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sustainability & circular economy - energy transition

Energie rinnovabili
alla prova della flessibilità

Per raggiungere il target del 30% di energia da fonti rinnovabili entro il 2030 una delle formule ottimali è il metodo “Demand Response”, che si basa sulla collaborazione tra prosumer e gestori in Italia, come spiega Bcg

Marina Marinetti
Energie rinnovabilialla prova della flessibilità

Segnatevi questa data: 2030. Sembra lontana? E invece è più vicina di quanto si creda: mancano solo nove anni al traguardo italiano del 30% di energia da fonti rinnovabili nei consumi finali lordi. L’Europa lo vuole con il Clean Energy for All package e l’Italia si adegua con il Pniec, ovvero il Piano Nazionale integrato energia e clima. Così, entro nove anni, dovrà essere green il 55% dell’energia consumata nel settore elettrico, il 33,9% in quello termico e il 22% nei trasporti. Non sarà una passeggiata: sarà una maratona. O meglio: una corsa a ostacoli.

Prima di tutto perché l’energia rinnovabile non è programmabile né flessibile: «Mentre la generazione termica, per quanto inquinante, è flessibile e può aumentare e diminuire la produzione a seconda della domanda, l’energia rinnovabile è per sua natura altamente intermittente. Basta una nuvola per bloccare un impianto fotovoltaico, o l’assenza di vento per l’eolico», conferma a Economy Giulia Scerrato (nella foto), esperta in Bcg per la practice Energy. Non bastasse questo, c’è la solita questione della vil pecunia: «Per garantire la sicurezza della fornitura, se il sistema volesse continuare ad operare adottando una logica tradizionale, dovrebbe da una parte fare subito grossi investimenti sulla stabilità della rete elettrica e dall’altra far totalmente leva su impianti tradizionali per rispondere con flessibilità ai cambiamenti di produzione e domanda. Solo per il dispacciamento avremmo più di 600 milioni di euro di maggiori oneri e per il potenziamento e la resilienza della rete ci vorrebbero investimenti nell’ordine di 2 miliardi di euro per rinforzi sulla linea di trasmissione, Cavo Adriatico incluso, e più di 4 miliardi sulla distribuzione, in particolare sulle cabine e sulle linee per la connessione degli impianti fotovoltaici in media e bassa tensione».

Avete notato l’uso del condizionale? Non è improprio. Perché esiste una soluzione che non eliminerà del tutto la spesa, ma ci consentirà di raggiungere gli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione in maniera veloce ed efficiente riducendo e posticipando parte degli investimenti: si chiama Demand Response ed è già una realtà matura in altri paesi come Stati Uniti e Corea del Sud. «Il Demand Response si basa sull’istituzione di una figura, il Balancing Service Provider, che si occupa di aggregare clienti con determinate caratteristiche energetiche che si rendano disponibili, in caso di necessità sia a ridurre la domanda energetica della loro zona (es. spegnere impianti di produzione o utilizzare batterie di riserva) che ad immettere energia nel sistema (es. se hanno impianti di cogenerazione, batterie)», spiega la professionista di Bcg. «In cambio di questo servizio, il sistema riconosce al Balancing Service Provider (Bsp), che retrocede parte del beneficio ai clienti che ha aggregato, una quota fissa a remunerazione della disponibilità e una quota variabile al verificarsi dei fenomeni di chiamata». Si tratta di un modello flessibile, in grado di rispondere tempestivamente sia a picchi di domanda energetica che a cali temporanei di fonti rinnovabili come eolico e fotovoltaico, ma anche idrico. «Con il Demand Response il sistema elettrico passa da essere un complesso monodirezionale di grandi impianti ad essere multidirezionale, flessibile e partecipato da una molteplicità di attori non necessariamente di grandi dimensioni o che fanno dell’elettricità il loro business principale», sottolinea Giulia Scerrato.

Il demand response richiede l’istituzione di un balancing service provider che aggrega prosumer su base geografica

In Italia il Demand Response presenta un enorme potenziale di sviluppo e per il momento viene sperimentato da Terna: «Il progetto pilota Uvam (Unità Virtuali Abilitate Miste) consente l’aggregazione di soggetti con una capacità produttiva anche di un solo megaWatt. Il che significa, ad esempio, chiunque abbia un cogeneratore di medie dimensioni o sia in grado di modulare i propri consumi riducendo i prelievi elettrici», spiega Giulia Scerrato. «Lo scorso anno attraverso questo progetto sono state bandite aste per 1.000 MW per fornire capacità al sistema di dispacciamento in cui sono risultati assegnatari di capacità oltre 25 Bsp. La maggiore quota di mercato è detenuta da Enel X come maggiore incumbent, ma si sono affacciati con buone quote in questo mercato anche attori emergenti come Burgo Energia. Da un’analisi dell’andamento dei volumi assegnati durante l’anno è evidente un crescente aumento dell’interesse verso questo meccanismo che, in futuro, potrebbe avere potenzialità di sviluppo ancora maggiori». Attualmente sono circa 25 i Balance Service Provider in Italia: «Si sta creando una grande comunità, sia per un tema di sensibilità ambientale che per i vantaggi economici di cui godono i partecipanti: ci guadagna chi aggrega, chi ha il suo piccolo impianto, ma soprattutto il sistema, perché gli investimenti che si sarebbero dovuti affrontare per assicurare le rinnovabili vengono distribuiti fra molti soggetti».

Lo stoccaggio dell’energia un domani potrebbe vedere tra gli attori coinvolti anche le flotte aziendali

E un domani si potrebbero connettere in rete e sfruttare “la disponibilità energetica” anche i veicoli elettrici (vehicle to grid), anche perché la prossima sfida sarà quella dello stoccaggio, il cosiddetto storage, che permette di catturare l’energia prodotta in un determinato momento e utilizzarla successivamente a seconda delle necessità o per opportunismo economico, complice anche la progressiva riduzione dei prezzi del litio: «Lo storage -non solo quindi quello direttamente connesso alla rete ma anche quello asservito ad un impianto- diventa un potenziale abilitatore del Demand Response poiché quando il sistema “chiama” la modulazione di prelievo dell’impianto, la batteria installata presso il cliente potrebbe garantirne la continuità di produzione», sottolinea l’esperta di Bcg. «Questa caratteristica potrebbe diventare ancora più interessante con la diffusione della mobilità elettrica (es. flotte aziendali) che possono sfruttare la flessibilità degli accumulatori integrati nei veicoli per immagazzinare e fornire energia elettrica dalla rete elettrica (Vehicle-to-Grid o V2G)».

Possiamo immaginare in un futuro che anche in Italia acquisiscano un ruolo sempre crescente società provenienti da business contigui come le telecomunicazioni, o nuovi player come società di trasporti e bus elettrici o addirittura le concessionarie di auto? «Chiaramente il framework regolatorio sarà fondamentale per il buon esito di una partita in cui l’Italia si sta giocando il raggiungimento dei target comunicati all’Europa», conclude Giulia Scerrato «e dovrà basarsi su una maggiore stabilità dei quadri normativi abilitanti rispetto al passato».

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