Il forte aumento di generazione da Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) può portare a una maggiore necessità di risorse per la regolazione del sistema elettrico, a fronte di una riduzione delle stesse a causa della perdita di quote di mercato da parte della generazione termoelettrica. Queste risorse sono infatti tradizionalmente fornite dagli impianti termoelettrici ed idroelettrici (non ad acqua fluente) rilevanti (ossia di taglia almeno 10 MVA).

Si è dunque effettuata una stima del contributo che tali impianti hanno continuato a fornire, per quanto riguarda la minima semibanda di regolazione primaria di frequenza, fra il 2015 e il 2022. L’aumento dei generatori alimentati da FRNP può anche far diminuire l’inerzia meccanica in rete; pertanto, si è anche stimata l’inerzia meccanica fornita dagli impianti in linea.

L’analisi è stata condotta prima ricostruendo, a partire da dati pubblici, le caratteristiche del parco di generazione in termini di fonte primaria, tecnologia, potenza installata e, in base ai precedenti elementi, della costante di inerzia media delle Unità di Produzione (UP), poi determinando il loro stato di accensione o spegnimento (e quindi l’eventuale presenza di un contributo di regolazione primaria e di inerzia) sulla base di una stima del livello di potenza raggiunto in esito alla partecipazione alla catena dei mercati elettrici (Mercato del Giorno Prima, Mercato Infragiornaliero, Mercato per il Servizio di Dispacciamento ex ante, Mercato di Bilanciamento).

Negli anni 2015-2022, le stime ottenute a livello italiano per la semibanda minima di riserva primaria (SB1) e per l’energia cinetica (EK) sono rispettivamente nella fascia 170-740 MW e nella fascia 65-230 GW·s. Sia per la SB1 sia per l’EK, le curve annuali di durata alternano crescite e decrescite fino al 2019-2020 e poi decrescono, in sostanziale coerenza con gli scambi di energia annuali per servizi di dispacciamento: fino al 2020 tali scambi hanno avuto un trend in aumento, con qualche oscillazione per quelli a scendere, e poi una decisa diminuzione, legata anche ad un’incentivazione al gestore di rete per ridurre la spesa per i servizi.

Il focus sul 2022 per tecnologia di impianto e per zona di mercato, infine, ha evidenziato, anche in linea con la composizione e distribuzione zonale del mix produttivo, un forte contributo alla SB1 e all’EK da parte dei cicli combinati a gas naturale (specie quelli nella zona Nord), degli impianti con turbina a vapore alimentati a carbone (per l’SB1 soprattutto quelli in Sardegna, per l’EK specialmente quelli al Sud e al Centro-Sud), degli impianti idroelettrici a bacino e a serbatoio (soprattutto in zona Nord in entrambi i casi). Per l’EK si segnalano anche i contributi dei pompaggi e delle UP ad acqua fluente al Nord.