino al 2007

- un grande incremento del saldo di importazione di elettricità che raggiunge nel 2003 il record di 51 TWh, dovuto al divario di prezzi tra Italia e paesi limitrofi.

A settembre del 2003, la totale potenza efficiente lorda del sistema Italia era pari ad 81 GW così suddivisa:

- 58 GW termoelettrica (72%)

- 21 GW idroelettrica (26%)

- 0,9 GW eolico (1%)

- 0,7 GW geotermico (1%)

-  praticamente nullo il fotovoltaico.

Per quanto riguarda la rete di trasmissione, a fine 2003, essa comprendeva:

- 66.681 km di terne di linee in corrente alternata: 9.981 km a 380 kV; 11.700 km a 220 kV, 45.000 km a 120-150 kV;

- linea 400 kV in corrente continua di 204 km del collegamento Italia-Grecia;

- linee 200 kV in corrente continua di 860 km del collegamento Italia – Sardegna.

 

2 - Il contesto istituzionale

A partire dal 1992, vi è stato un susseguirsi di eventi istituzionali che hanno completamente cambiato l’assetto del sistema elettrico italiano reduce dalla nazionalizzazione del 1962.

- Nel 1992 si apre il processo di privatizzazione per le numerose public utilities con partecipazioni statali.

- Nel 1995 viene istituita ”l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG)” con il “compito di tutelare gli interessi dei consumatori e di promuovere la concorrenza, l'efficienza e la diffusione di servizi con adeguati livelli di qualità, attraverso l'attività di regolazione e di controllo”.

- Il 16 Marzo del 1999 è promulgato il decreto legislativo, soprannominato decreto Bersani, per la liberalizzazione del mercato dell'energia elettrica in Italia secondo le direttive della Comunità Europea: ”Le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita  di  energia  elettrica  sono  libere  nel  rispetto  degli obblighi  di  servizio  pubblico  contenuti  nelle  disposizioni  del presente decreto. Le attività di trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato ed attribuite in concessione al gestore della rete di trasmissione nazionale di cui all'articolo 3. L’attività di distribuzione dell’energia elettrica è svolta   in regime di concessione rilasciata dal Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato”.

- Nel 1999, il 31 Maggio, nasce TERNA - Trasmissione Elettrica Rete Nazionale in seno all'ENEL, come una società per azioni. L’ex monopolista elettrico inizierà poi la cessione azionaria di TERNA nel 2004 e, per TERNA, nel 2005, l'azionista di maggioranza relativa diventerà la Cassa Depositi e Prestiti.

- Nel 1999, sulla base di una separazione della trasmissione dalla produzione dell’energia elettrica, nasce l’UCTE (Union Coordination Transmission Electricity) dalla precedente UCPT (Union Coordination Production Transmission Electricity); l’UCTE diventerà poi ENTSO-E.

- Sempre nel 1999 nasce il GRTN - Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (che è di proprietà di TERNA) che si occupava della gestione unificata della rete con le attività di trasmissione e di dispacciamento dell'energia elettrica ed era responsabile della sicurezza del sistema elettrico.

- Nel 2005, la gestione della rete di trasmissione è ceduta a Terna S.p.A e iI GRTN cambia il suo nome in GSE (Gestore dei Servizi Elettrici).

Un capitolo a parte merita l’ex monopolista ENEL che, con la nazionalizzazione del 1962, era diventata - con esclusione di municipalizzate ed autoproduttori -”responsabile di tutte le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell'energia elettrica da qualsiasi fonte prodotta" e della sicurezza del sistema elettrico:

- nel 1992 ENEL viene trasformata in società per azioni con azionista unico il ministero del Tesoro,

- nel 1999 ENEL viene quotata in borsa; lo Stato italiano, tramite il Ministero dell'economia e delle finanze rimane  principale azionista con il 23,6%.

- Nel 2001 Enel inizia la procedura di vendita di 19 centrali raggruppate in 3 società (GenCo) per circa 15.000 MW ed in particolare:

- Nel settembre 2001 viene ceduta Elettrogen S.p.A  (8 centrali per circa 5500 MW: Monfalcone, Ostiglia, Fiumesanto, Tavazzano, Trapani e le tre idroelettriche Terni, Cotrone, Catanzaro) ad un consorzio formato dalla società spagnola Endesa, dalla municipalizzata di Brescia ASM e da altri azionisti minori. 

- Nel maggio 2002 viene ceduta Eurogen S.p.A (7 centrali per circa 6000 MW: Chivasso, Piacenza, Sermide, Brindisi, San Filippo del Mela e le idro di Mese ed Udine) a un gruppo di investitori, tra cui Edison ed A2A, che hanno conferito tale capacità produttiva alla società Edipower S.p.A. 

- Nel novembre 2002 viene ceduta Interpower S.p.A per circa 3000 MW di 4 centrali (Napoli, Tor Valdaliga Sud, Vado Ligure e Genova idroelettrico) ad una società formata da Acea, la società belga Electrabel e da altri investitori italiani minori.

 

3 - Il blackout del 28 settembre 2003 secondo il rapporto UCTE

Vale la pena di suddividere la descrizione dell‘evento considerando la situazione alle 3.00 am della domenica 28/09/2003, la sequenza degli eventi dalle 3.00 am alle 3.28 am quando tutta l’Italia è rimasta al buio e il ripristino del servizio.

 

- 3.1 La situazione alle 3.00 am della domenica 28/09/2003 secondo il rapporto UCTE.

- Il totale carico del sistema Italia era di 27,5 GW inclusi 3,5 GW di centrali di pompaggio utilizzando in modalità inversa alcuni gruppi di centrali.

- La potenza delle centrali italiane in funzione era di circa 25 GW dei quali 3,4 da autoproduttori anche sulla media tensione; la produzione totale era di 20,4 GW (18,7 GW da centrali termiche).

– L’Italia era interconnessa al nord del paese alla rete europea tramite 15 terne ad altissima tensione in corrente alternata, 6 a 380 kV e 9 a 220 kV ed 8 terne erano con la Svizzera come dalla Figura 2 da UCTE. Inoltre, era in funzione il collegamento in corrente continua Italia Grecia entrato in servizio nel 2002 con una potenza nominale di 500 MW.

Figura 2, UCTE - Interconnessioni dell’Italia con l’estero il 28/09/03: 6 terne 380 kV (3 con Francia, 2 con Svizzera, 1 con Slovenia) e 9 terne 220 kV (7 con Svizzera, 1 con Austria; 1 con Slovenia) oltre il collegamento DC  400 kV con la Grecia

– il fabbisogno italiano di 27.444 MW era coperto per circa il 25% con l’importazione di 6.651 MW di cui 3.610 MW dalla Svizzera; 2.212 MW dalla Francia;

638 MW dalla Slovenia; 191 MW dall’Austria, oltre ad altri 300 MW in corrente continua dalla Grecia. Occorre notare che, rispetto alle importazioni preventivate, vi era un surplus di 542 MW (+ 15%) dalla Svizzera ed un deficit di 438 MW (-20%) dalla Francia.

– secondo i rapporti GRTN e UCTE il sistema elettrico italiano dotato di dispositivi di alleggerimento dei carichi era in grado di fronteggiare correttamente la perdita di un singolo elemento della sua rete, compreso un qualsiasi collegamento di interconnessione con l’estero, o la perdita dell’unità di produzione di taglia maggiore in servizio (criterio di sicurezza N-1). La riserva di circa 5000 MW era da considerarsi adeguata.

 

3.2 La sequenza degli eventi dalle 3.00 am alle 3.28 am

– Ore 03.01.42: guasto sulla linea a 380 kV Mettlen-Lavorgo in Svizzera, a causa di un probabile contatto e scarica tra una fase della linea e un albero; falliti i tentativi di richiusura, con perdita della linea il carico di importazione si ridistribuì su altre linee, specialmente svizzere, sovraccaricandole.
– Ore 03.10: richiesta telefonica svizzera al centro di controllo del GRTN in Italia di ridurre di 300 MW l’importazione; non fu segnalata la criticità che avrebbe richiesto una maggior riduzione (ad esempio distacco dei pompaggi).

– Ore 03.25.21: a causa di probabile scarica verso terra, disconnessione automatica della linea a 380 kV Sils-Sloazza, in territorio svizzero, per possibile allungamento dei conduttori con riduzione delle distanze al suolo per l’elevata corrente dovuta al sovraccarico.

- Ore 03.25.30: repentina ridistribuzione del carico di importazione, che sovraccaricò tutte le rimanenti linee di interconnessione con l’estero al nord con l’apertura dei loro interruttori.

In Italia inizia il rallentamento dei generatori con calo della frequenza: 

- a 49,7 Hz avviene la separazione in automatico dei generatori di media e piccola taglia connessi alle linee di distribuzione;

- dai 49,8 Hz hanno inizio le auto-esclusioni dei pompaggi;

- ai 48,5 Hz iniziano gli interventi degli alleggeritori di carico presso le cabine primarie AT/MT (Alta Tensione/Media Tensione), che esclusero progressivamente le linee di distribuzione in media tensione meno essenziali;

- come rilevato a posteriori, svariati gruppi di generazione, in particolare termici, si scollegarono dalla rete prima dei 47,5 Hz prescritti;

- la frequenza scese ai fatidici 47,5 Hz determinando la disconnessione dei gruppi rimasti – che avevano comunque reagito aumentando la loro potenza – e alle ore 03.28.00 il collasso divenne totale con esclusione della Sardegna, Capri e Pantelleria.

Il grafico di UCTE in Figura 3 riassume l’andamento della frequenza di rete e l’avvenimento del blackout nell’arco di 2 minuti e 30 secondi dall’isolamento dell’Italia dall’estero.

Figura 3: Da UCTE, l’andamento della frequenza in Italia con, in evidenza, i principali eventi.

 

3.3 Il ripristino del servizio

Sebbene il blackout accadde in una notte di domenica alleviando le conseguenze, i disagi (illuminazione assente, problemi o blocchi nelle telecomunicazioni, processi industriali fermi e così pure ferrovie ed aeroporti, ascensori bloccati, semafori spenti ecc.) furono notevoli ed enfatizzati per alcuni giorni dai giornali - 30.000 persone rimasero bloccate nei mezzi di trasporto - A Roma centinaia di migliaia di persone partecipavano alla prima “notte bianca”.

Il ripristino totale risultò lungo e laborioso partendo dal Nord (idroelettrico ed interconnessioni) con i seguenti orari per le principali aree geografiche:

- al Nord intorno alle 9,

- al Centro alle 16:30 (a Roma a partire dalle ore 11:30 circa),

- al Sud alle 19,

- in Sicilia alle 22.

 

4 - Alcune carenze evidenziatesi nelle fasi di evoluzione del blackout e di ripristino del servizio come da rapporto UCTE

Le principali carenze possono riassumersi come segue: 

- sottovalutazione della gravità della situazione dopo il disservizio della prima linea a 380 kV in Svizzera; da parte italiana non fu possibile avere percezione delle criticità di oltre confine e viceversa;

- da parte del coordinatore svizzero non fu seguita la procedura di richiedere al GRTN lo stacco sostanziale dei pompaggi italiani elencata tra i provvedimenti in caso di perdita della prima linea a 380 kV e non un distacco minimale richiesto di 300 MW;

- tempistiche allungate per il coordinatore svizzero per concordare interventi con gli altri 2 gestori di rete in Svizzera;

- disconnessione anticipata dalla rete a frequenze superiori ai 47,5 Hz di circa 1/3 delle centrali termoelettriche italiane in servizio, disconnessioni che avrebbero dovuto avvenire solo sotto i prescritti 47,5Hz;

- mancata predisposizione, durante il blackout, del previsto assetto per molte “direttrici di riaccensione” nel centro-sud Italia;
- mancata esecuzione per diversi generatori delle procedure dette di “load rejection” per predisporli ad un black starting e riconnessione alla rete per portare un contributo al sistema;
- grande difficoltà ad eseguire il parallelo tra porzioni di rete già rialimentate;
- disfunzione di alcuni mezzi di comunicazione e di telecontrollo degli impianti, anche per esaurimento delle relative alimentazioni di emergenza che non hanno permesso, tra l’altro, adeguate comunicazioni a grossi utenti industriali su tempistiche di possibili rialimentazioni;

 

5 - Commento finale

In definitiva, le cause dirette ed indirette del più serio evento per il sistema elettrico italiano sono state un coacervo di problematiche:

- organizzative e gestionali, in un periodo di dinamico e rapido sviluppo di aspetti istituzionali con la liberazione del mercato elettrico, con una pletora di nuovi attori senza attivazione o controlli all’applicazione di regole definite;

- tecnologiche, per tarature e attivazione di protezioni e controlli condizionate anche da défaillance di sistemi di comunicazione con alimentazioni di riserva di scarsa durata; tra l’altro, il sistema in corrente continua Italia Grecia era impossibilitato a funzionare senza adeguata potenza di corto circuito, lato corrente alternata, alla stazione di conversione italiana.

Vorrei ricordare che l’Associazione Elettrotecnica Italiana (AEI) diventata AEIT (Ass. Italiana di Elettrotecnica Elettronica Automazione Informatica e Telecomunicazioni) nel novembre 2003, sotto la mia presidenza, ha partecipato attivamente coi compianti prof. Paris e ing. Manzoni alla commissione italiana per l’analisi del blackout ed ha organizzato un grande convegno a Roma a seguito dell’evento, con l’esame della situazione pre, durante e post l’evento stesso.

Ritengo interessante terminare con una domanda provocatoria: la sicurezza è ostaggio dei profitti? È quanto si potrebbe evincere dalla seguente frase del rapporto dell’ufficio federale svizzero per l’energia:

 “Le ragioni principali del blackout in Italia sembrano essere state il cortocircuito verso un albero della linea del Lucomagno, il fallimento del tentativo di ricollegare questa linea, una telefonata fra ETRANS e GRTN in cui non si è tenuto adeguatamente conto della criticità della situazione e di possibili instabilità nella rete del GRTN.”

 “Queste sono, però, solo le cause immediate del blackout. La causa di fondo del blackout del 28 settembre 2003 è il conflitto irrisolto fra gli interessi commerciali dei Paesi e delle società interessate e le caratteristiche tecniche dell’attuale sistema elettrico transnazionale. Norme e condizioni del quadro giuridico arrancano dietro la realtà economica”


*Alessandro Clerici è presidente onorario FAST e World Energy Council Italia. Nel 2003, era presidente dell’ l’Associazione Elettrotecnica Italiana (AEI, poi divenuta AEIT).