Per valutare la penetrazione massima della generazione rinnovabile in Sardegna occorre verificarne la compatibilità con il sistema elettrico sardo, in termini di:
• sicurezza di esercizio (stabilità) tenendo conto, in particolare, delle capacità di interscambio;
• dispacciabilità del parco di generazione disponibile.Ipotizzando che la rete di trasmissione all’interno dell’isola possa essere sviluppata opportunamente, in modo da evitare eventuali congestioni o problemi di sicurezza derivanti da una insufficiente capacità di trasporto, restano da analizzare i fenomeni di sistema associati all’interconnessione dell’isola con ilcontinente. In particolare, un problema potenzialmente critico per la sicurezza del sistema elettrico dell’isola è costituito dalla sovrafrequenza transitoria che si può manifestare per evento di guasto di un polo del convertitore del collegamento HVDC SA.PE.I1, nel caso in cui questo sia in esportazione di potenza. Per garantire la sicurezza in questa circostanza occorre che siano in esercizio (“ai giri”) generatori convenzionali in quantità tale da assicurare un’adeguata inerzia; questo requisito può essere parzialmente mitigato dall’introduzione di sistemi di controllo presso altri componenti del sistema elettrico. In base alle considerazioni di sicurezza di esercizio, si stima che debbano essere in esercizio (“ai giri”)generatori convenzionali per una potenza complessiva massima erogabile pari a:
1) almeno 660 MW, nel caso in cui il SA.PE.I sia esercìto riservando una potenza di 70 MW come margine a salire per ogni polo (ossia esporti al massimo 2 x 430 MW) e sia equipaggiato con dispositivo per il controllo primario di frequenza; i generatori eolici siano equipaggiati con sistemi di controllo in grado di emulare l’inerzia dei generatori convenzionali e dispositivi di scatto per sovrafrequenza tarati in modo differenziato secondo un piano “robusto”, OPPURE:
2) almeno 1000 MW nel caso in cui il SA.PE.I sia esercìto con un margine a salire di 70 MW per ogni polo (ossia esporti al massimo 2 x 430 MW) e sia equipaggiato con dispositivo per il controllo primario di frequenza; i generatori eolici siano equipaggiati con sistemi di controllo in grado di emulare l’inerzia dei generatori convenzionali e dispositivi di scatto per sovrafrequenza tarati in modo differenziato secondo un piano “leggero”, OPPURE:
3) almeno 2100 MW nel caso in cui il SA.PE.I sia esercìto con un margine a salire di 70 MW per ogni polo (ossia esporti al massimo 2 x 430 MW) ed effettui regolazione di frequenza, ma non siano previsti speciali dispositivi per gli impianti eolici, OPPURE:
4) almeno 2900 MW nel caso in cui il SA.PE.I sia esercìto con un margine a salire di 70 MW per ogni polo (ossia esporti al massimo 2 x 430 MW), non effettui regolazione di frequenza e non siano previsti speciali dispositivi per gli impianti eolici. Collegamento sottomarino ad alta tensione in corrente continua che collega la Sardegna alla Penisola Italiana (si veda www.sapei.it). Per “generatori convenzionali” si intendono tutti i gruppi direttamente connessi alla rete in corrente alternata senza prevedere convertitori elettronici intermedi, i quali, a meno di essere equipaggiati con sistemi di controllo appositi, non presentano una risposta inerziale alle variazioni di frequenza di rete. I generatori convenzionali, essenzialmente termici e idroelettrici, comprendono pertanto sia gruppidispacciabili, sia non dispacciabili. Attraverso uno studio sul possibile dispacciamento orario, con riferimento al 2020 e con le ipotesi descritte nel documento, si è valutato, per ciascuna ora dell’anno, quant’è il carico residuo da coprire con i gruppi termoelettrici dispacciabili. Si ricorda che i gruppi termoelettrici sono caratterizzati da un “minimo tecnico” di potenza, al di sotto del quale l’impianto non può funzionare stabilmente. Inoltre, i gruppi termici contribuiscono in misura fondamentale a fornire riserva e a bilanciare il carico. Attraverso uno studio sul possibile dispacciamento orario, con riferimento al 2020 e con le ipotesidescritte nel documento, si è valutato, per ciascuna ora dell’anno, quant’è il carico residuo da coprire con i gruppi termoelettrici dispacciabili. Si ricorda che i gruppi termoelettrici sono caratterizzati da un “minimo tecnico” di potenza, al di sotto del quale l’impianto non può funzionare stabilmente. Inoltre, i gruppi termici contribuiscono in misura fondamentale a fornire riserva e a bilanciare il carico.Da tale studio è risultato che, ipotizzando sempre la situazione più critica per la produzione eolica, cioè una contemporaneità di produzione degli impianti della Regione pari a 65% per l’eolico on-shore e sensibilmente più elevata per l’off-shore, è sempre possibile mantenere la produzione da termico dispacciabile maggiore o uguale a circa 600 MW. Considerando gli impianti attualmente esistenti, sono possibili diverse combinazioni; ad esempio:
a. Fiume Santo 1 + 2 (ad olio) + Fiume Santo 3 + 4 (a carbone) + Sulcis 2 (a carbone): tale combinazione implicherebbe un minimo tecnico di 585 MW e metterebbe a giri 1188 MW massimi;
b. Fiume Santo 1 + 2 (ad olio) + Fiume Santo 3 + 4 (a carbone) + Sulcis 3 (a carbone) + Porto Scuso 1 o 2 (a olio): tale combinazione implicherebbe un minimo tecnico di 608 MW e metterebbe a giri 1208 MW massimi. Dunque, è possibile mantenere la produzione da termico dispacciabile maggiore o uguale ai circa 600MW sopra citati, mettendo a giri circa 1200 MW. Oltre agli impianti a carbone e ad olio, sono disponibili circa 254 MW di turbogas (Fiume Santo 5 e 6 e Assemini 1 e 2), il cui eventuale utilizzo garantirebbe ovviamente maggiore flessibilità. E’ tuttavia antieconomico prevedere l’impiego di tali impianti nelle ore di basso carico, a meno di ricorrere a meccanismi di regolazione del mercato quali i cosiddetti “must run”. Per la valutazione ai fini della sicurezza del sistema elettrico, come detto, occorre aggiungere anche la potenza degli impianti termoelettrici non dispacciabili: nel caso specifico almeno i 500 MW digenerazione dell’impianto CIP6 di Sarroch. In questo modo la potenza erogata dagli impianti termoelettrici, anche nelle ore notturne, giunge ad almeno circa 1100 MW. A tale produzione corrispondono, in termini di somma delle potenze massime degli impianti in funzione, circa 1700 MW nei casi descritto ai precedenti punti “a.” e “b.”. Ovviamente l’aumento della flessibilità degli impianti esistenti dispacciabili, piuttosto che l’inserimento di nuovi impianti flessibili, o l’introduzione del vincolo di “must run” per turbogas possono favorire l’aumento di tali potenze utili per la scurezza del sistema elettrico in ogni condizione di dispacciamento.In base a considerazioni sulla taglia e sulla localizzazione delle macchine ai giri sopra proposte, si assume inoltre che tali impianti possano soddisfare i requisiti di potenza reattiva del convertitore del SA.PE.I. Si conclude pertanto che l’analisi preliminare sulla sicurezza indica un esito positivo in presenza degli interventi indicati ai punti 1) e 2) sopra descritti, che richiedono “a giri” potenze massime rispettivamente di almeno 660 MW e di almeno 1000 MW, largamente inferiori ai 1700 MW sopra individuati. Il raggiungimento delle condizioni di sicurezza nel caso 3) richiede invece una elevata flessibilizzazione del parco di generazione (o l’installazione di nuovi impianti più flessibili), mentre nel caso 4) il requisitodi potenza massima “a giri” appare troppo oneroso. L’analisi presentata ha valore indicativo. Per ottenere valutazioni più accurate e complete delleproblematiche di sicurezza occorre effettuare analisi statiche e dinamiche su un modello dettagliato del sistema di generazione e trasmissione.