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Titolo: Re: Rinnovabili intermittenti: limite di allacciamento in rete


Sono un paio d'anni che Ortis va dicendo che è necessario pensare seriamente 
a nuovi impianti idro a pompaggio, soprattutto al sud dove per l'appunto ha 
più senso (per gli effetti che si ottengono) installare pv ed eolico. Mentre 
oggi questi impianti sono per la stragrande maggioranza la nord.
Ortis per chiarire sarebbe quello che è stato mandato in modo diplomatico a 
quel paese da parte della nutrita schiera di imprese che sono nel giro e che 
sono amichevolmente amminicate con il 90% degli ambientalisti completamente 
ignoranti in campo energetico. Non è un offesa, per carità solo una 
puntualizzazione basata su dati di fatto.

Scritto da Domenico Coiante
Dimensione del limite
I dati record fatti registrare in questi giorni dalla potenza 
fotovoltaica istallata di 7751 MWp (leggi qui il contatore GSE) 
ripropone il tema: “Penetrazione in rete delle fonti elettriche 
casualmente intermittenti”.
Mi sono imbattuto in questo argomento agli inizi degli anni ’80, quando, 
come responsabile del Progetto Fotovoltaico dell’ENEA, ho tentato di 
coinvolgere l’ENEL in un programma nazionale per la realizzazione di un 
piano di costruzione di centrali fotovoltaiche connesse alla rete 
elettrica. Il tentativo ebbe successo e la collaborazione ENEA – ENEL – 
CEE permise l’istallazione di numerosi impianti “pilota”, tra cui quello 
DELPHOS da 300 kWp a Foggia, che era all’epoca il più grande d’Europa 
(impianto potenziato successivamente a 600 kWp ancora oggi in funzione). 
Il risultato della campagna di sperimentazione fu la dimostrazione della 
validità tecnica della tecnologia fotovoltaica in relazione alla 
possibilità di produrre grandi quantità di elettricità. Si cominciò a 
progettare la fase successiva, quella dello sviluppo di grandi impianti 
da collegare alla rete elettrica, tanto che l’inizio degli anni ’90 vide 
la realizzazione della centrale dell’ENEL di Serre Persano da 3,3 MWp, 
prima parte di un progetto da 10 MW. La privatizzazione dell’ENEL, nel 
frattempo intervenuta, non permise l’implementazione del progetto e 
determinò la stasi del programma di sviluppo del fotovoltaico italiano 
con le conseguenze del ritardo tecnologico rispetto ad altri paesi 
europei, che oggi sono sotto gli occhi di tutti.
Proprio in occasione del primo programma fotovoltaico, l’ENEL si pose il 
quesito della compatibilità tecnica tra la potenza casualmente 
intermittente del fotovoltaico e dell’eolico e la stabilità della 
potenza circolante in rete. Fu commissionato uno studio al Centro 
Ricerche ENEL di Cologno Monzese, che si concluse con un risultato non 
definitivo e con il riconoscimento della necessità di ulteriori 
approfondimenti in relazione alla complessità dell’argomento.
In ogni caso, il rapporto conclusivo del primo studio fu classificato 
“riservato” e fatto circolare solo fra gli addetti ENEL. Ho avuto modo 
di leggere quel documento in modo informale ed ho potuto così apprendere 
che il limite di accettazione in rete per la potenza intermittente 
risultava intorno al 15% della potenza dei generatori rotativi 
complessivamente attivi in collegamento alla rete, cioè di quei 
generatori la cui potenza può essere variata rapidamente per compensare 
le variazioni della potenza richiesta dal carico.
Questa cifra era strettamente collegata alla situazione del parco dei 
generatori elettrici presenti nella rete italiana alla data dello 
studio, cioè all’inizio degli anni ’80. Nel 1994, un rapporto del World 
Energy Council (Renewable Energy Resources, pp.120-21, Kogan Page Ltd, 
London) affrontava l’argomento in modo generale, confermando l’esistenza 
del limite da collocare tra il 20 e il 30%. Uno studio successivo, 
commissionato al CESI intorno al 2000 ed anch’esso mai pubblicato, ha 
fatto riferimento alla nuova configurazione del parco elettrico italiano 
degli anni ’90 ed ha portato a stimare il limite di penetrazione intorno 
al 20-25%. Ho appreso questa cifra da informazioni verbali riservate 
ottenute da colleghi dell’ENEL durante un convegno e, purtroppo, non 
sono in grado di suffragarla citando una precisa pubblicazione, (che 
forse nel frattempo può esserci stata).
Mentre nessuno mette in dubbio l’esistenza del limite, sulla sua entità 
precisa si può avere qualche riserva, essendo la cifra fortemente 
dipendente dalla tipologia dei generatori, dalla configurazione 
topologica della rete e dalle connessioni con le reti dei paesi 
confinanti, tutti fattori che cambiano nel tempo. In mancanza di uno 
studio più aggiornato, considereremo la percentuale indicata come un 
riferimento per la situazione italiana con l’avvertenza della 
possibilità di una certa tolleranza.
Funzionamento della rete
Per capire il significato del limite, è necessario conoscere la rete 
elettrica almeno nelle sue parti essenziali ed il suo funzionamento 
schematico. Pertanto, anche a costo di annoiare i lettori ripetendo 
alcuni concetti espressi in precedenti lavori, proverò a descrivere 
brevemente la composizione e il funzionamento di questo sistema così 
complesso, utilizzando la mia approssimata conoscenza del sistema 
elettrico. L’argomento è molto complicato e la comprensione approfondita 
richiede conoscenze elettrotecniche specialistiche, non sempre presenti 
nei lettori. Tuttavia, per i fini di questo lavoro, basterà affrontare 
il tema in modo descrittivo, cercando di semplificare al massimo 
l’argomento.
La rete elettrica è un sistema energetico molto articolato, distribuito 
su tutto il territorio nazionale, in cui si possono distinguere quattro 
sotto insiemi principali.
1. Il primo è costituito dai numerosi e diversi generatori di potenza, 
che producono l’energia elettrica da distribuire e vendere agli utenti.
2. Il secondo è rappresentato dalle linee di trasmissione che, 
opportunamente collegate in maglie e nodi, indirizzano i flussi 
energetici dai generatori agli utenti.
3. Il terzo è rappresentato dall’insieme delle apparecchiature 
elettriche a cui è destinato il flusso d’energia, detto brevemente 
carico d’utenza.
4. Il quarto è costituito dal sottosistema di telemisurazione e 
controllo, che gestisce l’intero sistema assicurandone il corretto 
funzionamento temporale in relazione alla domanda di energia degli 
utenti. Detto in altri termini, il flusso di energia dai generatori ai 
carichi è regolato da un sistema di controllo il cui compito consiste 
nel mantenere, istante per istante, il livello di potenza nei nodi di 
smistamento sui valori richiesti dai carichi che afferiscono a quei 
nodi. In condizioni di equilibrio, una volta raggiunto il punto di 
lavoro, il controllo agisce in modo automatico correggendo le piccole 
fluttuazioni causate da eventuali variazioni di potenza nei generatori 
e/o nei carichi.
Infine, l’intera rete è collegata alle reti dei paesi confinanti con i 
quali scambia energia all’occorrenza.
Perché l’energia elettrica possa fluire con regolarità e in modo 
efficiente dai generatori ai carichi, è rigorosamente necessario che 
tutti generatori operino in modo sincrono: tutti devono fornire tensione 
e corrente alla stessa frequenza e con la stessa fase con limiti di 
tolleranza strettissimi (intorno all’1%). Questo è un requisito tecnico 
fondamentale da cui, come vedremo, dipende la nascita del limite 
d’immissione in rete per le fonti intermittenti.
In condizioni di funzionamento standard, la rete elettrica è un sistema 
in equilibrio dinamico e il sistema di controllo mantiene il 
funzionamento nel punto di lavoro istantaneo determinato dalla 
configurazione ed entità dei carichi. Al variare temporale della domanda 
di energia, il controllo agisce sui generatori modulandone la potenza in 
modo da seguire la richiesta dei carichi. In definitiva, se indichiamo 
con Pi(t) la richiesta di potenza del carico i-esimo nell’istante t e 
con Pgj(t) la potenza erogata nello stesso istante dal generatore 
j-esimo, le funzioni Pc(t) = SommatoriaiPi(t) e Pg(t) = 
SommatoriajPgj(t) sono dette rispettivamente diagramma di carico e di 
generazione. Il sistema di controllo fa in modo che il diagramma di 
generazione copra fedelmente il diagramma di carico per ogni istante 
della giornata. “Fedelmente” vuol dire che non ci deve essere spreco 
economico nella produzione per eccesso di offerta, né danno economico 
nell’utenza per deficit di potenza. Pertanto, nel caso ideale, istante 
per istante si ha che:
SommatoriajPgj(t) = SommatoriaiPi(t)
Dove la sommatoria al primo membro si estende a tutti i generatori 
attivi collegati alla rete e quella al secondo membro è estesa a tutti i 
carichi alimentati, rappresentando la richiesta totale di potenza.
Il valore delle sommatorie determina il livello della potenza totale 
presente in rete nell’istante considerato. Questo valore varia nel tempo 
in funzione della richiesta, ma in ogni caso l’uguaglianza tra la 
fornitura e la richiesta è mantenuta dal sistema di controllo.
Per questioni di economia, di norma, i generatori attivi sono fatti 
funzionare al massimo della potenza erogabile. Mano a mano che, nel 
corso della giornata, la richiesta di energia aumenta, il sistema di 
controllo fa crescere la potenza dei generatori funzionanti, portandoli 
fino al loro limite e poi attiva nuovi generatori, che, fino a quel 
momento erano tenuti disponibili in stand by, e così via fino a saturare 
completamente la domanda di potenza.
Alla rete sono collegati e tenuti attivi anche numerosi generatori 
rotativi termoelettrici “rapidi”, detti così perché hanno la proprietà 
di avere una rapida risposta (con tempi inferiori al minuto) rispetto al 
comando di variazione della potenza erogata, impartito dal sistema di 
controllo. Queste macchine non sono fatte funzionare alla massima 
potenza, ma mantenute un po’ al di sotto (circa al 90-95%) in modo da 
avere la possibilità di spingerle al massimo in caso di improvvise e 
impreviste richieste dei carichi. Esiste quindi un margine complessivo 
di potenza nella rete, DeltaPr, detto margine di riserva, a cui il 
sistema di controllo fa ricorso per compensare impreviste fluttuazioni 
dei carichi (o abbassamenti di potenza degli altri generatori per 
malfunzionamenti o guasti). Fanno parte del margine DeltaPr anche alcuni 
singoli generatori ad accensione rapida di piccola taglia (impianti 
turbogas e idroelettrici) tenuti in stand by e generalmente usati per 
coprire i picchi di assorbimento del diagramma di carico.
Per quanto vedremo meglio nel seguito, occorre evidenziare il fatto che 
il margine di potenza, di norma, non produce kWh da vendere e, pertanto, 
esso pesa sul bilancio economico a causa dei costi fissi d’impianto, che 
comunque i produttori devono sostenere per assicurare la riserva. Questi 
costi sono riconosciuti dal GSE e caricati sugli utenti come costi di 
gestione della rete sotto la voce costi di dispacciamento. Per non 
aggravare la bolletta, il margine di potenza è mantenuto sempre al 
minimo possibile compatibilmente con le previsioni statistiche di 
possibili perturbazioni dell’equilibrio.
Esaminiamo ora il caso della presenza in rete dei generatori casualmente 
intermittenti, come sono quelli eolici e fotovoltaici. Anzi, per maggior 
semplicità, limitiamoci a vedere che cosa accade con il fotovoltaico.
Quando il sole mattutino comincia a incidere sui pannelli, l’elettricità 
fotovoltaica inizia a fluire nella rete, andando a sommarsi a quella, 
già presente, dei generatori convenzionali. Indichiamo con Pph(t) la 
potenza fotovoltaica immessa in rete nell’istante t. Poiché il diagramma 
di carico Pc(t) non è cambiato rispetto al caso di assenza del 
fotovoltaico, il mantenimento dell’equilibrio dinamico richiede ora che:
Pph(t) + Pg’(t) = Pc(t)
Cioè:
Pg’(t) = Pc(t) - Pph(t)
La potenza complessiva richiesta ora ai generatori convenzionali si 
riduce della stessa quantità della potenza generata dal fotovoltaico, in 
modo che le esigenze del carico possano essere soddisfatte.
Per un momento facciamo l’ipotesi migliore possibile, cioè che la 
giornata sia limpida e serena e che la probabilità di annuvolamento sia 
quasi nulla (si noti il termine “probabilità”, non “certezza”). Inoltre 
dobbiamo ipotizzare che il carico si mantenga costante nel periodo in 
esame in modo da non richiedere interventi di compensazione da parte del 
sistema automatico di controllo con il ricorso ai generatori convenzionali.
In tali condizioni idealistiche, possiamo ridurre la potenza dei 
generatori convenzionali della stessa quantità di cui cresce la potenza 
fotovoltaica immessa in rete. Al limite, possiamo arrivare a pensare di 
sostituire tutta la potenza convenzionale (naturalmente avendo a 
disposizione un parco fotovoltaico adeguato). Quindi, non deve suscitare 
meraviglia il fatto che il contributo del fotovoltaico possa 
raggiungere, in condizioni molto particolari, incidenza rilevante, anche 
al di sopra del limite indicato del 20-25%. Il fatto è prevedibile, 
senza doverlo considerare “epocale”.
La questione è se in tali condizioni, oltre a ridurre la potenza erogata 
dai generatori convenzionali, cosa che ci fa risparmiare il costo del 
combustibile, possiamo anche eliminarne qualcuno dalla rete realizzando 
il risparmio dei costi fissi. E qui purtroppo iniziano le dolenti note.
Per poter spegnere e staccare dalla rete quei generatori convenzionali 
la cui potenza è stata sostituita per l’immissione del fotovoltaico, sia 
pure per il solo periodo solare della giornata, dovremmo avere la 
certezza della fornitura della potenza fotovoltaica per lo stesso 
periodo (prevedibilmente modulata nel tempo secondo l’andamento 
dell’insolazione). Purtroppo la certezza assoluta non si può avere, 
anche se in qualche caso potremmo contare su un alto valore di 
probabilità della fornitura. Non a caso, anche sopra, abbiamo usato il 
termine “probabilità”, perché la potenza fotovoltaica è una variabile 
aleatoria. La probabilità di annuvolamento in una giornata limpida non è 
affatto nulla e questo evento, come vedremo, può avere conseguenze 
negative molto importanti sull’intera rete nel caso di una penetrazione 
rilevante del fotovoltaico.
Inoltre, la possibilità di rimozione temporanea dei generatori 
convenzionali, e quindi del risparmio dei costi fissi d’impianto, è 
impedita dal fatto che tali generatori, sono costituiti per la maggior 
parte da impianti termoelettrici di grande taglia, il cui spegnimento e 
riavvio richiede tempi lunghi più di 12 ore, periodo difficilmente 
compatibile con la dinamica della generazione fotovoltaica, soprattutto 
in presenza di fluttuazioni rapide dovute alla nuvolosità. Quindi, 
questi impianti, che hanno anche la funzione dell’intervento di riserva, 
devono rimanere accesi a potenza ridotta, in modo da poter essere 
modulati rapidamente in ogni momento per compensare l’andamento 
fluttuante del fotovoltaico e/o dei carichi. Pertanto, in generale, non 
è possibile rimuovere alcun generatore termoelettrico, anzi, da questo 
punto di vista, si verifica il paradosso che un aumento della potenza 
fotovoltaica al di sopra della capacità di reazione del normale margine 
di riserva comporta la necessità di aggiungere nuovi generatori di 
riserva per garantire la sicurezza della rete, facendo aumentare di 
conseguenza i costi di gestione.
Esiste, tuttavia, una parte di generatori di piccola taglia (impianti 
turbogas), destinati a coprire i picchi di richiesta, che hanno un tempo 
di spegnimento e riaccensione di durata dell’ordine di ½ ora o 1 ora. 
Tali impianti possono essere spenti e risparmiati nelle giornate in cui 
la probabilità di insolazione stabile è alta e le eventuali fluttuazioni 
della radiazione solare hanno variazione lenta. In questo caso, ci si 
può basare sulle previsioni meteorologiche per impostare un piano di 
riduzione del numero di impianti ed assegnare al fotovoltaico un certo 
credito di potenza. Purtroppo, il numero di tali impianti pesa sul 
diagramma di generazione relativamente poco e, quindi, il credito di 
potenza da assegnare al fotovoltaico, che li sostituisce solo in parte, 
sarà marginale.
Come nasce il limite d’accettazione
Quale è il guaio peggiore che possa capitare alla rete?
E’ senza dubbio il “black out” parziale o totale. Quest’ultimo è un 
evento poco probabile, ma è già capitato due volte in tempi recenti, 
mentre quello parziale è più probabile e si verifica con maggiore 
frequenza. Senza entrare nei particolari, a noi basta sapere che, da un 
lato, durante il periodo di blocco non c’è produzione e quindi il danno 
economico sui produttori è rilevante, dall’altro lato, il danno causato 
agli utenti è enorme e produce un contenzioso legale di rivalsa a 
cascata sull’intero sistema di gestione della rete. (Basta pensare 
all’effetto sugli ospedali, sui trasporti ferroviari, sugli aeroporti, 
sul funzionamento dei grandi centri commerciali, ecc.) Non desta 
meraviglia, perciò, il fatto che i gestori delle reti nazionali cerchino 
di evitare in ogni modo le cause di possibili black out.
Come può avvenire questo evento?
Per cominciare, consideriamo il caso della nostra rete senza il 
fotovoltaico. Siamo in un giorno lavorativo qualsiasi in piena mattina e 
il sistema è in equilibrio dinamico sul livello di potenza richiesto dal 
carico Pc(t). All’improvviso, in modo imprevisto, si genera una 
perturbazione dell’equilibrio in una parte della rete. Le cause 
principali possono essere dovute, ad esempio, al guasto improvviso di un 
generatore di grande potenza e conseguente blocco dello stesso, o allo 
sgancio non previsto di un grosso carico per corto circuito, o 
all’aggancio non programmato di apparecchiature di grossa potenza, o 
caduta di fulmini sulle linee di trasmissione ad alta tensione, ecc.
La perturbazione appare sulle linee come una variazione brusca di 
tensione e di frequenza. Il sistema automatico di controllo interviene 
immediatamente agendo sui generatori rotativi di riserva richiedendo 
loro la potenza venuta a mancare e la compensazione del calo di 
frequenza con l’aumento del numero dei giri. Per questioni di rapidità 
d’intervento, sono interessati alle compensazioni per primi i generatori 
della riserva attiva che si trovano nella parte di rete in cui si 
verifica il guasto. Se l’entità della richiesta di potenza è maggiore 
della riserva vicina disponibile, l’intervento si allarga alle altre 
parti della rete con i tempi di risposta consentiti dagli impianti 
disponibili. Nella maggior parte dei casi, il sistema di controllo 
riesce a riportare in pochi minuti la rete locale all’equilibrio e il 
punto di lavoro della rete nazionale subisce solo un piccolo spostamento.
Può capitare, però, il caso in cui l’intensità della perturbazione 
rappresenti una frazione notevole del livello di potenza in cui si trova 
in quel momento la rete e che l’evento sia molto brusco, tanto che, da 
un lato, la potenza di riserva immediatamente attivabile dal sistema di 
controllo non sia sufficiente a coprire il deficit e, dall’altro, la 
rapidità della variazione non permetta il ricorso ai generatori lenti in 
stand by. In questo caso la richiesta eccessiva di potenza sul primo 
generatore di riserva interessato può causare un sovraccarico che il 
sistema di protezione dell’impianto giudicherà pericoloso per la sua 
integrità. La conseguenza immediata è lo spegnimento automatico del 
generatore ed il suo distacco dalla rete. Questo è causa di ulteriore 
aumento dell’intensità della perturbazione con la conseguente 
propagazione rapida a cascata sugli altri generatori vicini, che 
reagiranno automaticamente allo stesso modo, mettendosi in sicurezza. Il 
risultato è che, in pochi minuti, si ha il black out locale di quella 
parte e, nel caso peggiore, di tutta la rete.
La più recente verifica sperimentale di questo evento si è avuta nella 
notte del 28 settembre 2003 alle ore 3.01, quando la caduta di un albero 
sulla linea ad alta tensione che collega il Piemonte alla Svizzera ha 
bruscamente interrotto il flusso di circa 2000 MW verso la centrale di 
Rondissone, la cui capacità di reazione non era adeguata a compensare 
tale deficit. La richiesta immediata di compensazione locale fatta alla 
linea francese, che in quel momento immetteva in Italia circa 4000 MW, 
portava ad oscillazioni di tensione e di frequenza ritenute pericolose 
per la stabilità della stessa rete francese con il conseguente distacco 
dalla rete italiana. In pochi minuti sono venuti a mancare altri 4000 
MW, cioè in totale circa 6000 MW sui 27000 MW che alimentavano la rete 
in quel momento. L’impatto di questo transiente sull’intero sistema 
portò ad un abbassamento della frequenza sull’intera rete, che si 
ridusse in pochi minuti da 50 Hz al valore (critico per i sincronismi) 
di 47,5 Hz, imponendo interventi di distacco a catena sul Nord, ma anche 
sui generatori dell’estremo Sud, fino alla Sicilia.
La richiesta immediata di potenza ha sovraccaricato l’impianto di 
Rondissone causandone lo spegnimento automatico. Il sistema di controllo 
della rete ha reagito iniziando a distaccare i carichi e a richiedere 
l’intervento di tutti i generatori della riserva del Nord Italia. 
Purtroppo, a causa dell’ora notturna, essi erano in gran parte spenti. 
Il black out riguardò tutta l’Italia: al Sud per qualche minuto, al Nord 
per qualche ora ed in alcune zone del Nord Est il blocco durò circa 24 
ore con danni enormi.
La lezione appresa da questo evento può essere grossolanamente riassunta 
dicendo che la perturbazione causata dalla mancanza improvvisa di 6000 
MW sulla situazione d’equilibrio in rete di 27000 MW ha provocato il 
black out totale. L’intervento dei 21000 MW di generatori termoelettrici 
attivi con il loro scarso margine di riserva non ha permesso la 
compensazione dello squilibrio ed il recupero della stabilità della 
rete. Detto in termini relativi: una variazione dello stato di 
equilibrio della potenza in rete pari al 22% (rispetto al livello 
operativo) e al 28% (rispetto alla potenza rotativa attiva) ha 
determinato il black out (naturalmente nelle condizioni della 
configurazione di rete del 28 settembre 2003).
L’evento non ci consente di stabilire quale sia il limite esatto di 
tolleranza per l’intensità della perturbazione da parte del sistema di 
controllo della rete, tuttavia l’esperienza ha dimostrato che tale 
limite deve essere posto sicuramente sotto al 28% della quantità di 
potenza dei generatori rotativi attivi in rete. Da questo punto di vista 
lo studio del CESI (limite al 20-25%) appare in perfetto accordo.
Veniamo ora al caso in cui sia presente in rete la potenza fotovoltaica 
Pph. Supponiamo di trovarci in un momento statisticamente fortunato di 
piena insolazione sulla maggior parte degli impianti, mentre in cielo 
sono presenti grosse nuvole sparse che corrono spinte dal vento. Il 
gestore della rete, come abbiamo visto, ha ridotto della stessa quantità 
la potenza Pg dei generatori convenzionali fino al valore Pg’ = (Pc - 
Pph). In ogni caso, temendo l’aleatorietà del fotovoltaico, li ha 
mantenuti attivi, a bassa potenza, in modo da poterli riportare a regime 
rapidamente nell’eventualità di variazioni della curva di produzione oraria.
Supponiamo ora il caso peggiore, cioè che il nostro momento fortunato si 
trasformi improvvisamente in uno sfortunato, statisticamente 
improbabile, ma pur sempre possibile, in cui la maggior parte degli 
impianti siano oscurati dalle nuvole simultaneamente. La potenza 
fotovoltaica subisce un brusco decremento con conseguente variazione di 
ampiezza pari a Pph e la perturbazione si trasmette istantaneamente 
alla rete. Il sistema automatico di controllo interviene nel tentativo 
di compensare la variazione di tensione e frequenza facendo ricorso alla 
riserva di potenza dei generatori rotativi rapidi, in quel momento 
attivi in rete.
Come si può costatare, il caso è del tutto analogo a quello sopra 
descritto del distacco della linea svizzera che causò il black out nel 2003.
Indichiamo genericamente con K il limite di accettazione della rete per 
l’immissione di potenza intermittente come frazione della potenza Pg dei 
generatori di riserva in quel momento attivi. Naturalmente, data la 
natura statistica dell’evento, il valore di K sta ad indicare che il 
superamento del limite non provoca sicuramente il black out, ma soltanto 
che la probabilità dell’evento è fortemente aumentata.
Si possono dare due casi per l’ampiezza della variazione della potenza 
fotovoltaica:
1. DeltaPph < K Pg; 2. DeltaPph > K Pg.
Per quanto abbiamo visto, nel primo caso il sistema di controllo può 
recuperare l’equilibrio utilizzando la riserva di potenza, mentre nel 
secondo si può rischiare il black out, qualora non si riuscisse ad 
effettuare in tempo il distacco d’emergenza dei carichi, cosiddetti 
interrompibili.
Il verificarsi dell’evento estremo non solo dipende dalla disponibilità 
di sufficiente capacità di riserva per compensare l’ampiezza della 
variazione, ma dipende anche dalla rapidità con cui si realizza tale 
variazione. Infatti la possibilità di recupero da parte del controllo 
della caduta di frequenza (prima che essa scenda sotto il limite dei 
sincronismi) dipende dalla rapidità di risposta dei generatori e dalla 
necessità di mantenere tale risposta entro condizioni di sottocriticità 
per evitare le oscillazioni del numero dei giri. La risposta immediata 
ai transienti troppo bruschi non è permessa e in tali condizioni le 
variazioni di frequenza possono portare i generatori allo spegnimento in 
protezione.
Probabilità del black out
Come si è detto, il limite di penetrazione K ha un significato 
probabilistico. Se la variazione relativa DeltaPph/Pg > K, ciò non 
significa che è certo il black out, significa solo che esiste una 
probabilità finita che l’evento possa avvenire. Naturalmente, il rischio 
dei danni che tale caso può procurare dovrebbe essere sufficiente a 
mettere in allarme il GSE circa l’aggiunta in rete di nuova potenza 
intermittente.
Allo stato attuale, non risulta che ci sia stata una valutazione 
ufficiale del limite da parte del GSE, anche se, limitatamente al caso 
particolare della rete siciliana, la Terna ha sollevato qualche dubbio 
di tenuta rispetto alla quantità di potenza eolica ulteriormente 
collegabile.
Tutto ciò premesso, andiamo avanti con le nostre considerazioni. 
Consideriamo affidabile il valore di K = 25%, indicato dallo studio CESI 
e convalidato dal black out del 2003 e cerchiamo di ricavare il valore 
limite di DeltaPph.
Per far questo abbiamo bisogno di stabilire con una certa sicurezza il 
valore di Pg e ciò non è affatto facile, perché le informazioni circa le 
centrali elettriche sono state classificate come riservate a partire dal 
maggio 2008. I dati pubblicati dalla Terna riguardano soltanto la 
potenza totale termoelettrica, che è di 79430 MW alla fine del 2010, 
senza alcuna specificazione circa il tipo e l’ubicazione delle centrali. 
Questo dato costituisce l’estremo superiore per Pg, poiché esso 
comprende anche i generatori utilizzati soltanto nei momenti di punta.
Dall’altro lato possiamo vedere nei diversi diagrammi giornalieri di 
carico, pubblicati dalla Terna, che nelle ore meridiane la potenza alla 
base del picco d’assorbimento si aggira intorno ai 38000-40000 MW, 
mentre quella di picco può arrivare a oltre 50000 MW. Poiché la potenza 
di picco è fornita essenzialmente dalle centrali idroelettriche e turbo 
gas, possiamo ragionevolmente concludere che la potenza di base e 
intermedia provenga tutta dai generatori termoelettrici. Pertanto, 
considerato un adeguato margine di riserva, possiamo supporre che la 
potenza attiva disponibile possa assommare a circa 45000 MW e tale 
valore può essere considerato come l’estremo inferiore per Pg.
Infine, da una lista delle centrali elettriche italiane pubblicata da 
Wikipedia, sicuramente non aggiornata, si ricava che la potenza totale 
dei generatori termoelettrici di taglia superiore a 100 MW (quelli 
utilizzabili per la riserva) è pari a 47500 MW.
In conclusione, possiamo ragionevolmente assumere che la potenza dei 
generatori rotativi attivi nella rete è all’incirca Pg = 50000 MW. Di 
conseguenza, il rischio di black out dovrebbe presentarsi quando la 
potenza fotovoltaica Pph, immessa in rete, può subire casualmente una 
variazione superiore a DeltaPph = K Pg = 12500 MW.
Per l’incertezza con cui si conosce il livello della potenza rotativa Pg 
e il significato probabilistico di K, questo numero non va preso come 
una misura precisa del limite d’accettazione. Esso, piuttosto, va 
considerato come un’indicazione del livello di penetrazione in rete 
delle fonti intermittenti, intorno al cui valore ci si deve incominciare 
a preoccupare per il rischio di black out.
Ricordiamo che, in caso di annuvolamento nelle ore meridiane, deltaPph = 
Pph – Pph0, dove Pph0 rappresenta il livello inferiore a cui si porta la 
potenza degli impianti per l’oscuramento del sole. Il funzionamento del 
fotovoltaico è tale che la potenza erogata va a zero solo in assenza 
completa di luce, cioè di notte; quindi, anche per un annuvolamento 
profondo, gli impianti continuano ad erogare potenza per circa il 30% 
della piena illuminazione, (livello corrispondente alla residua luce 
diffusa). Avremo allora Pph0 uguale a circa 0,3 Pph e quindi DeltaPph = 
0,7 Pph, cioè la massima variazione possibile è pari al 70% della 
potenza fotovoltaica istallata.
L’annuvolamento improvviso del cielo, simultaneamente sopra tutti gli 
impianti, è un evento estremamente improbabile, data la loro 
distribuzione diffusa su tutto il territorio nazionale. Tuttavia, a 
scopo cautelativo, immaginiamo che tale caso peggiore possa verificarsi.
Ricordiamo, inoltre, che anche la potenza eolica istallata Peol è 
intermittente e, quindi, anch’essa può improvvisamente variare 
profondamente. La possibilità della maggiore variazione si verifica in 
corrispondenza dell’ intensificazione del vento, quando la velocità 
delle raffiche arriva a superare il limite di cut out degli 
aerogeneratori. In questo caso, il sistema automatico di protezione 
mette in bandiera le pale riducendo rapidamente a zero la potenza 
erogata dalle macchine. Pertanto, l’erogazione può passare bruscamente 
da Peol a zero con una variazione d’ampiezza DeltaPeol = Peol. Purtroppo 
ciò avviene di regola proprio in correlazione con il passaggio di una 
grande perturbazione atmosferica, quando è più probabile l’evento 
contemporaneo dell’oscuramento del sole sugli impianti fotovoltaici. Il 
risultato, (sempre in termini probabilistici del caso peggiore) è che la 
variazione dell’eolico si somma a quella del fotovoltaico e si può avere 
una variazione totale della potenza immessa in rete:
DeltaP =DeltaPph + DeltaPeol = 0,7 Pph + Peol
Il rischio di black out inizia se e quando si dovesse superare il limite 
d’accettazione:
DeltaP = 0,7 Pph + Peol > 12500 MW
Per il fotovoltaico, questa condizione significa che la potenza 
installata compatibile con quella eolica dovrebbe mantenersi al di sotto 
del valore:
Pph = (12500 - Peol)/0,7
Il rapporto ultimo disponibile della Terna assegna all’eolico al 2010 
una potenza istallata di circa 6000 MW, per cui la potenza fotovoltaica 
massima istallabile sarebbe Pph = 9300 MWp, ipotizzando che la potenza 
eolica non aumenti ulteriormente (cosa che si sta puntualmente verificando).
Fino a pochi anni fa, questo livello di potenza era considerato così 
lontano che sembrava prematuro stare a preoccuparsi del rischio di black 
out. I 7750 MW fotovoltaici, che risultano oggi collegati alla rete, si 
trovano ancora entro la zona di sicurezza, ma si stanno avvicinando 
molto al limite che può portare all’instabilità della rete con 
probabilità finita del black out.
Conseguenze del limite sul contributo energetico
Come abbiamo visto, il limite K è un concetto statistico che contiene un 
certo margine d’incertezza. Per questo motivo, si può discutere sulla 
sua entità in relazione ai fattori da cui esso dipende. Sulla sua 
esistenza, però, non si può avere incertezza, essendo il concetto 
conseguenza diretta dell’aleatorietà della produzione di potenza e dei 
suoi effetti sul sistema automatico di controllo della rete.
Pertanto, le fonti rinnovabili elettriche casualmente intermittenti, 
collegate direttamente alla rete senza accumulo, hanno un limite di 
penetrazione K.
L’energia elettrica prodotta congiuntamente da fotovoltaico ed eolico in 
corrispondenza di questo limite è data da:
E = K Pg H (MWh)
Dove H = 1350 è il numero di ore equivalenti di funzionamento a piena 
potenza mediato sulle due fonti rispetto alle medie nazionali di 1200 
ore per il fotovoltaico e 1500 ore per l’eolico.
La richiesta totale di elettricità è stata nel 2010 di Eel = 326 106 MWh 
(vedi qui), per cui il contributo massimo delle rinnovabili 
intermittenti corrisponde ad una quota del fabbisogno elettrico di:
Q = E/Eel = (K Pg H)/Eel = 5,2%
Dove si è posto K = 0,25 e Pg = 50000 MW.
Pertanto, in termini di elettricità, le nostre fonti intermittenti 
potranno portare un contributo massimo intorno al 5,2%.
Ricordiamo, infine, che l’incidenza del settore elettrico sui consumi 
totali di energia è di circa il 35%. Quindi, in termini di energia 
primaria, il contributo delle fonti intermittenti sul bilancio 
energetico nazionale sarà marginale, essendo confinato intorno al 2%. Le 
attese poste su queste fonti per il risanamento ambientale emergono come 
fortemente ridimensionate.
Questo deludente risultato è dovuto indubbiamente al valore basso del 
limite di penetrazione in rete da noi ipotizzato per i calcoli (25%). 
Tuttavia, se assumessimo un valore doppio, il contributo si porterebbe 
intorno al 4%, rimanendo ugualmente marginale rispetto al fabbisogno 
energetico.
La conclusione è che la presenza in sé del limite di penetrazione in 
rete introduce un tetto al possibile contributo delle fonti 
intermittenti e, quindi, all’ulteriore sviluppo del mercato. Se vogliamo 
realizzare pienamente le loro indubbie potenzialità, come d’altra parte 
impone la crisi climatica, dobbiamo assolutamente rimuovere il vincolo 
dell’intermittenza, passando ad un nuovo modello di applicazione dei 
sistemi che contempli anche l’accumulo dell’energia.
L’approssimarsi delle complicazioni di gestione della rete, dovute al 
raggiungimento del limite, impone che tale provvedimento strategico sia 
preso in tempi relativamente brevi. Diamoci da fare!
http://aspoitalia.blogspot.com/2011/07/rinnovabili-intermittenti-limite-di.html
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Sandro kensan 
www.kensan.it
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