A seguito dell’incremento, nel sistema elettrico, di generazione da fonti rinnovabili non programmabili, che comporta la progressiva sostituzione delle centrali termoelettriche con impianti ad energia solare ed eolica, e della diffusione di tecnologie di trasporto dell’energia in alta tensione basate sull’uso di collegamenti in corrente continua, nasce l’interesse e/o l’esigenza di considerare i relativi dispositivi come strumenti innovativi per supportare la sicurezza del sistema e di concepire nuove modalità di controllo automatico del sistema, alle quali proprio tali dispositivi possano fornire un significativo contributo. Ciò è reso necessario per contrastare criticità quali la riduzione delle riserve di potenza attiva per le regolazioni di frequenza e la riduzione dell’inerzia meccanica connessa alla rete. Per la regolazione di frequenza, ad esempio, in diversi Paesi sono in via di sperimentazione nuove modalità di supporto attivo al controllo: si pensi alla regolazione primaria veloce di frequenza e al servizio di inerzia sintetica (regolazione di tipo inerziale), che possono in particolare essere forniti da componenti di tipo statico (batterie, convertitori di collegamenti HVDC e, sotto certe condizioni, generatori interfacciati con inverter).

Nel presente rapporto si riporterà, dapprima, il calcolo della “hosting capacity”, ossia del limite di penetrazione di generazione “non sincrona”, che è possibile “ospitare” in un sistema elettrico per garantire un certo valore limite del gradiente di frequenza a seguito di uno sbilancio di potenza. A seguire, si ricaveranno le quantità di servizi necessarie per garantire una penetrazione di potenza non sincrona superiore a quella determinata dalla sola inerzia delle macchine sincrone in servizio. I servizi considerati saranno proprio la regolazione primaria veloce di frequenza e l’inerzia sintetica. Le metodologie usate sono una estensione di quelle già proposte nelle attività del 2016 e del 2017 e saranno applicate, a titolo di esempio, ad uno scenario del sistema elettrico della Sardegna con orizzonte previsionale al 2030 in cui si è supposto il completo “phase-out” degli impianti di generazione a carbone in base a quanto riportato nella Strategia Energetica Nazionale del 2017. In particolare, si metteranno in evidenza le quantità di servizi e il numero di impianti necessari per garantire la limitazione delle escursioni della frequenza di rete e del suo gradiente evitando sia la modulazione delle rinnovabili in caso di sovra-frequenza sia il taglio del carico in caso di sotto-frequenza.