Smart Grids: stato ed evoluzione delle reti intelligenti elettriche

Le smart grids, o reti intelligenti, stanno rivoluzionando il settore energetico con nuove soluzioni che portano la lotta al cambiamento climatico ad un livello successivo.

Le smart grid possono infatti essere considerate la spina dorsale della transizione energetica. Attraverso di esse passa l’energia rinnovabile che alimenta le nostre case, i servizi della città, le aziende, la mobilità individuale e collettiva. Reti sempre più digitali e flessibili, in grado di connettere milioni di clienti, allo stesso tempo produttori e consumatori di energia, e di bilanciare l’intermittenza dell’energia generata direttamente da impianti rinnovabili o accumulata grazie ai sistemi di storage. 

Reti energetiche e crisi climatica

Le reti elettriche, oggi, vanno progressivamente aggiornate anche per gestire gli effetti della crisi climatica: ondate di caldo prolungate e siccità, grandinate estreme e “bombe d’acqua”, maggiore frequenza di anomalie nelle temperature rispetto alle medie storiche, sono alcuni dei fenomeni meteorologici estremi che, con sempre maggiore frequenza, si abbattono sui nostri Paesi e che oltre a causare danni e disagi a cittadini, case, colture e trasporti, mettono in una condizione di stress anche l’infrastruttura di distribuzione. 

Solo in Italia sono stati 378 gli eventi climatici estremi registrati nel 2023 dall’Osservatorio Città Clima di Legambiente. Un dato in significativo aumento, con un +22% rispetto al 2022. Tra le città maggiormente colpite troviamo Roma, Milano, Fiumicino, Palermo e Prato. La conta dei danni supera gli 11 miliardi di euro solo per le due alluvioni in Emilia-Romagna e Toscana. Sono invece 31 le vittime complessive per cause riconducibili a tali eventi meteorologici.

Le linee elettriche aeree, per esempio, possono essere danneggiate dalla caduta di alberi conseguente a un forte vento o a trombe d’aria, ma anche da nevicate e gelate anomale o da grandi incendi. Lo stesso avviene per le reti interrate a seguito di calore estremo o alluvioni, mentre temperature molto alte o molto basse possono provocare picchi nei consumi di energia, aumentando il rischio di guasti nelle reti di distribuzione.

In un recente rapporto, la IEA (Agenzia Internazionale dell’Energia) indica che, per tenere il passo con la diffusione delle energie rinnovabili – e contrastare quindi, attraverso il ricorso a fonti green, il riscaldamento globale , la lunghezza delle reti di trasmissione e distribuzione dovrà raddoppiare rispetto a quella attuale nei prossimi 20 anni, con lo sviluppo di circa 80 milioni di km per l’espansione di linee nuove e l’ammodernamento di quelle esistenti.

Perché questo accada, nei tempi necessari a fronteggiare efficacemente i fenomeni descritti, occorre accelerare questi interventi, evitando la formazione di un collo di bottiglia burocratico e operativo che arrivi a rallentare il ritmo delle nuove connessioni da impianti rinnovabili. Se la produzione di energia che traiamo dal sole, dal vento, dal calore della Terra, aumenta senza che le reti siano pronte a gestire con la giusta flessibilità questo carico, il sistema elettrico rischia di non essere adeguato. Per raggiungere gli obiettivi di raddoppio della lunghezza dell’infrastruttura e della sua innovazione, sempre secondo la IEA, gli investimenti nelle reti dovranno anch’essi raddoppiare, fino a superare i 600 miliardi di dollari entro il 2030, di pari passo con quelli impiegati nella crescita delle energie rinnovabili.

Il piano europeo per le Smart Grids

A fine novembre 2023 la Commissione Europea ha presentato un piano per rendere le reti più forti, più interconnesse, più digitalizzate e anche più resistenti agli attacchi informatici. Bruxelles punta ad attuare rapidamente le nuove azioni per facilitare il raggiungimento degli obiettivi al 2030. Sono sette le sfide individuate dal Piano, che vanno dall’accelerazione dei Progetti di Interesse Comune (che oggi sono 85 e riguardano trasmissione elettrica, storage e smart grid transfrontaliere e possono ridurre di 9 miliardi di euro l’anno i costi della generazione da qui al 2040), allo sviluppo di nuovi programmi, al miglioramento della pianificazione a lungo termine, per promuovere una maggiore elettrificazione e l’utilizzo delle rinnovabili, passando per l’introduzione di incentivi regolatori (in particolare per le smart grid), il miglioramento dell’accesso ai finanziamenti, una maggiore rapidità nella concessione delle autorizzazioni e il rafforzamento della supply chain per le reti. 

Attualmente la UE conta su 93 GW di capacità di trasmissione transfrontaliera (cioè la capacità di scambio di energia elettrica tra Paesi membri della UE attraverso le rispettive reti di trasmissione elettrica, con l’obiettivo di creare un mercato europeo dell’energia più integrato e interconnesso), con altri 23 GW che dovrebbero essere aggiunti entro il 2025 e ulteriori 64 GW che si renderanno necessari entro il 2030, duplicando in pratica l’attuale infrastruttura di trasmissione transfrontaliera.

Per quanto riguarda le reti di distribuzione, oggi il 40% di queste ha almeno 40 anni. Si tratta di reti concepite e costruite con altissimi standard per l’epoca, ma di un’epoca nella quale le rinnovabili erano pochissime, i prosumer inesistenti e gli eventi climatici estremi molto più rari. Una parte sostanziosa dei 584 miliardi di euro di investimenti a livello comunitario servirà quindi a “ricucire” le reti oltre che ad allungarle.

Vantaggi e caratteristiche delle Smart Grids

In questo contesto di significativo sviluppo, le Smart Grids, o reti intelligenti elettriche, rappresentano una tappa cruciale dell’evoluzione delle tradizionali reti elettriche, grazie all’integrazione di tecnologie informatiche e di comunicazione che ne migliorano l’efficienza, l’affidabilità e la sostenibilità. Questo avanzamento permette una gestione più dinamica della produzione e della distribuzione dell’energia elettrica, l’integrazione di fonti rinnovabili, la riduzione delle perdite di energia, l’incremento della resilienza della rete con minimizzazione delle interruzioni e la risposta in tempo reale alla domanda dei consumatori.

Tali reti facilitano l’integrazione di diverse fonti di energia, incluse quelle rinnovabili come il solare e l’eolico, ottimizzando l’uso delle risorse disponibili e riducendo la dipendenza dai combustibili fossili grazie al flusso di informazioni è bidirezionale che consente ai clienti di essere non solo consumatori ma anche produttori di energia (prosumers), ad esempio attraverso l’installazione di pannelli solari o turbine eoliche e inoltre, attraverso l’uso di sensori, contatori intelligenti (smart meters) e altri dispositivi IoT (Internet delle Cose), le Smart Grids monitorano e regolano in tempo reale il flusso di energia, migliorando l’efficienza e prevenendo o mitigando i disservizi. Un ulteriore obiettivo è quello di influenzare attivamente il consumo di energia degli utenti attraverso meccanismi di tariffe dinamiche o incentivi, promuovendo l’uso dell’energia nei momenti di minore domanda per bilanciare l’offerta e la domanda. Grazie alla capacità di monitoraggio e intervento in tempo reale, inoltre è possibile rilevare e risolvere rapidamente problemi sulla rete, come guasti o sovraccarichi, riducendo i tempi di interruzione a favore della qualità del servizio.

Come già sottolineato le Smart Grids sono fondamentali per abilitare la trasmissione efficiente di energia elettrica generata da fondi alternative e di supportare l’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, gestendo in modo efficiente la domanda aggiuntiva di energia e facilitando l’uso dell’energia rinnovabile per la ricarica. Le Smart Grids sono quindi un componente chiave nella transizione verso un sistema energetico più sostenibile e resiliente, capace di affrontare le sfide poste dai cambiamenti climatici e dalla crescente domanda di energia.

Le origini delle Smart Grids

Le origini delle Smart Grids possono essere tracciate indietro alle ultime decadi del XX secolo, con lo sviluppo e l’integrazione di tecnologie di informazione e comunicazione (ICT) nelle infrastrutture elettriche. Tuttavia, l’idea di rendere le reti elettriche più “intelligenti” ha iniziato a guadagnare un significativo interesse agli inizi degli anni 2000, in risposta a diverse esigenze emergenti, tra cui:

• La crescente preoccupazione per la sostenibilità ambientale e la necessità di integrare fonti di energia rinnovabile nel mix energetico;
• La necessità di migliorare l’efficienza energetica e ridurre le perdite di trasmissione;
• La necessità di gestire in modo più flessibile e affidabile la domanda e l’offerta di energia, soprattutto in presenza di carichi sempre più variabili e distribuiti;
• Gli eventi di blackout su larga scala, che hanno evidenziato le vulnerabilità delle infrastrutture elettriche tradizionali e la necessità di miglioramenti nella gestione e nella resilienza della rete.

Uno dei punti di svolta per l’adozione delle Smart Grids è stato il blackout nordamericano del 2003, che ha colpito parti del nord-est degli Stati Uniti e del Canada, lasciando milioni di persone senza elettricità e portando alla luce la necessità critica di modernizzare le infrastrutture di rete esistenti.

Da quel momento, diversi paesi hanno iniziato a investire significativamente nello sviluppo e nell’implementazione delle Smart Grids, con politiche, incentivi e progetti pilota volti a testare e dimostrare i benefici di queste tecnologie avanzate. L’Unione Europea, gli Stati Uniti, il Giappone e la Corea del Sud sono stati tra i primi a promuovere attivamente l’adozione delle Smart Grids attraverso varie iniziative politiche e finanziamenti.

Evoluzioni future delle Smart Grids

Il futuro delle Smart Grid è orientato anche alla gestione intelligente delle ricariche, con particolare riferimento alle auto elettriche, ai sistemi di accumulo che saranno diffusi sia nelle reti domestiche e industriali e sia nelle reti pubbliche di distribuzione. In tali contesti questi sistemi diventano elementi importanti per la flessibilità e resilienza della rete nei casi più critici. Nel caso delle auto elettriche tale gestione prende il nome di “vehicle to grid”, che rappresenta una tecnologia in grado di trasformare le auto elettriche, sempre più presenti sulle nostre strade, da semplici mezzi di trasporto a veri e propri vettori energetici capaci di scambiare energia elettrica con la rete pubblica. In quest’ottica, e una volta a sistema, ciascun proprietario di un veicolo elettrico potrà diventare un piccolo fornitore di energia e contribuire così alla razionalizzazione e all’efficientamento del sistema elettrico. Grazie alle fasi di ricarica dei veicoli, infatti, e in presenza delle infrastrutture necessarie, le batterie delle auto saranno impiegate anche come sistemi di accumulo energetico a servizio della rete.

L’architettura e le funzioni di una Smart Grid

L’architettura di una Smart Grid è complessa e multistrato, progettata per integrare e coordinare diverse tecnologie, sistemi e processi al fine di migliorare l’efficienza, l’affidabilità e la sostenibilità della rete elettrica. Essa combina avanzate tecnologie di informazione e comunicazione (ICT) con l’infrastruttura elettrica esistente, consentendo un controllo e una gestione dinamici delle operazioni di generazione, trasmissione, distribuzione e consumo dell’energia elettrica.

Una Smart Grid può essere suddivisa nelle componenti principali descritte nel seguito.

La Generazione che oggi integra centrali elettriche convenzionali con fonti di energia rinnovabile (solare, eolico, idroelettrico, ecc.) queste ultime caratterizzate da generazione distribuita con piccole fonti di energia dislocate sul territorio, come i pannelli fotovoltaici e le turbine eoliche, vicine ai punti di consumo.

La Rete Intelligente di Trasmissione ad Alta Tensione (AT) costituita da linee che trasportano energia su lunghe distanze dalla generazione ai centri di distribuzione e che utilizzano sensori avanzati per monitorare in tempo reale le condizioni di rete e ottimizzare il flusso di energia. La rete di trasmissione ad Alta Tensione connette i Sistemi di Generazione alle le Cabine Primarie (CP), dove avviene la trasformazione a Media Tensione (MT), e ai Centri Operativi che consentono il monitoraggio e controllo H24 di tutta ra rete elettrica.

La Rete di Telecomunicazioni e Telecontrollo, o anche Smart Grid Telecommunication Network (SGTN), oggi elemento fondamentali e integrato nelle Reti. La SGTN, descritta in modo più approfondito nel seguito, collega tutti i livelli della Smart Grid, che permettendo il flusso bidirezionale di informazioni e dati tra generazione, trasmissione, distribuzione, e consumo. I Centri di Controllo, connessi a tale rete, utilizzano i dati raccolti per monitorare e gestire la rete, prevedere la domanda, e coordinare la risposta ai guasti.

La Rete Intelligente di Distribuzione che utilizza dispositivi automatizzati per la riconfigurazione della rete, il controllo dei carichi e l’integrazione delle fonti di energia distribuita, e a bassa tensione che consente la gestione dell’energia verso gli utenti finali. In questa sezione della rete, generalmente basata su topologia a maglia, le Cabine Secondarie (CS) svolgono la funzione trasformazione in Bassa Tensione (BT), di sezionamento della rete per rapida identificazione dei guasti e protezione degli utilizzatori. Le cabine secondarie comunicano con tutti gli elementi della rete di distribuzione di MT e BT e con il sistema di dispacciamento locale o centrale e oggi si basano su componenti innovativi:

• Le Remote Terminal Unit (RTU), interconnesse alla rete di telecomunicazioni SGTN, per la supervisione e il controllo di tutti gli organi della cabina, per realizzare l’automazione avanzata coordinando e monitorando gli apparati di protezione. Inoltre, effettuerà la diagnostica e la raccolta cronologica di stati e allarmi e il monitoraggio dei parametri dei componenti di rete sottesi;
• Gli Interruttori MT che garantiscono l’apertura della linea in caso di guasto e realizzano la selettività logica lungo linea in genere dotati di due terne di sensori non convenzionali, una lato linea e l’altra lato sbarra, per rilevare l’eventuale condizione di guasto MT e intraprendere le eventuali azioni sulla rete BT;
• I sistemi di Protezione Innovativi che realizzeranno la funzione di selettività logica lungo linea, permetteranno la gestione di più assetti della rete attraverso lo scambio di segnali in protocollo GOOSE IEC 61850 e la selettività logica con l’impianto utente. Tali sistemi sono in grado di implementare le strategie di SFS (Smart Fault Selection) e di SHS (Sef Healing Automation);
• Gli Interruttori BT motorizzati utilizzati per effettuare la richiusura automatica e saranno dotati di un sensore lato linea in modo da evitarne l’eventuale richiusura con presenza tensione a valle; inoltre l’interfaccia utente, nelle cabine con utenti MT, provvede a fornire le misure nel punto di scambio;
• I Concentratori dati dei contatori di energia di BT di nuova generazione (2G): per la raccolta dei dati provenienti dai contatori installati sulla rete di distribuzione BT sottesa e per lo scambio di informazioni in tempo reale al fine di implementare strategie di “demand response”;
• I Router di Comunicazione, in tecnologia radiomobile 4G o 5G e sempre più speso connessi alla rete in fibra ottica, i quali fungono da interfaccia per la gestione di tutti i messaggi e le informazioni da e verso la cabina secondaria e da e verso i router di cabina primaria.

Gli Smart Meters, o Contatori Elettrici Intelligenti, che forniscono dati in tempo reale su consumo e produzione sia agli utenti che agli operatori della rete. Questa è stata la prima funzione digitale introdotta nelle reti elettriche sia per automatizzare la misura, cessando le rilevazioni manuali utilizzate nel passato, e sia per consentire schemi di prezzo differenziati per fascia oraria in modo da contribuire all’ottimizzazione del consumo e quindi all’omogeneizzazione del carico in rete.

I Sistemi di Gestione per le Applicazioni di monitoraggio e controllo, denominato anche Smart Grid Operation Support System (SGOSS), telemisura dei consumi e fatturazione, analisi dei consumi e supporto alle Decisioni, Software avanzati per l’analisi dei dati, il supporto decisionale, e la gestione degli asset e delle prestazioni della rete. L’uso di tecnologie di big data e machine learning per ottimizzare le operazioni, mantenere l’affidabilità e prevedere future esigenze di manutenzione o espansione.

Uno schema estremamente semplificato di una Smart Grid è illustrato nella figura 1.

La Smart Grid Telecommunication Networks (SGTN)

Le Reti Intelligenti Elettriche basano il loro funzionamento su una rete di telecomunicazioni ad alte prestazioni che realizza il “rilegamento” delle Cabine Secondarie e Primarie con una rete in fibra ottica e wireless 5G. A tal fine, oltre al rilegamento delle cabine elettriche alla rete in fibra ottica, è prevista l’installazione di componenti di innovazione tecnologica che, unitamente ad interventi strutturali, contribuiranno al miglioramento della qualità nonché all’evoluzione tecnologica della rete di E-Distribuzione, in linea con le previsioni e gli scenari delineati dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC). Gli obiettivi di decarbonizzazione implicano infatti una crescente decentralizzazione, peraltro già in atto, delle risorse collegate alla rete: oltre alla generazione distribuita, si delinea la diffusione di nuove forme di utilizzo dell’energia elettrica, di sistemi di accumulo, demand response, mobilità elettrica/vehicle to grid, destinati a cambiare in modo radicale il paradigma di gestione e funzionamento del sistema elettrico nel suo complesso.

La struttura di una moderna SGTN è illustrata nella figura 2.

La SGTN connette i Centri Operativi alle cabine primarie e questo collegamento è realizzato con anelli in fibra ottica connessi ad apparati che trasmettono a modulazione di lunghezza d’onda Dense Wavelenght Division Multilexing (DWDM) a loro volta connessi a sistemi di routing necessari a interconnettere tutti i dispositivi intelligenti della Cabina Primaria e ad instradare il traffico da e verso i Centri Operativi e le Cabine Secondarie.

La comunicazione tra le Cabine Primarie e le Cabine Secondarie avviene per le CS di dimensioni rilevanti tramite collegamento in fibra ottica con topologia ad anello o ad albero come nel caso delle Gigabit Passive Optical Networks (GPON). Nella struttura GPON vengono istallati nelle CP i sistemi Optical Line Termination (OLT) dai quali partono i rami GPON in grado di connettere, ciascuno, fino a 64 CS con topologia ad albero con opportune gerarchie di splitter ottici 1:4 e 1:16 tra loro interconnessi.

Tutti gli apparati della SGTN sono di tipo “Carrier Class”, cioè dotati di caratteristiche di performance, feature, scalabilità e robustezza tipiche delle architetture delle reti di telecomunicazione degli Operatori. In sintesi, alcuni requisiti minimi delle componenti di una SGTN sono:

• Assenza di “Single Point of Failure”: Supervisor, alimentazione e ventole devono essere ridondate.
• “Control Plane” e “Data Plane” separati: l’inoltro del traffico, così come le policy di Quality Of Services (QoS) sono completamente gestite a livello di Line Card.
• Sistemi Operativi Modulari: l’upgrade di un modulo e, addirittura, di tutto il sistema operativo, compromette mai la funzionalità complessiva della macchina.
• Supporto di interfacce ad alta velocità 1GE, 10GE, 100GE.
• Supporto dei principali protocolli di Livello 3: BGP, IS-IS, OSPF, Virtual Router Redundancy Protocol (VRRP), IPv6 routing, e BGP Prefix Independent Convergence (PIC).
• Supporto delle seguenti funzionalità MPLS: Label Distribution Protocol (LDP), Resource Reservation Protocol (RSVP), Differentiated Services (DiffServ)-aware traffic engineering, MPLS L3VPN, IPv6 Provider Edge e IPv6 VPN verso Provider Edge, MPLS Traffic Engineering (including TE-FRR).
• Supporto delle seguenti funzionalità di QoS: Class-Based Weighted Fair Queuing (CBWFQ), Weighted Random Early Detection (WRED), Priority Queuing with propagation, Policing, Modular QoS CLI (MQC), 4 livelli di QoS gerarchica (H-QoS).

Supporto delle funzionalità di sicurezza come la protezione del Control Plane, l’autenticazione dei messaggi di routing, le funzioni di Authentication, Authorization, e Accounting (AAA) e TACACS+, le Secure Shell (SSH) Protocol, le Access Control List (ACL) di Livello 2 (per consentire di filtrare i pacchetti in base all’indirizzo MAC), ACL di Livello 3.

L’introduzione di numerosi dispositivi digitali nelle reti elettriche e il conseguente incremento del telecontrollo e dell’automazione, rendono indispensabile la presenza nell’architettura di una Smart Grid di sistemi e funzioni di sicurezza che possano prevenire attacchi alle funzioni digitali con conseguente perdita del controllo della rete o, nei casi più estremi, manomissione della stessa. Dunque tutte le funzioni di firewalling, autenticazione forte, intrusion prevention e crittografia negli scambi di informazione ai vari livelli sono da considerare mandatorie.

Nella SGTN il protocollo utilizzato per le applicazioni automazione e gestione delle protezioni è il GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), uno standard di comunicazione definito nella normativa IEC 61850, che riguarda i sistemi di automazione delle sottostazioni elettriche. Questo protocollo è stato progettato per la trasmissione rapida e affidabile di dati e comandi all’interno delle sottostazioni e tra le apparecchiature di controllo, protezione e monitoraggio. Le caratteristiche principali e i vantaggi del protocollo GOOSE includono:

• Velocità: GOOSE permette la trasmissione di messaggi in tempo reale o quasi reale anche in modalità broadcasting, con tempi di latenza molto bassi (dell’ordine di millisecondi), che è critico per le applicazioni di protezione e controllo delle sottostazioni.
• Affidabilità: Il protocollo è progettato per garantire l’affidabilità della comunicazione anche in condizioni di rete avverse, utilizzando meccanismi di ritrasmissione e conferma.
• Flessibilità: GOOSE supporta la comunicazione multicast, permettendo a un singolo messaggio di essere ricevuto da più dispositivi contemporaneamente, il che facilita la configurazione di sistemi di protezione e controllo distribuiti.
• Interoperabilità: Essendo parte dello standard IEC 61850, GOOSE promuove l’interoperabilità tra apparecchiature di diversi produttori, consentendo una più facile integrazione di sistemi complessi di automazione delle sottostazioni.
• Efficienza: Il protocollo può ridurre significativamente il cablaggio necessario in una sottostazione, poiché consente la comunicazione tra i dispositivi tramite reti Ethernet, sostituendo i tradizionali collegamenti cablati punto-punto.

GOOSE viene utilizzato per una varietà di applicazioni critiche all’interno delle sottostazioni, inclusi sistemi di protezione elettrica, controllo degli interruttori, segnalazioni di allarme, monitoraggio dello stato dell’apparecchiatura, e molto altro. La sua capacità di fornire comunicazioni veloci, affidabili e sicure è fondamentale per il funzionamento efficiente e sicuro delle moderne reti elettriche.

La SGTN connette tutti gli elementi di monitoraggio, controllo e automazione della rete elettrica che rappresenta un’infrastruttura critica date le caratteristiche e gli impatti che deriverebbero da una sua compromissione. Il livello di sicurezza delle Smart Grid, e delle SGTN che le supportano, deve essere massimo con la presenza dei controlli che sono tipici ed inerenti ad una infrastruttura critica. Sono quattro i pilastri fondamentali da indirizzare e che sono direttamente legati alla rete di controllo:

• Access Control
• Network Segmentation e Intrusion Detection
• Network Enforcement
• Encryption

In ogni ambiente di rete e a maggior ragione nelle Smart Grid, l’Access Control riveste una particolare importanza. In questi contesti, infatti, esistono una molteplicità di attori che hanno differenti livelli di privilegio e che a vario titolo accedono in rete di controllo per gestire, configurare, monitorare gli apparati e le applicazioni. A partire da uno scenario di questo tipo, un’infrastruttura di accesso che garantisca l’autenticazione, la postura dei dispositivi che accedono in rete e i privilegi di accesso in base al ruolo è un passo fondamentale per garantire un livello di sicurezza adeguato e per eliminare potenziali minacce alla sicurezza.

Non meno importanza riveste la componente di Network Segmentation della rete, effettuata tramite l’utilizzo di VPN MPLS che segregano i flussi di traffico di Enel all’interno della rete del Provider separandoli da quelli degli altri clienti. La stessa rilevanza ha la segregazione del traffico a livello di data center e a livello di cabine primarie/secondarie tramite l’utilizzo di funzionalità di firewalling che delimitano i vari contesti di utilizzo.

La componente di Intrusion Detection System (IDS) e Intrusion Protection System (IPS) è invece necessaria per poter rilevare eventuali tentativi di intrusione alla rete da parte di malware e per rilevare attacchi di Denial of Service (DoS) che hanno come target apparati/applicazioni della rete di controllo. Le funzionalità di IDS sono quelle di nuova generazione, ovvero in grado di rilevare le anomalie su base contesto e su base contenuto, e deve essere capace di monitorare il comportamento della rete. Per quel che riguarda il contenuto, l’infrastruttura di IDS supporta i protocolli di SCADA, con la possibilità di implementazione ad hoc di signature in grado di generare i relativi alerting. La capacità poi di registrare il comportamento della rete in merito ai protocolli utilizzati, agli utenti e alle applicazioni ed alla correlazione tra questi, rende anche possibile fare una sicurezza basata sul contesto, che permette di de-prioritizzare eventuali alerting che dovessero emergere dal passaggio di traffico malevolo o per effetto di specifiche vulnerabilità, implementando una corretta gestione della sicurezza. Avere la conoscenza del traffico di rete, consente di creare black/white list ed effettuare Network Behaviour Analysis con un innalzamento del livello di sicurezza: tutto quello che non si conosce in rete costituisce infatti una potenziale minaccia.

L’opportuna progettazione e la successiva configurazione degli apparati e dei protocolli della rete di Telecontrollo Smart Grid di Enel dovrà permettere anche l’implementazione di un Network Enforcement, componente anch’essa fondamentale per il livello di sicurezza globale. A titolo esemplificativo e non esaustivo, fanno parte di questa tematica il collegamento agli apparati mediante protocolli cifrati (SSH), utilizzo di community SNMP, password sui protocolli di routing, l’autenticazione degli utenti che accedono agli apparati di rete tramite TACACS+, componente quest’ultima che fa parte dell’implementazione dell’Access Control descritta precedentemente.

Infine l’Encryption del traffico permette da un lato di garantire la riservatezza del dato e, dall’altro, evita situazioni in cui in una comunicazione end-to-end un terzo attore possa sniffare il dato e porsi come man-in-the-middle nella comunicazione di controllo. L’utilizzo del protocollo IPSec tra le cabine primarie/secondarie e gli hub garantisce la protezione del traffico.

A complemento delle quattro tematiche brevemente descritte, sono implementati i controlli e delle misure di sicurezza che vanno dagli applicativi sia HW che SW, all’implementazione della sicurezza sugli end-point utilizzati, fissi o mobili che siano, e per finire a tematiche relative al governo della sicurezza, ovvero implementazione di System and Information Event Management (SIEM), Inventory delle configurazioni degli apparati HW/SW ed attività periodiche di Vulnerability Management & Compliance.

È rilevante il caso di E-Distribuzione che punta alla connessione in fibra ottica, entro il 2025, di circa il 20% delle CS esistenti (che sono in totale oltre 200.000) e del contestuale inserimento dei sistemi digitale per l’automazione della selezione e isolamento delle tratte guaste, la cosiddetta Smart Fault Selection (SFS).

Lo sviluppo della rete di telecomunicazioni a servizio della Smart Grid richiede, contestualmente, lo sviluppo di un sistema di gestione con funzioni di monitoraggio e supervisione degli allarmi, di misura delle performance della rete SGTN, di gestione della configurazione dei sistemi di telecomunicazione, di automazione e misura intelligenti presenti nella rete. La caratteristica di questo sistema, cui ci riferiremo con il termine Smart Grid Operation Support System (SGOSS), è quella di interare le tecniche di supervisione e controllo della rete di telecomunicazioni SGTN con quelle di supervisione e controllo dei dispositivi intelligenti oggi effettuata tramite i sistemi SCADA.

La struttura di un moderno SGOSS

La struttura di un moderno SGOSS è illustrata nella figura 3.

Il sistema di gestione è organizzato su quattro livelli.

Il Network Layer

Il livello di base è quello di rete (Network Layer) dove vi sono gli elementi di rete che costituiscono la Smart Grid Telecommunication Network, essi sono i router, i terminali OLT, i sistemi ottici DWDM, i firewall e i network ccess control ed infine gli apparati più periferici ossia i router o Access Gateway (AGW) che connettono i vari Intelligent Electronic Devices (IED) delle reti intelligenti elettriche.

Il livello della gestione di rete o Network Management

Il livello della gestione di rete o Network Management : il dominio IP, il dominio ottico, il dominio di sicurezza e il dominio di automazione costituito dagli scada interconnessi con gli IED. A questo livello vengono svolte le funzioni di controllo delle funzionalità e degli allarmi dei singoli domini di rete, vengono inviati i comandi che consentono di configurare o svolgere le funzioni caratteristiche della protezione di rete e dell’individuazione delle tratte guaste, le funzioni di configurazione degli instradamenti sui router e sugli apparati ottici ed infine le funzioni di configurazione degli apparati di sicurezza della SGTN.

Il Data Layer

Sopra il livello di network management c’è lo strato dei dati, ossia il Data Layer. In questo livello vengono gestite le basi di dati che consentono le operazioni nella Smart Grids e che sono sostanzialmente di due tipi: il repository degli eventi, memorizzati come essi vengono raccolti dalla rete, e il database delle configurazioni di rete, o anche detto CMDB, che contiene la descrizione di tutti gli elementi della Smart Grid. Il database degli eventi consente una importante serie di elaborazioni di correlazione, di analisi storica e di filtraggio, in maniera da presentare agli operatori soltanto le informazioni più importanti e dunque ridurre la complessità della gestione di rete, esso consente, inoltre, il controllo a ciclo chiuso dove le informazioni raccolte nel monitoraggio, analizzate e correlate tra loro, vengono poi fornite ai Sistemi di Gestione della Configurazione per poter automatizzare il controllo di rete.

Le applicazioni

Nell’ultimo livello del sistema di gestione si trovano le applicazioni che consentono il monitoraggio e controllo della rete, la gestione delle performance e della qualità della rete, la gestione della configurazione di rete e infine la gestione delle politiche di sicurezza da implementare a tutti i livelli della rete.

La Smart Primary Substation (Cabina Primaria)

Alla rete di comunicazione in Cabina Primaria sono connessi i dispositivi che concorrono a svolgere diverse funzioni di processo o accessorie e che pertanto producono differenti flussi di traffico sia internamente alla Cabina Primaria che diretti all’esterno di essa, per mezzo di collegamenti sulla rete geografica, verso le Cabine Secondarie delle linee MT da essa alimentate e verso i Centri Operativi.

Funzioni e componenti

Tra i sistemi fondamentali di cabina primaria vi sono gli apparati TPT2020 che svolgono le operazioni di telecontrollo e supervisione, acquisendo dal campo informazioni relative ai vari elementi d’impianto (organi di manovra, trasformatori, protezioni, servizi ausiliari, ecc.) ed eseguendo telecomandi ricevuti dal sistema SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) centrale. Tali sistemi sono in grado di gestire gli elementi di impianto tramite rete locale (Cabina Primaria) e/o geografica (Cabine Secondarie) utilizzando il protocollo di comunicazione IEC61850, descritto nei paragrafi precedenti. Le funzionalità principali sono:

• Acquisizione dei Telesegnali e Telemisure in arrivo dall’impianto;
• Esecuzione locale di elaborazioni di correlazione tra i vari segnali atte a generare eventi sintetici da inviare al Sistema SCADA Centrale;
• Elaborazione in autonomia delle sequenze di autoazione locali;
• Esecuzione dei Telecomandi, richiesti dal Sistema SCADA Centrale;
• Gestione degli archivi dei dati di esercizio e di registrazione cronologica degli eventi;
• Gestione della funzione di distacco carichi;
• Gestione delle comunicazioni sia verso i Centri Operativi sia verso le Smart Secondary Substation;
• Elaborazione esaustiva di funzioni di diagnostica.

In particolare, i dispositivi a cui è necessario assicurare connettività attraverso la rete di comunicazione SGTN sono:

• Il Remote Terminal Unit (RTU) di Cabina Primaria, ossia il sistema TPT2020;
• Le protezioni di trasformatore (attraverso l’RTU);
• Le protezioni di linea MT (attraverso l’RTU);
• Altri IED che possono concorrere alla realizzazione di applicazioni Smart Grid;
• Banco Manovre di Emergenza (BME);
• I sistemi di Power Quality Control;
• Gli Apparati di misura e la Videosorveglianza.

La Smart Secondary Substation (Cabina Secondaria)

La Cabina Secondaria (o Smart Sub Station) include i dispositivi che concorrono a svolgere diverse funzioni e servizi, che pertanto producono differenti flussi di traffico sia internamente alla cabina che diretti all’esterno di essa, per mezzo dei collegamenti SGTN, verso la Cabina Primaria che la alimenta, le Cabine Secondarie della stessa linea MT a cui essa appartiene e verso i Centri Operativi ed i Data Center.

Funzioni e componenti

Tali dispositivi includono quelli di supporto alle funzioni di monitoraggio e controllo della rete:

• le Remote Terminal Unit (RTU) di Cabina Secondaria, denominate anche Unità Periferiche di telecontrollo e automazione (UP),
• i Rilevatori di Guasti Direzionali e Misure (RGDM), con funzioni di Fault Passage Indicator (FPI), per la misura e l’interfaccia di comunicazione con gli IED posti presso l’impianto del Cliente se presenti,
• le Interfacce di Consegna Cliente (IC): IED che in assenza di RGDM e dei relativi sensori svolge funzioni di interfaccia di comunicazione con i dispositivi di controllo del punto di consegna al Cliente,
• i moduli di interfacciamento verso l’unità di protezione generale (SPG) dell’utente MT e l’unità di interfaccia dell’eventuale impianto di generazione (SPI),
• l’Interfaccia di Regolazione dell’Energia (IRE): IED con funzioni di controllo dei dispositivi elettrici per la regolazione dei flussi di potenza nell’impianto di utente / auto produttore o in impianti di accumulo di energia e rifasamento,
• infine eventuali RTU dei nuovi sistemi di accumulo Energy Storage System (ESS).

Nelle Cabine Secondarie, inoltre, risiedono i sistemi di Telegestione dei contatori elettronici (Advanced Metering Management) i quali sono connessi con gli Smart Meter tramite Power Line Connection (PLC) che inviano i dati di consumo da pare dei clienti. Infine, vi sono i sistemi di Videosorveglianza.

Per poter garantire la connettività a questi elementi e consentirne le comunicazioni la Cabina Secondaria deve essere dotata di un Router equipaggiato con interfacce di rete geografica GigaEthernet elettriche ed ottiche e interfaccie wireless di tipo 4G e in prospettiva 5G.

Remote Terminal Unit

Una RTU (Remote Terminal Unit) nelle Smart Grids è un dispositivo elettronico utilizzato per la raccolta dati e il controllo remoto di attrezzature nelle reti di distribuzione dell’energia elettrica. Funziona come un’interfaccia tra gli elementi fisici della rete, come interruttori o trasformatori, e i sistemi di controllo centralizzati, permettendo la supervisione e il comando delle operazioni della rete da remoto. Le funzioni principali di una RTU includono:

• Raccolta dati operativi dai sensori e dai dispositivi di misura situati nelle sottostazioni o lungo la rete, come tensione, corrente, frequenza, e status di interruttori. Questi dati sono essenziali per il monitoraggio delle condizioni di rete.
• Controllo tramite opportuni comandi ricevuti dal centro di controllo per operare sui dispositivi periferici, ad esempio per aprire o chiudere interruttori, regolare i setpoint dei regolatori di tensione, o attivare sistemi di protezione.
• Comunicazione tra il campo e il sistema di controllo centrale, trasmettendo dati raccolti e ricevendo comandi attraverso varie tecnologie di comunicazione. radio, fibra ottica o anche connessioni via satellite.
• Automazione: Grazie all’integrazione nelle Smart Grids, le RTU supportano l’automazione della rete, facilitando funzioni come la riconfigurazione automatica della rete in caso di guasti, la gestione della domanda, e l’integrazione di fonti di energia rinnovabile.
• Interoperabilità: Nelle Smart Grids, le RTU supportano standard di comunicazione aperti come IEC 61850, migliorando l’interoperabilità tra dispositivi di diversi produttori e semplificando l’integrazione di nuove tecnologie.

Remote Grid Data Monitor

Gli RGDM (Remote Grid Data Monitors) nelle Smart Grids si riferiscono a sistemi o dispositivi avanzati impiegati per il monitoraggio remoto dei dati della rete elettrica. Questi dispositivi sono cruciali per la raccolta, l’analisi e la trasmissione in tempo reale o quasi reale dei dati relativi alle prestazioni della rete elettrica, supportando così una gestione più efficace e reattiva delle Smart Grids. Nonostante “RGDM” non sia un acronimo standard ampiamente riconosciuto nel settore delle Smart Grids, il concetto descritto si allinea strettamente con le funzionalità di dispositivi e sistemi esistenti per il monitoraggio e la gestione delle reti intelligenti. Qui ci si riferisce a funzionalità generali che tali sistemi di monitoraggio remoto potrebbero avere:

• Raccolta Dati: Gli RGDM raccolgono una vasta gamma di dati operativi dalla rete, inclusi ma non limitati a tensione, corrente, frequenza, potenza attiva e reattiva, e qualità dell’energia. Questi dati possono provenire da vari punti della rete, come sottostazioni, linee di trasmissione e distribuzione, e punti di connessione dei consumatori.
• Analisi e Diagnosi: Mediante l’uso di algoritmi avanzati, comprese tecniche di intelligenza artificiale e machine learning, gli RGDM possono analizzare i dati raccolti per identificare tendenze, anomalie e potenziali problemi nella rete, come guasti, sovraccarichi o furti di energia.
• Comunicazione: Questi dispositivi utilizzano tecnologie di comunicazione per trasmettere i dati raccolti al centro di controllo o ad altri sistemi informatici per ulteriori analisi e azioni. La comunicazione può avvenire tramite reti cablate o wireless, inclusi sistemi cellulari, RF (Radio Frequenza), o fibra ottica.
• Supporto alle Decisioni: I dati e le analisi fornite dagli RGDM possono supportare gli operatori delle reti e i sistemi automatizzati nelle decisioni operative, come l’ottimizzazione del flusso di energia, la gestione della domanda, e la risposta ai guasti.
• Integrazione di Fonti Rinnovabili: Gli RGDM possono monitorare e gestire l’integrazione di fonti di energia rinnovabile nella rete, aiutando a bilanciare l’offerta e la domanda di energia in tempo reale e a minimizzare le interruzioni dovute alla variabilità di tali fonti.
• Efficienza e Affidabilità: Contribuiscono all’efficienza operativa della rete migliorando l’affidabilità del servizio elettrico, riducendo i tempi di interruzione e ottimizzando la manutenzione attraverso il monitoraggio continuo delle condizioni degli asset.

In conclusione, mentre il termine specifico “RGDM” potrebbe non essere universalmente riconosciuto, il concetto di dispositivi o sistemi per il monitoraggio remoto dei dati gioca un ruolo essenziale nell’infrastruttura delle Smart Grids, contribuendo significativamente alla loro efficienza, affidabilità e sostenibilità.

La resilienza nelle Smart Grids: tecnologie SFS e SHS

Le Smart Grids incorporano varie tecnologie avanzate per migliorare l’efficienza, l’affidabilità e la resilienza della rete elettrica. Tra queste, la “Smart Fault Selection” e la “Self-Healing Automation” sono due concetti chiave che contribuiscono a gestire e mitigare gli impatti dei guasti sulla rete. Benché interconnesse, queste due tecnologie hanno finalità e meccanismi operativi distinti:

La Smart Fault Selection (SFS), o Selezione Intelligente del Guasto, è un processo tecnologico che identifica e isola in modo selettivo le porzioni di rete interessate da un guasto. Questa tecnologia utilizza sensori avanzati e algoritmi di analisi dati per:

• Rilevare rapidamente un guasto (es. cortocircuiti, interruzioni della linea) nella rete elettrica.
• Localizzare con precisione il segmento o i componenti interessati dal guasto, differenziando tra guasti permanenti e transitori.
• Isolare selettivamente la sezione guasta attraverso il comando di dispositivi di sezionamento (come interruttori automatici o sezionatori) per minimizzare l’impatto sull’intera rete e mantenere il servizio agli utenti non interessati dal guasto.

Questa tecnica è fondamentale per ridurre i tempi di interruzione e limitare l’area interessata da un guasto, migliorando così l’affidabilità complessiva della fornitura elettrica.

Lo Smart Fault Detection nelle Smart Grids è un sistema avanzato di rilevamento e diagnosi dei guasti che sfrutta tecnologie di comunicazione e di elaborazione dati per identificare, localizzare e, in alcuni casi, risolvere automaticamente i guasti nella rete elettrica. Questa tecnologia è fondamentale per migliorare l’affidabilità, l’efficienza e la sicurezza delle Smart Grids, riducendo i tempi di interruzione e ottimizzando la gestione delle risorse energetiche. Gli aspetti chiave dello Smart Fault Detection includono:

• Rilevamento rapido dei guasti: Utilizzando sensori distribuiti lungo la rete e algoritmi intelligenti, il sistema può rilevare rapidamente un guasto, come un cortocircuito o una perdita di isolamento, minimizzando l’impatto sull’infrastruttura e sui consumatori.
• Localizzazione precisa: Una volta rilevato un guasto, il sistema utilizza tecniche avanzate, come l’analisi delle onde viaggianti o i metodi basati sull’impedenza, per localizzare con precisione il punto del guasto nella rete, facilitando un intervento mirato e veloce.
• Diagnosi e isolamento: Lo Smart Fault Detection può fornire una diagnosi preliminare del tipo di guasto e, in combinazione con sistemi automatizzati di switch e di reconfigurazione della rete, isolare la sezione danneggiata, ridirigendo il flusso di energia per mantenere in servizio il maggior numero possibile di utenti.
• Comunicazione in tempo reale: La comunicazione bidirezionale tra i dispositivi di campo e il centro di controllo consente la trasmissione in tempo reale dei dati di guasto, migliorando la capacità di risposta e la gestione degli eventi da parte degli operatori della rete.
• Integrazione con altri sistemi: Lo Smart Fault Detection è spesso integrato con sistemi di gestione della distribuzione (DMS) e altri strumenti di analisi e gestione della rete, come i sistemi di gestione degli asset e i sistemi informativi geografici (GIS), per una gestione olistica e ottimizzata delle infrastrutture.
• Predizione e prevenzione dei guasti: Col tempo, attraverso l’analisi dei dati storici e l’applicazione di tecniche di machine learning e intelligenza artificiale, il sistema può identificare modelli e condizioni che precedono i guasti, permettendo interventi preventivi per evitare guasti futuri.

In sintesi, lo Smart Fault Detection trasforma la gestione dei guasti nelle Smart Grids, passando da un approccio reattivo a uno proattivo e predittivo, migliorando notevolmente l’efficienza operativa e la qualità del servizio per gli utenti finali.

La tecnologia Self-Healing Automation (SHS) , o Automazione per l’Autoguarigione della Rete, rappresenta un insieme di tecnologie e strategie di automazione che permettono alla rete elettrica di riconfigurarsi automaticamente in risposta a guasti o anomalie, con l’obiettivo di ripristinare il servizio elettrico in modo autonomo. Questo processo include:

• Rilevazione e diagnosi automatizzate dei guasti attraverso una rete di sensori e sistemi di comunicazione.
• Riconfigurazione automatica della rete, attraverso l’uso di interruttori telecomandati e dispositivi di controllo, per bypassare la sezione guasta e riallocare le risorse energetiche, ripristinando l’alimentazione nelle aree interessate dal guasto il più rapidamente possibile.
• Ottimizzazione post-guasto per garantire che la nuova configurazione della rete sia efficiente e stabile, considerando la disponibilità di fonti di generazione e le condizioni di carico.

La Smart Fault Selection si concentra sulla rapida identificazione e isolamento delle sezioni di rete guaste per minimizzare l’area affetta da interruzioni. La Self-Healing Automation, invece, mira a ripristinare il servizio elettrico attraverso la riconfigurazione automatica della rete in seguito a un guasto. Mentre la Smart Fault Selection punta a limitare l’impatto dei guasti, la Self-Healing Automation lavora sulla resilienza della rete, cercando di ripristinare l’alimentazione il più velocemente possibile dopo un guasto.

Il Digital Twin della Smart Secondary Substation

Abbiamo visto come nella cabina secondaria vi siano molti componenti di raccolta dati, misura, automazione e controllo. Recentemente, con il progressivo affermarsi delle architetture edge computing, è stato proposto un novo componente che integra gran pare dei devices con moli vantaggi dal punto di vista della compattezza, flessibilità e performances. Questo nuovo devices, il digital twin della cabina secondaria, è il Quantum Edge o Qed. Questo sistema deriva dalla straordinaria esperienza di Enel e viene sviluppato dall’azienda Gridspertise, azienda di Enel e del fondo di private equity CVC.

Le funzioni di base sono quelle dei principali dispositivi che abbiamo descritto e in particolare:

• La misura e il monitoraggio di base della rete di BT: la gestione dei dati di misurazione, la profilazione del carico, la qualità dell’alimentazione, il monitoraggio dello stato e delle prestazioni degli asset, la minimizzazione delle perdite;
• La raccolta dei dati di consumo dagli Smart Meter dei clienti replicando le finzioni del concentratore;
• Il monitoraggio avanzato della rete BT arricchito delle prestazioni degli asset tramite sensori IoT e degli alimentatori a bassa tensione;
• Controllo remoto della rete: comandi remoti per il controllo delle reti MT e BT e delle prestazioni del sistema on the edge, consentendo un aggiornamento costante dell’integrità della topologia e la registrazione di log, eventi e misure;
• Automazione e autoriparazione in tempo reale della rete BT e MT: protezione e controllo, rilevamento automatico dei guasti in tempo reale e ripristino del servizio con le strategie SFS e SHS descritte nei precedenti paragrafi;
• Osservabilità delle risorse energetiche distribuite: monitoraggio in tempo reale della generazione distribuita;
• Gestione distribuita della flessibilità tramite l’analisi in tempo reale dei flussi di potenza e previsione dei picchi per una distribuzione più efficiente dell’energia.

Inoltre, QED è in grado di eseguire funzionalità chiave per una gestione avanzata del DER grazie alle sue capacità di Edge-computing.

Figura 4: Il sistema Quantum Edge Device di Gridspertise

Gli Smart Meter

Gli Smart Meters, o contatori intelligenti, svolgono un ruolo fondamentale nelle infrastrutture delle Smart Grids, offrendo una serie di funzionalità avanzate rispetto ai tradizionali contatori elettrici. Queste funzionalità includono:

• Lettura in tempo reale del consumo: gli smart meters forniscono dati precisi e aggiornati in tempo reale (o quasi) sul consumo energetico di un’abitazione o di un’azienda, eliminando la necessità di letture manuali.
• Comunicazione bidirezionale: a differenza dei contatori tradizionali, gli smart meters possono ricevere e inviare dati. Ciò consente alla compagnia elettrica di monitorare il consumo, gestire la rete in modo più efficiente e comunicare direttamente con il cliente per fornire informazioni dettagliate sul consumo o avvisi.
• Supporto alla tariffazione dinamica: gli smart meters permettono l’introduzione di tariffe basate sul tempo di utilizzo, incentivando i consumatori a spostare il loro consumo verso orari di minore domanda, quando l’energia è più economica e spesso più verde.
• Rilevazione di guasti e anomalie: possono rilevare e segnalare problemi nella fornitura di energia, come interruzioni o fluttuazioni di tensione, in modo più rapido rispetto ai sistemi tradizionali.
• Gestione della domanda (Demand Response): gli smart meters consentono l’implementazione di programmi di gestione della domanda, regolando automaticamente il consumo di alcuni dispositivi durante i picchi di domanda per mantenere l’equilibrio della rete.
• Integrazione con sistemi di energia rinnovabile e dispositivi di accumulo: facilitano l’integrazione di fonti di energia rinnovabile, come pannelli solari domestici, e l’uso di sistemi di accumulo dell’energia, consentendo agli utenti di consumare energia autoprodotta o di immettere l’eccesso nella rete.
• Supporto all’efficienza energetica: fornendo ai consumatori informazioni dettagliate e in tempo reale sul loro consumo di energia, gli smart meters li aiutano a identificare opportunità di risparmio energetico, promuovendo comportamenti più sostenibili.
• Facilitazione dell’automazione domestica: possono essere integrati con sistemi di gestione dell’energia domestica (Home Energy Management Systems, HEMS) per ottimizzare automaticamente il consumo energetico in base alle preferenze degli utenti, alle tariffe dinamiche e alla disponibilità di energia rinnovabile.

La nuova generazione di contatori intelligenti svolge un ruolo cruciale nel migliorare la visibilità della rete di bassa tensione, agendo come sensori intelligenti distribuiti per fornire dati in tempo reale sul consumo di energia, migliorare il monitoraggio remoto delle prestazioni della rete e consentire l’integrazione delle rinnovabili.

Gli investimenti fututi nelle Smart Grids

All’energia elettrica sono affidate oggi le principali aspettative di contrasto al Climate Change per capacità di generazione distribuita grazie alle fonti di energia alternative come il fotovoltaico e l’eolico. La trasformazione dei nostri impianti di climatizzazione con pompe di calore, la trasformazione delle automobili da motore termico a elettrico, la progressiva e inesorabile trasformazione di altri impianti domestici e industriali all’elettrico e la crescita della nostra attitudine a un consumo responsabile ne sono una dimostrazione inconfutabile.

Dunque, nei prossimi dieci anni è atteso a livello mondiale, europeo e nazionale, un piano di investimenti sulle reti elettriche estremamente rilevante e non inferiore a un trilione di dollari l’anno. Le reti elettriche devono crescere in capillarità, capacità, efficienza e resilienza. Questa crescita richiede la decisa digitalizzazione di questa straordinaria infrastruttura nel mondo. Nel nostro Paese siamo stati precursori e pionieri nello sviluppo e diffusione delle reti intelligenti elettriche, delle Smart Grid, tramite lo sviluppo e diffusione dei contatori elettronici, oggi giunti alla seconda generazione, e tramite la progressiva trasformazione di tutti i componenti di misura, protezione, interruzione e automazione nelle cabine primarie (che diventano le smart primary substation) e nelle cabine secondarie (smart secondary substation).

Questa profonda digitalizzazione richiede lo sviluppo di una vera e propria rete di telecomunicazioni a supporto dello scambio delle informazioni ai vari livelli di rete in una Smart Grid. Tale rete prende il nome di Smart Grid Telecommunication Network (SGTN) e diventa, di fatto, un componente essenziale della Smart Grid stessa. Assieme alla rete SGTN è previsto il relativo sistema di gestione ossia lo Smart Grid Operation Support System (SGOSS) che include le funzioni di monitoraggio e controllo delle funzionalità della rete, la gestione della configurazione, la misura e ottimizzazione delle performance della rete stesa e l’esecuzione delle routine automatiche di protezione e gestione. In questo senso sono essenziali i nuovi target di tempo di risposta ai messaggi di comando e controllo che debbono rientrare nelle decine di millisecondi rendendo indispensabili, nelle tecnologie di connettività, le reti in fibra ottica le nuove comunicazioni wireless 5G.

Smart Grids e PNRR

Tutto lo sviluppo presentato, naturalmente, è parte integrante, nel nostro Paese, del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR). A tale piano viene affidata l’aspettativa di una forte accelerazione alla sostenibilità e alla necessità di evitare sempre di più nel futuro eventi estremamente critici come quello avvenuto nel 2022, le cui code sono ancora presenti oggi, dove la criticità sulle forniture di gas ha provocato un impatto enorme, a catena, che si è manifestato sui prezzi dell’energia, come illustrato nella figura 5.

Nel Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza le infrastrutture di distribuzione di energia elettrica sono riconosciute quali un fattore abilitante per la transizione energetica, in quanto dovranno essere in grado di gestire un sistema di generazione radicalmente diverso dal passato e flussi di energia distribuita da parte di una molteplicità di impianti. Il raggiungimento degli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione richiede una rete di distribuzione di energia elettrica pienamente resiliente, digitale e flessibile in modo da garantire sia una gestione ottimizzata della produzione di energia rinnovabile che l’abilitazione della transizione dei consumi energetici verso il vettore elettrico.

L’intervento è finalizzato ad aumentare il grado di affidabilità, sicurezza e flessibilità del sistema energetico nazionale, aumentando la quantità di energia prodotta da FER immessa nella rete di distribuzione e promuovendo una maggiore elettrificazione dei consumi. Nello specifico si compone di due linee progettuali. La prima, mira a incrementare la capacità di rete di ospitare ed integrare ulteriore generazione distribuita da fonti rinnovabili per 4000 MW, anche tramite realizzazione di interventi di Smart Grid su 115 sottostazioni primarie e la relativa rete sottesa.

La seconda, concerne l’aumento di capacità e potenza a disposizione delle utenze per favorire l’elettrificazione dei consumi energetici (es. mobilità elettrica, riscaldamento con pompe di calore), con un impatto su circa 1.850.000 utenti che disporranno quindi di una maggiore capacità di connessione della generazione distribuita in aree ad alta concentrazione come le grandi città metropolitane.

Conclusioni

Tutto quanto discusso in questo breve articolo ricorda, ancora una volta, quanto centrali siano le tecnologie di telecomunicazioni per lo sviluppo del Paese e per la crescita della sostenibilità e contrasto al Climate Change. Tale ruolo centrale, auspichiamo, si rifletta sulle scelte che proprio in questi mesi dovranno essere fatte sulle infrastrutture strategiche di Telecomunicazioni oggi, purtroppo, nel pieno di uno senario complesso e caratterizzato da sostenibilità economica decrescente.