3.1 Criteri di selezione dei parametri per l'analisi di sensibilità zonale
L'impostazione metodologica del presente studio si fonda sulla formulazione di un quadro analitico rigoroso, concepito per quantificare l'interazione dinamica tra l'espansione della generazione rinnovabile e le limitazioni fisiche della rete di trasmissione nazionale. L'integrazione su larga scala di risorse distribuite e impianti non programmabili nelle aree meridionali altera significativamente i parametri operativi del sistema; in particolare, come evidenziato nella letteratura tecnica, l'elevata penetrazione di generazione distribuita modifica i livelli di corrente di guasto e incide sui profili di tensione lungo le dorsali (Analysis on the Impact of Renewable Energy to Power System Fault Level, 2018). Al fine di modellare tale complessità, il protocollo di ricerca adotta un approccio predittivo basato sulla quantificazione delle incertezze stocastiche e sulla stima in tempo reale dei flussi di potenza zonali. Questa formulazione matematica consente di valutare come le fluttuazioni locali della produzione rinnovabile si riflettano sull'intero comportamento della rete di trasporto, guidando algoritmi di calcolo vincolati alle reali capacità infrastrutturali (Managing the Uncertainty in the Integration of Renewable Energy into the Transmission Grid, 2026). La procedura di selezione dei parametri include indicatori di sensibilità nodale, gradienti di congestione dei rami critici e margini di stabilità transitoria. L'aggregazione sistematica di queste variabili costituisce il nucleo di un modello di ottimizzazione computazionale, il quale permette di isolare i colli di bottiglia strutturali e di determinare le soglie operative necessarie a prevenire fenomeni di congestione senza ricorrere a ingiustificate limitazioni del dispacciamento pulito.