Nel contesto attuale, il sistema elettrico sta subendo una fase di rapido cambiamento legato alla penetrazione sempre più massiccia di generazione da fonti rinnovabili non programmabili per perseguire gli obiettivi proposti dall’Unione Europea. Per affrontare questa trasformazione, che pone numerose sfide per il sistema elettrico, è prioritario far evolvere i codici di rete, al fine di introdurre nuovi servizi di sistema ed estendere la platea di fornitori dei servizi stessi. Servizi che saranno forniti quindi non solo dai generatori convenzionali, come nel framework regolatorio tradizionale, ma anche dai generatori rinnovabili, dai carichi e dai sistemi di accumulo.

Il presente studio pone l’attenzione sui servizi di regolazione della frequenza realizzati mediante una particolare tecnica di controllo nota come Model Predictive Control – MPC. La peculiarità di questo approccio, se confrontato con metodi più convenzionali come il controllo proporzionale-integrale, è la possibilità di tener conto con maggior efficacia dei vincoli di sistema e del controllo.

Dopo uno studio accurato della letteratura scientifica sui servizi di rete e le strategie di controllo che li implementano è stata selezionata una particolare applicazione, per la quale una strategia di gestione e controllo basata su MPC si presenta promettente. L’applicazione selezionata consiste nel servizio di regolazione “ultra-rapida” della frequenza come definito dall’operatore di rete di trasmissione italiano (Terna) nel progetto pilota Fast Reserve al quale possono partecipare unità composte da sistemi di generazione rinnovabile, sistemi di accumulo e carichi, combinabili in differenti configurazioni. A tale scopo, sono state realizzate e validate, per mezzo di simulazioni, strategie di controllo sia per unità composte da sistemi di accumulo elettrochimico stand-alone sia per unità ibride composte da un sistema di accumulo e un parco eolico.