L’incertezza di previsione e la variabilità della crescente produzione rinnovabile non programmabile, unite a quelle del carico, aumentano il fabbisogno di riserve di potenza (attiva, reattiva) ossia di risorse per la regolazione di frequenza e tensione, costringendo il gestore di rete ad aumentare l’approvvigionamento di tali risorse. Il sistema elettrico è quindi più esposto a problemi di stabilità (frequenza, tensione) e di bilanciamento, con un incremento dei costi per i servizi di dispacciamento. Per far fronte alle criticità e all’aumentata necessità di risorse di regolazione, si può estendere la partecipazione ai servizi di rete ad ulteriori fornitori, diversi da quelli tradizionali, e/o definire “nuovi servizi” di rete, con caratteristiche/requisiti di fornitura di solito più prestanti/restrittivi di quelli tradizionali.

A questo proposito, nella presente memoria si affronta il tema della regolazione di frequenza esaminando, nello specifico, la regolazione primaria “veloce” e il supporto di “inerzia sintetica”, due funzioni che, in prospettiva, potrebbero essere richieste dal gestore di rete Terna come nuovi servizi per la stabilità del sistema.Si caratterizza in particolare l’impatto delle due nuove funzioni su un sistema elettrico, in termini del loro effetto sul transitorio di frequenza dovuto ad uno sbilancio istantaneo (gradino) di potenza attiva, tenuto conto della presenza anche della regolazione primaria tradizionale. Allo scopo si considerano quattro indici prestazionali: lo scostamento della frequenza (dai 50 Hz) a transitorio esaurito; lo scostamento massimo (transitorio) della frequenza; il tempo in cui si presenta lo scostamento massimo; il valore della derivata temporale della frequenza (“Rate Of Change Of Frequency” – ROCOF) nell’istante appena successivo alla perturbazione.

Usando un modello monosbarra generico di sistema elettrico, si valuta come tali indici varino al variare di parametri rilevanti del sistema elettrico stesso, quali l’energia regolante, associata alla regolazione primaria tradizionale e/o veloce, e l’inerzia, meccanica e/o “sintetica”. Ci si focalizza poi, come caso di studio, su un equivalente dinamico rappresentativo del sistema insulare della Sardegna in uno scenario previsionale al 2020, calcolando ad esempio l’entità del supporto di inerzia sintetica da introdurre nelle ore dell’anno più critiche, ovvero in cui gli effetti della riduzione dell’inerzia meccanica nel sistema sono più marcati.