Il continuo incremento della generazione connessa alla rete elettrica mediante inverter (Inverter-Based Generation – IBG), come impianti Fotovoltaici (FV), eolici e Sistemi di Accumulo elettrochimico (SdA), riduce le risorse che tradizionalmente contribuivano all’inerzia di rete e alla regolazione della frequenza, ossia i grandi impianti convenzionali dotati di generatori sincroni, causando così più ampie e più veloci deviazioni della frequenza dal valore nominale.
Pertanto, particolare attenzione si è qui posta sul potenziale di flessibilità che l’IBG potrebbe in futuro fornire a supporto del funzionamento stabile e sicuro del sistema.

Innanzitutto, in vista dello sviluppo e della validazione di metodologie di controllo di convertitori per la fornitura di una nuova funzionalità veloce di supporto di Inerzia Sintetica (IS), si è svolta una ricerca bibliografica sul controllo grid forming (GFM), più rapido e più robusto di quello, già consolidato, di tipo grid following (GFL). Infatti, a differenza dei GFL, i GFM possono sincronizzarsi in maniera automatica (non necessitando di un Phase-Locked Loop – PLL all’uopo), emulando così il comportamento dei generatori sincroni tradizionali. L’analisi ha individuato tre classi principali di controllori GFM: Droop-Based, Virtual Synchronous Generator (VSG) Swing-Based e VSG High-Order. Nella seconda appare particolarmente promettente uno schema che non necessita del PLL e che è in grado di distinguere tra IS, damping e regolazione primaria di frequenza.

Inoltre, assumendo che l’IBG partecipi ai servizi tradizionali, è stata effettuata una prima stima della potenziale flessibilità (margini di potenza a scendere e a salire per diversi livelli di deloading), per ora del giorno e del mese e per zona di mercato, da parte di sistemi FV (con e senza SdA) e sistemi eolici onshore e offshore, per uno scenario di sviluppo nazionale al 2030 con 93,5 GW di installato IBG.

Focalizzandosi sul percentile 2,5% dei margini di potenza che tali tecnologie possono presentare statisticamente, nella zona più rilevante, il NORD, il massimo margine a scendere in caso di deloading compreso tra 0% e 10% varia tra 2,5 e 6 GW nei mesi invernali, arrivando fino a circa 10-12 GW nei mesi estivi; le altre zone arrivano al massimo fino a 2,5-5 GW. Per il massimo margine a salire, il contributo maggiore è ancora della zona NORD, con valori di 1,5 GW e 3 GW per deloading del 5% e 10% rispettivamente in tutti i mesi o quasi; le altre zone contribuiscono al massimo per 1 – 2 GW.