Assessing reserve requirements for the italian power system by 2030: a comparative analysis of forecast uncertainty and reserve estimation methods

As Italy transitions towards a high-renewable energy system under its 2030 National Energy and Climate Plan (NECP), the increasing penetration of non-programmable renewable energy sources (NP-RES) introduces significant uncertainty in power system operations. This study evaluates reserve requirements in 2023 and 2030 using two distinct estimation methodologies: the empirical formula method and the probabilistic convolution method. By analyzing load and renewable generation forecast errors, this research quantifies the total upward and downward reserve needs and examines their economic implications. Results show a significant increase in reserve requirements by 2030, with the formula method estimating a 41.64% rise in upward reserves and a 76.84% increase in downward reserves, while the convolution method projects a lower 21.42% and 56.75% increase, respectively, as compared to 2023, reflecting the growing impact of wind and solar variability. While the convolution method offers a refined, probabilistic reserve estimation, the formula method is chosen for further analysis due to its ability to provide a structured and transparent reserve sizing framework aligned with regulatory practices. Seasonal reserve and cost analyses reveal that spring exhibits the highest reserve demand, exceeding 40,000 MW, despite higher variance in summer and winter, due to prolonged periods of reserve activation. The total cost of reserves is projected to surpass €268 million annually, reinforcing the need for cost-efficient procurement mechanisms. This study underscores the necessity for enhanced forecasting accuracy, demand-side flexibility, and energy storage integration to ensure grid stability in a highly renewable future. The findings provide valuable insights for policymakers and transmission system operators in optimizing reserve planning while balancing economic and operational efficiency.

Mentre l'Italia si avvia verso un sistema energetico ad alta penetrazione di fonti rinnovabili nel quadro del Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) 2030, l'integrazione crescente delle fonti rinnovabili non programmabili (NP-RES) introduce significative incertezze nelle operazioni del sistema elettrico. Questo studio valuta i requisiti di riserva per il 2023 e il 2030 utilizzando due metodologie di stima distinte: il metodo empirico basato su formule e il metodo probabilistico basato sulla convoluzione. Analizzando gli errori di previsione del carico e della generazione rinnovabile, la ricerca quantifica il fabbisogno totale di riserva per la regolazione verso l’alto e verso il basso ed esamina le sue implicazioni economiche. I risultati mostrano un aumento significativo dei requisiti di riserva entro il 2030, con il metodo empirico che stima un aumento del 41,64% delle riserve verso l’alto e del 76,84% delle riserve verso il basso, mentre il metodo della convoluzione prevede un incremento inferiore, pari al 21,42% e 56,75% rispettivamente, rispetto al 2023, evidenziando l’impatto crescente della variabilità del vento e del solare. Sebbene il metodo della convoluzione offra una stima probabilistica più raffinata, il metodo empirico è scelto per ulteriori analisi grazie alla sua capacità di fornire un quadro strutturato e trasparente per la dimensionamento delle riserve in linea con le pratiche normative. Le analisi stagionali evidenziano che la primavera presenta la maggiore domanda di riserva, superando i 40.000 MW, nonostante una maggiore variabilità in estate e in inverno, a causa di prolungati periodi di attivazione della riserva. Il costo totale per il mantenimento delle riserve è previsto superare i 268 milioni di euro all'anno, sottolineando la necessità di meccanismi efficienti per l'allocazione delle risorse. Questo studio evidenzia l’importanza di migliorare l'accuratezza delle previsioni, potenziare la flessibilità della domanda e integrare soluzioni di accumulo energetico per garantire la stabilità della rete in un futuro caratterizzato da una forte penetrazione delle rinnovabili. I risultati offrono preziosi spunti per i decisori politici e i gestori del sistema di trasmissione nell’ottimizzazione della pianificazione delle riserve, bilanciando efficienza economica e operativa.