Il DossieRSE ha analizzato le condizioni del sistema elettrico nazionale in una giornata (domenica 5 Aprile 2020) in cui alla bassa domanda tipica di una domenica di primavera, ulteriormente ridotta a causa del lock-down, si è accompagnata una sostenuta produzione da fonti rinnovabili, in particolare non programmabili, che hanno coperto in media il 70% della produzione complessiva. In tale giornata la produzione da carbone è stata inoltre particolarmente ridotta, per via della non competitività attuale di tale fonte rispetto al gas naturale, considerando i prezzi relativi ed il valore dei permessi di emissione di CO2.

Elevata penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili ed assenza di generazione a carbone sono le caratteristiche peculiari del sistema elettrico nazionale disegnato per il 2030 dallo scenario alla base del Piano Nazionale Integrato Energia Clima (PNIEC). L’evoluzione del sistema verso tale scenario vede quindi una sempre più ridotta quota appannaggio degli impianti di generazione programmabili e rilevanti (ossia di potenza ≥ 10 MVA), attualmente gli unici ad essere abilitati a fornire servizi di dispacciamento per l’esercizio in sicurezza del sistema.

Si rende quindi necessario ampliare la platea delle risorse abilitate alla fornitura di servizi coinvolgendo in particolare le fonti rinnovabili non programmabili, la generazione distribuita, la domanda flessibile ed i sistemi di accumulo elettrochimici. Questo è l’obiettivo principale perseguito da tempo dall’autorità di settore ARERA, che ha avviato un processo di riforma complessiva della regolazione del dispacciamento, delineata in particolare nel documento di consultazione 322/2019.

La riforma in corso ha peraltro già visto l’implementazione da parte del gestore della rete di trasmissione TERNA, con la regia di ARERA, di una serie di progetti pilota (UVAC – Unità Virtuali Abilitate di Consumo e UVAP – Unità Virtuali Abilitate di Produzione, successivamente confluite nelle UVAM – Unità Virtuali Abilitate Miste, comprensive anche dei sistemi di storage), in cui uno degli elementi chiave è il concetto di “aggregazione”: la partecipazione alla fornitura di servizi da parte di un numero molto elevato di piccole unità non può avvenire singolarmente, per ragioni di efficienza. E’ necessaria la nascita di una nuova figura, l’aggregatore, che, da un lato si interfaccia con le molteplici risorse con cui ha stabilito una relazione contrattuale e, dall’altro, per conto di tale risorse, presenta offerte sul mercato dei servizi di dispacciamento, ma in forma aggregata, per cui in quantità significative e pertanto utili ai fini del gestore della rete. Nel verso opposto, l’aggregatore riceve dal gestore della rete gli ordini di dispacciamento, e ha il compito di selezionare ed attivare l’insieme di risorse in grado di implementarli, nell’ambito del suo aggregato.

Trattandosi di risorse in larga misura connesse alla rete di distribuzione, diviene sempre più importante il ruolo del DSO, sia come facilitatore per la fornitura di servizi globali, a beneficio dell’intero sistema, sia come potenziale acquirente di servizi locali, necessari per la gestione in sicurezza della rete di distribuzione stessa. In tale contesto, è importante definire efficaci schemi di coordinamento tra TSO e DSO, tema trattato dal progetto europeo SmartNet, a guida RSE, conclusosi lo scorso anno.

Infine, è necessario valutare se, in un sistema elettrico del futuro così diverso da quello attuale, siano necessari nuovi servizi, in aggiunta od in sostituzione a quelli attuali. Un esempio di ciò è il progetto pilota sulla riserva ultra-rapida di frequenza (“fast reserve”) promosso da TERNA, ma si discute anche di servizi ancora più veloci, quali l’inerzia sintetica, utili in condizioni in cui la gran parte della generazione non dispone di masse rotanti dotate di rilevante inerzia meccanica (come gli impianti termoelettrici ed idroelettrici convenzionali), ma si interfaccia con la rete mediante elettronica di potenza (come gli impianti fotovoltaici).