Il grid-forming per la stabilità della rete elettrica: tecnologie, regole e opportunità per le aziende

Come gestire il rischio di stabilità della rete elettrica verso l’obiettivo Pniec di raggiungere nel 2030 in Italia il 65% di quota di energie rinnovabili rispetto al fabbisogno nazionale di elettricità?

Le aziende energivore necessitano di continuità e qualità dell’energia, ma la rete è sempre più sotto stress a causa dell’aumento della produzione di energia da fonti intermittenti. Inoltre, si prevede che la domanda si impenni nei prossimi anni per effetto della crescita dei data center e della transizione verso l’elettrificazione di consumi industriali, domestici e della mobilità stradale.

Le tecnologie grid-forming per l’integrazione delle fonti intermittenti (eolico e fotovoltaico) nella rete e l’importante novità della delibera n. 385/2025 di Arera sono quindi state l’oggetto del Focus Energia del 69° Faro Club Main Meeting.

Il grid-forming consiste nel fare in modo che tutti gli impianti connessi di generazione energetica partecipino al controllo della tensione della frequenza sulle reti elettriche anche in caso di grossi disturbi. In particolare, al 69° Faro si è parlato di due tipi di tecnologie: gli inverter di ultima generazione e i supercondensatori.

Inoltre, è stato posto l’accento sui vantaggi competitivi e le opportunità economiche che queste tecnologie per la stabilità della rete elettrica portano nella gestione energetica delle aziende manifatturiere in diversi settori, a partire dalla metallurgia. Il mercato elettrico italiano è infatti in trasformazione con il passaggio dal Pun ai Prezzi Zonali, e si sta progressivamente allineando con il resto dell’Ue anche a livello regolatorio (Tide – Testo Integrato di Dispacciamento Elettrico di Arera).

Fronius è una multinazionale austriaca di tecnologie per automazione saldatura, attiva dal 1992 anche nel settore delle energie rinnovabili come produttore di inverter di potenza. Cioè i componenti elettronici che sono il cuore degli impianti fotovoltaici.

«Oggi – dichiara Matteo Poffe, Managing Director di Fronius Italia srl – l’inverter non è più solo un convertitore, bensì un elemento cruciale che fa la differenza nell’abbassamento dei costi e nella gestione del rischio di approvvigionamento energetico per le aziende».

«La recente delibera 385 di Arera – spiega Davide Baltieri della Direzione tecnica e formazione clienti di Fronius Italia – impone per gli impianti fotovoltaici oltre i 100 kW di inserire un controllore di impianto che, oltre la potenza, può regolare altri parametri della gestione della rete e stabilizzare eventuali problematiche del distributore. Gli inverter intelligenti inseriti in più impianti fotovoltaici coordinati sono quindi diventati parte attiva anche per la qualità delle forniture energetiche e la stabilità della rete elettrica. Ed aprono nuove opportunità di business per chi se ne dota».

Carlo Degli Esposti, Managing Partner di Bsde Associates esperto di mercati energetici sottolinea la portata dell’innovazione regolatoria. «Gli inverter diventano attori centrali perché la richiesta di Arera di renderli controllabili da parte del gestore per le esigenze di stabilità della rete elettrica apre una serie di possibilità e di opportunità per gli operatori di gestire il portafoglio di generazione in maniera molto più flessibile e adeguata alle richieste».

I vantaggi per le aziende sono molto significativi, secondo Degli Esposti. «L’adeguamento degli inverter permetterà di ricavare ulteriori margini dalla riduzione dei costi di fornitura energetica dei propri impianti, soprattutto di quelli ibridi con generazione integrata a sistemi di stoccaggio. In seconda battuta – osserva il consulente – si apriranno o riapriranno opportunità di business per tutti quegli attori, come gli aggregatori, che fino ad oggi per via della struttura del mercato elettrico italiano non sono stati in grado di trovare sufficiente spazio per generare liquidità e ritorni significativi dall’attività di gestione del carico».

Novac srl è un’azienda di Modena, nata nel 2020, che produce supercondensatori per applicazioni nei settori automotive, aerospaziale e in altri campi della manifattura dove le aziende hanno bisogno di gestire picchi “anomali” di potenza per alimentare alcune fasi dei loro processi produttivi.

«I supercondensatori – spiega il Ceo e co-founder Matteo Bertocchi – sono accumulatori di energia, come le batterie. Ma il loro focus è la potenza, perché riescono a caricare e a scaricare molto più velocemente delle batterie».

Di fatto, possono essere utilizzati in tante applicazioni come buffer, cioè come polmoni di potenza immediata in grado di intervenire in un range temporale di millisecondi. «I supercondensatori sopperiscono a mancanze di potenza che possono capitare anche per generazioni fluttuanti come quelle del fotovoltaico e dell’eolico. Per esempio, nel caso della nuvola che passa sopra un impianto fotovoltaico. Inoltre – aggiunge Bertocchi – i supercondensatori possono compensare le richieste di potenza non costanti da parte dell’utilizzatore, che potrebbe aver bisogno di picchi di potenza per periodi brevissimi e che con questo tipo di soluzione evita di dover sovra dimensionare l’intero impianto dell’azienda».

Interessante poi è il fatto che non contengono né litio né terre rare, ma materiali che non pongono particolari criticità di reperibilità e di dipendenza da fornitori extra europei. «Sono dispositivi a zero rischio d’incendio – sottolinea Bertocchi – e con un fine vita più lungo delle batterie, perché possono sostenere centinaia di migliaia di cicli di carico e scarico. Chiaramente non possono soppiantare le batterie per le esigenze di accumulo energetico nel tempo (kWh), ma sono una soluzione complementare per le esigenze di potenza istantanea (kW)».

Carlo Degli Esposti è certo che le aziende dotate di impianti con produzione ibrida da fotovoltaico e stoccaggio e tecnologie grid-forming saranno in grado di negoziare condizioni più vantaggiose nei contratti Power Purchase Agreement (PPA).

«Poiché si possono trasmettere al fornitore informazioni molto dettagliate sul proprio ciclo di produzione, i PPA possono essere fatti su misura con prezzi inferiori rispetto ai 65 euro a MWh che abbiamo visto ultimamente. La grande novità nel quadro che si è creato nel mercato elettrico con la delibera Arera – puntualizza De Esposti – è che da ottobre 2025 la borsa chiude sui prezzi all’ultimo quarto d’ora, cioè segue la volatilità. I prodotti per fornire riserva al gestore di rete per la gestione della frequenza ora hanno lo stesso prezzo dei prodotti all’ingrosso: significa poter fare contratti più vantaggiosi con un aggregatore. E Il Pun sparirà. Finalmente ogni zona in Italia parteciperà al sistema di formazione del prezzo europeo in maniera paritetica rispetto a qualunque altra zona in Europa».

Sembra quindi che si stia veramente preparando uno scenario che sembrava impossibile, in cui sarà possibile operare sulla flessibilità delle risorse lato consumo per poter creare un sistema più resiliente e affidabile, basato sulla diffusione delle tecnologie di grid forming che aiutano l’integrazione delle fonti rinnovabili intermittenti e la stabilità della rete elettrica.

«Tutti i problemi relativi all’energia elettrica – chiosa Degli Esposti – devono essere gestiti attraverso quattro dimensioni che non possono non dialogare fra loro: ingegneria, operatività, mercato e regolazione. Se le quattro cose funzionano insieme, significa che abbiamo trovato la quadra. E a quel punto il gestore di rete dovrebbe in teoria essere soltanto un punto trasparente di passaggio fra consumo e produzione».