Il rapporto tratta alcune problematiche di sicurezza del sistema elettrico, causate da un’ingente penetrazione di generazione a Fonte Energetica Rinnovabile Non Programmabile (FER-NP) di origine solare fotovoltaica (FV) ed eolica. In particolare analizza le criticità per la stabilità di frequenza, anche in relazione alle nuove prescrizioni di connessione alla rete di distribuzione in media e bassa tensione (MT/BT) della generazione distribuita fotovoltaica (cfr. Allegato A.70 del Codice di Rete e delibera n. 84/2012 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e Gas per l’adeguamento degli impianti esistenti). Le tarature a ±300 mHz delle protezioni di frequenza degli impianti fotovoltaici FV italiani (oltre che quelle a +200 mHz degli impianti tedeschi), adottate sistematicamente prima dell’entrata in vigore dell’Allegato 70, possono dare luogo a sbilanci di potenza incompatibili con la capacità di regolazione del sistema con conseguenti disservizi anche molto gravi. Particolarmente critiche si presentano alcune situazioni di esercizio (ore di elevata produzione fotovoltaica con basso carico, ore di elevate rampe di carico mattutino/serale) in sistemi deboli con elevata penetrazione rinnovabile, come ad esempio alcune macro-zone a Sud e le isole maggiori (Sicilia e Sardegna) del sistema elettrico nazionale (SEN). Al riguardo sono presentate alcune valutazioni specifiche per il sistema elettrico della Sicilia, particolarmente esposto ai rischi di distacco di ingente produzione FV in occasione di transitori di frequenza. Le analisi sono state svolte su un modello dinamico, realizzato nell’ambiente di simulazione DigSILENT, rappresentativo del sistema siciliano esercito in isola, considerando alcuni scenari plausibili di funzionamento ottenuti da una preliminare ricostruzione del recente disservizio del 18 Maggio 2011 (transitorio di sottofrequenza innescata dalla perdita di generazione tradizionale). Gli scenari esaminati fanno riferimento principalmente a opportune contromisure che sono in corso di adozione o potrebbero essere adottate per incrementare la capacità di regolazione del sistema, quali: a) il piano di adeguamento (retrofitting) alle nuove prescrizioni del Codice di Rete TERNA (Allegato A.70) dei sistemi di protezione di frequenza delle unità fotovoltaiche FV esistenti, richiamate nella delibera AEEG n. 84 dell’8 Marzo 2012, b) un impiego di sistemi di accumulo (batterie)   pompaggio per fornire un supporto alla regolazione primaria di frequenza, c) un supporto inerziale dei generatori eolici grazie all’introduzione nel sistema di controllo di un emulatore di inerzia. In particolare, il conseguimento del retrofitting con nuove tarature delle protezioni di frequenza (vincolo di connessione nell’intervallo di frequenza 47,5-51,5 Hz) si è dimostrato efficace nel ridurre l’entità dello sbilancio finale nel sistema evitando in questo modo l’attivazione del distacco carico e quindi di generare un disservizio (disalimentazione delle unità di consumo). È necessario il conseguimento, tuttavia, di una parte consistente dell’installato (50% nel caso simulato) per riportare la frequenza a regime entro i limiti ammissibili (±500 mHz). Anche gli altri interventi analizzati ((b) e (c)) si dimostrano efficaci nel contenere le deviazioni di frequenza e costituiscono soluzioni interessanti da considerare per una possibile implementazione.