Le nuove regole di mercato e il nuovo codice di rete europei prevedono che i gestori di rete (Transmission System Operator – TSO) condividano sempre più risorse per i servizi di bilanciamento e richiedono, sia nell’approvvigionamento sia nell’attivazione di tali servizi, logiche di merit order economico, per favorire la concorrenza ed ampliare la platea di fornitori.

Tuttavia, per quanto riguarda la regolazione secondaria di frequenza, denominata aFRR in ambito europeo, diversi TSO, tra cui quello italiano, adottano tradizionalmente una logica pro rata, per garantire prestazioni ottime nella regolazione. L’implementazione iniziale di una soluzione “ibrida” fra merit order e pro rata per il sistema italiano è stata interrotta dall’Autorità regolatoria (ARERA) a causa di picchi indesiderati di prezzo. È opportuno quindi approfondire ulteriormente i pro e contro del passaggio ad un approccio merit order.

Al fine di simulare il comportamento dinamico del sistema elettrico italiano, è stato implementato un modello monosbarra che considera sia la dinamica degli impianti deputati alla regolazione primaria e secondaria della frequenza, sia il contributo inerziale fornito dalle masse rotanti degli impianti connessi.

Per identificare caratteristiche degli impianti quali tecnologia, fonte, costante di inerzia tipica, potenza installata, partecipazione o meno alla regolazione primaria, si è usata una precedente mappatura delle tecnologie di produzione in Italia. Gli impianti attivi in una data ora e il loro punto di lavoro sono stati stimati in base agli esiti storici dei mercati elettrici italiani.

Il sistema italiano è connesso in modo sincrono, tramite tie-line, con il resto del sistema Continental Europe (CE). Questo è stato modellato mediante un unico generatore equivalente, che fornisce inerzia e regolazione di frequenza; il relativo carico e punto di lavoro sono stati stimati dai dati statistici di ENTSO-E e dai dati di generazione per fonte del sito Transparency Platform di ENTSO-E.

Nella simulazione di uno sbilancio a gradino nel sistema italiano in un’ora del 2022, la regolazione secondaria attivata secondo un meccanismo merit order simile a quello adottato dai TSO tedeschi ha fornito una potenza complessiva di regolazione, e quindi un transitorio di frequenza, abbastanza simili a quelli ottenuti con il consueto meccanismo pro rata, perché gli impianti più economici sono attivati in modo quasi simultaneo e si richiede loro tutta la semibanda di regolazione.

Valutazioni economiche svolte a partire dal segnale di livello e da quantità di energia e prezzi accettati per la regolazione secondaria pro rata italiana nel 2022, infine, hanno mostrato che il meccanismo merit order analizzato avrebbe portato, rispetto a quello pro rata, ad un risparmio di circa l’8,7% per il TSO nella gestione del sistema elettrico.