Il rilevante sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili che ha già avuto luogo di recente e che è ulteriormente atteso nei prossimi anni avrà un significativo impatto sul dispacciamento e sull’esercizio del sistema di generazione nazionale. Il presente studio è volto a valutare tale impatto in scenari focalizzati sull’anno 2020, definiti con riferimento al “Piano di Azione Nazionale per le energierinnovabili dell’Italia” (PAN) e con una potenza installata fotovoltaica di 25÷30 GW. Gli scenari sonostati oggetto di simulazione mediante sMTSIM, sviluppato da RSE, che è un simulatore di un mercato elettrico zonale day-ahead, in grado di calcolare il clearing orario del mercato su un orizzonte temporale che si estende fino ad un anno, ed il conseguente dispacciamento delle unità di produzione. I risultati delle simulazioni su orizzonte annuale mostrano che in un numero non trascurabile di ore si avrebbe overgeneration, poichè la generazione non dispacciabile più gli scambi con l’estero supererebbero la domanda, o i vincoli di esercizio degli impianti dispacciabili non consentirebbero di ridurre la loro produzione fino a bilanciare esattamente la domanda, evidenziando situazioni critiche da gestire opportunamente da parte del Gestore della Rete. Quanto al dispacciamento degli impianti termoelettrici, si conferma anche negli scenari 2020 considerati l’attuale condizione di sotto utilizzo dei cicli combinati a gas naturale. Inoltre, vi sono problemi nel rendere disponibile una sufficiente banda di regolazione primaria, in particolare nel caso si faccia riferimento al requisito minimo ENTSO-Eaumentato del 30%, che risulterebbe non rispettato in metà delle ore dell’anno, per quantità anche nient’affatto trascurabili. Quanto alle simulazioni di mercato, si nota chiaramente un flusso prevalente di energia che risale dall’Italia meridionale verso quella settentrionale. Il “collo di bottiglia” della rete si manifesta sulle sezioni Centro Sud-CentroNord e Sardegna-CentroNord, oltre che tra CentroNord eNord. Tra la zona a prezzo più elevato (Nord) e la zona a prezzo più basso (Sicilia), la differenza di prezzo risulta pertanto significativa. Sono inoltre state effettuate simulazioni su orizzonte temporale settimanale, volte a valutare l’impatto della variabilità della produzione eolica e fotovoltaica. In particolare, si è dimostrata la convenienza economica dell’utilizzo di uno unit commitment definito su basi stocastiche, come miglior compromesso tenendo conto delle probabilità che si verifichino i diversi scenari di generazione rinnovabile nonprogrammabile considerati.