La transizione energetica, che avrà un passaggio cruciale con il phase-out delle unità a carbone, tradizionalmente fornitrici di servizi ancillari, richiede di dotarsi di strumenti sempre più accurati per la verifica previsionale di adeguatezza delle risorse necessarie alla sicurezza d’esercizio del sistema elettrico. Ciò è particolarmente importante per il sistema sardo perché potenzialmente soggetto a elevati sbilanci di potenza e interessato, in prospettiva all’anno 2030, dal phase-out delle unità a carbone e da un’elevata crescita della generazione rinnovabile non programmabile.

Nei recenti periodi RdS è stato avviato lo sviluppo di strumenti finalizzati 1) all’analisi di adeguatezza della riserva per la regolazione convenzionale di frequenza e 2) alla valutazione del “mix” ottimale dei servizi innovativi come l’inerzia sintetica e la regolazione primaria veloce (“Servizi innovativi: Tuning Automatico”, SeTA). L’attività del 2019 ha riguardato: i) per l’adeguatezza, l’implementazione del calcolo statico della frequenza di regime post-sbilancio e post-regolazione primaria convenzionale oltre alla trattazione della possibile futura direttrice HVDC “Tyrrhenian Link” tra Continente, Sicilia e Sardegna, denominata a seguire “CO.SI.SA.”; ii) per la procedura SeTA, il consolidamento del metodo per la valutazione del “mix” ottimale dei servizi innovativi mediante adozione di nuove cifre di merito, basate sull’energia scambiata in caso di una perturbazione di tipo impulsivo e/o sulla potenza attiva massima necessaria per far fronte ad uno sbilancio a gradino di potenza.

Gli sviluppi 2019 sono stati testati su uno scenario sardo per l’anno 2030. Per quanto riguarda la diponibilità di riserva e la regolazione convenzionale di frequenza, si è evidenziato che, nell’ipotesi in cui non fosse disponibile alcun servizio di regolazione da parte di nuovi pompaggi auspicati dalla Strategia Energetica Nazionale 2017 e dal Piano Nazionale Integrato Energia Clima, a fronte del massimo sbilancio possibile in deficit e/o surplus: i) il rifacimento del SA.CO.I., con capacità 400 MW e abilitazione all’inversione di potenza, permetterebbe di annullare il numero delle ore critiche con insufficienti margini di riserva a salire ma, in caso di eventi sovrafrequenza dovuti alla perdita di collegamenti HVDC in esportazione, resterebbe una quota di ore (8,1% annuo) con in cui la frequenza di regime è superiore al valore limite delle condizioni di esercizio normale/di allerta per la Sardegna (50,5 Hz), come indicato da Terna nel codice di rete; ii) l’implementazione aggiuntiva del CO.SI.SA., con capacità 1000 MW e abilitazione all’inversione di potenza, consentirebbe di contenere le deviazioni di frequenza entro il limite accettabile.

Per quanto riguarda la regolazione primaria veloce e l’inerzia sintetica, il test condotto con la procedura SeTA, considerando il solo rifacimento del SA.CO.I., ha preso in considerazione metriche quali la derivata iniziale di frequenza, il massimo scostamento in transitorio e il tempo in cui questo è raggiunto. I risultati hanno evidenziato che, nello scenario considerato, i servizi veloci consentono di evitare il taglio del carico e il distacco di rinnovabili, in particolar modo nell’ipotesi in cui non fossero disponibili inerzia e servizi di regolazione da parte di nuovi pompaggi.