In un contesto di sempre maggiore penetrazione della generazione inverter-based (IB), cioè connessa alla rete tramite inverter, come quella alimentata da fonti rinnovabili non programmabili, ci si attende che tale generazione sarà coinvolta anche nella fornitura di servizi di dispacciamento, ad esempio per la regolazione di frequenza, vista la riduzione della generazione convenzionale, specialmente quella termoelettrica a fonte fossile.

Si analizza qui la possibile fornitura di regolazione terziaria di sostituzione da parte di risorse IB, tramite partecipazione ai servizi a “gradino di potenza” (GR) sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), in uno scenario previsionale al 2030 del sistema elettrico italiano.

Più in dettaglio, si simula la partecipazione di FV a terra, FV su tetto, FV su tetto supportato da sistemi di accumulo elettrochimico (SdA), eolico onshore ed eolico offshore al mercato dell’energia (MGP) e, per ora, alla sola fase ex ante di MSD per l’offerta di servizi GR, e si valutano sui due mercati, per ogni tecnologia convenzionale e IB e in ogni zona di mercato, l’energia scambiata a seguito dell’accettazione delle offerte, i volumi economici associati e i conseguenti prezzi medi pesati.

Le analisi sono condotte per diversi livelli di deloading (in percentuale dell’installato zonale), rispetto alla massima potenza prevista, della produzione di ogni tecnologia IB in ingresso a MGP, e con prezzi di offerta per il GR1 per ciascuna tecnologia IB scelti a partire dal Levelized Cost Of Energy (LCOE) della tecnologia stessa. Nelle due situazioni “senza” e “con” le risorse IB che offrono per i GR, all’aumentare del deloading si ha che l’energia scambiata per i GR in ciascun verso tendenzialmente diminuisce, per via della minore necessità di copertura del fabbisogno tramite i GR stessi; comunque, l’energia scambiata a salire si mantiene maggiore di quella a scendere.

Queste evidenze, combinate con il fatto che i prezzi a salire sono superiori a quelli a scendere, comporta che il volume economico netto sia simile a quello a salire e sia anch’esso decrescente all’aumentare del deloading. In presenza delle offerte per GR da risorse IB, comunque, il profitto per GR degli operatori degli impianti termoelettrici (turbogas in ciclo combinato o in ciclo semplice, eventualmente cogenerativi) si riduce, in quanto le risorse IB contendono loro una parte degli scambi di energia, sia a salire sia a scendere, offrendo a prezzi più competitivi in entrambi i versi; rispetto alla situazione “senza” offerte da IB  per i GR, per lo stesso motivo si riduce anche il profitto complessivo da GR, il che significa un risparmio per il gestore del sistema, risparmio che va da 0,6-5,3% per deloading nullo a circa 44,8% per deloading del 100%.