Il rapporto analizza le criticità e le possibili contromisure per garantire la sicurezza di esercizio di sistemi elettrici caratterizzati da elevata penetrazione di Fonti Energetiche Rinnovabili Non Programmabili (FERNP), con riferimento alla stabilità di frequenza rispettivamente di breve e di lungo termine. Il documento riporta infatti i risultati di due attività: la prima analizza le problematiche distabilità di frequenza causate da grandi perturbazioni specialmente in reti di dimensioni limitate o debolmente interconnesse quali la rete sarda, orizzonte dell’inerzia e della regolazione primaria, e le possibili contromisure; la seconda parte si focalizza sui requisiti di riserva di regolazione terziaria per aree di rete o per un intero sistema interconnesso, tenendo conto delle incertezze di previsione della domanda, della generazione da FERNP, nonché dei possibili fuori servizio forzati delle unità di produzione convenzionali. Le analisi della prima parte sono svolte simulando l’esercizio del sistema elettrico della Sardegna in unoscenario al 2020, nell’ambiente di simulazione DigSILENT Power Factory. Le situazioni considerate sono quelle, compatibili con l’installato di generazione e di carico contemplato dallo scenario, che conducono alle maggiori criticità per la sicurezza (“caso peggiore”). Le simulazioni sono effettuate adottando come possibili contromisure alcuni accorgimenti impiantistici o di nuove installazioni,attualmente non presenti, quali il retrofitting di alcuni gruppi eolici per ottenere la funzione di emulazione di inerzia (“inerzia sintetica”), la presenza di unità di accumulo elettrochimico (batterie a ione di litio) per applicazioni “power intensive” di supporto alla regolazione primaria e all’inerzia, l’introduzione di unità di pompaggio. Questi interventi migliorano la sicurezza e consentonol’integrazione di una maggiore quota di fonti rinnovabili in rete. Nella seconda parte del rapporto, la valutazione della riserva terziaria minima è stata condotta con un approccio di tipo probabilistico diretto, che consente di calcolare il fabbisogno di riserva terziaria in ognuna delle aree di mercato in cui è suddiviso il sistema elettrico Italiano (Nord, Centro-Nord, Centro- Sud, Sicilia e Sardegna) con un certo margine di confidenza (ad esempio il 95%). Lo scenario in esame èquello del sistema italiano al 2020. Il confronto tra le singole esigenze di riserva legate a carico, eolico e fotovoltaico ha evidenziato che la riserva media annuale necessaria a compensare le fluttuazioni del carico, seppur piccola in valore percentuale rispetto al carico stesso, è significativa in valore assoluto(1411 MW) e di poco superiore a quella richiesta dall’eolico (1207 MW). Decisamente inferiore è il requisito medio di riserva necessario per compensare le fluttuazioni del fotovoltaico: soli 90 MW pur considerando le sole ore diurne nel calcolo della media.