Il sempre maggiore ricorso alla generazione da fonti rinnovabili non programmabili, di solito connessa alla rete elettrica mediante inverter, comporta una riduzione delle ore di funzionamento dei grandi impianti convenzionali dotati di generatori sincroni, che forniscono inerzia alla rete e svolgono la regolazione di frequenza. Al fine di valorizzare il contributo delle risorse Inverter-Based (IB), diversi gestori di rete, incluso quello italiano mediante progetti pilota, stanno progressivamente abilitando tali risorse alla fornitura di servizi di regolazione di frequenza, sia tradizionali che innovativi (servizi veloci).

Dopo aver passato in rassegna i servizi di regolazione di frequenza attuali per il sistema italiano e i progetti pilota avviati per coinvolgere nella fornitura di servizi risorse non tradizionali, si analizza qui la flessibilità, in termini di margini di potenza che risorse IB potrebbero fornire a supporto della sicurezza del sistema, in uno scenario di sviluppo al 2030 con 93,5 GW di installato di tali risorse.

Nello specifico, si stima la minima flessibilità, a salire e a scendere, garantibile con probabilità del 97,5% per un dato numero di ore consecutive, per cinque tecnologie IB (FV a terra, FV su tetto, FV su tetto con sistema di accumulo elettrochimico, eolico onshore, eolico offshore) e per zona di mercato; il calcolo è effettuato per ora del giorno e del mese e con diversi livelli di deloading, in percentuale della potenza installata zonale per ogni tecnologia, rispetto alla massima potenza producibile oraria.

Complessivamente, la flessibilità è localizzata principalmente nella zona Nord (per via del maggiore installato), seguita da Sud e Centro-Sud e poi da Centro-Nord, Sicilia, Sardegna e Calabria. È inoltre significativa fino a 4 h di durata, mentre per 8 h si riduce abbastanza e per 12 h risulta piuttosto limitata.

Tenendo conto dei curtailment sul mercato dell’energia e per le durate fino a 4 h, in zona Nord la flessibilità a scendere raggiunge valori massimi nelle fasce 11,6-12,7 GW, 9,0-10,0 GW, 6,0-7,0 GW, 3,5-4,4 GW e 1,1-2,1 GW, rispettivamente per deloading nullo, del 10%, 20%, 30% e 40%, quella a salire nelle fasce 12,0-12,6 GW, 10,7-10,8 GW, 8,4-8,5 GW, 5,9 GW e 2,9-3,0 GW, rispettivamente per deloading del 50%, 40%, 30%, 20% e 10%.

Sia a scendere sia a salire, i valori massimi raggiunti in zona Sud e Centro-Sud risultano circa un terzo rispetto a quelli della zona Nord, in zona Centro-Nord e Sicilia circa un quarto, in zona Sardegna circa un ottavo, in zona Calabria circa un quindicesimo-un ventesimo (non si arriva mai a 1 GW).

Si delinea infine una metodologia di alto livello per valorizzare anche dal punto di vista economico la flessibilità delle risorse IB sia sul mercato dell’energia sia sul mercato dei servizi.