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Accumuli e normativa, un mercato in fase di sblocco

Il contesto normativo e regolatorio per i sistemi di accumulo elettrochimico sta evolvendo rapidamente. Il 2013 è stato un anno decisivo e lo sarà anche il 2014: per i prossimi mesi sono attese altre norme importanti. Con il completamento del quadro normativo in Italia per l'energy storage si apre un mercato con un grande potenziale.

Il contesto normativo e regolatorio per i sistemi di accumulo elettrochimico, dopo la stasi del primo decennio del duemila, dal 2011 sta evolvendo rapidamente. Il 2013, in particolare, è stato un anno molto importante e per molti versi decisivo. A livello di utility, sulle reti in alta tensione l’Autorità per l'Energia (Aeeg) ha autorizzato e validato i primi progetti pilota proposti da Terna: 35 MW di potenza di accumulo “energy intensive” e 16 MW di potenza di accumulo “power intensive”.

Dal punto di vista della regolazione tecnica si è assistito alla creazione e all’avvio dei lavori del comitato tecnico (CT) 120 del CEI. Primo cantiere aperto e chiuso con rapidità ed efficienza (“nordica” più che italica) dal CT 120 è stato quello della scrittura, a 4 mani insieme al CT 316, delle varianti alle norme 0-16 e 0-21 con riguardo ai sistemi di accumulo a batteria. Le varianti definiscono univocamente la connessione alla rete di MT e BT dei sistemi di accumulo anche abbinati ad impianti di generazione rinnovabile secondo schemi impiantistici precisi e conformi alla regolazione vigente in materia di incentivazione delle rinnovabili e della cogenerazione ad altro rendimento.

A completamento di quanto disposto dal CEI, l’Autorità per l’Energia a fine dicembre 2013 ha finalmente emanato un veloce documento di consultazione, il DCO 613/13/R/eel (vedi QualEnergia.it) contenente le prime disposizioni regolatorie per i sistemi di accumulo, finalizzate a completare il quadro regolatorio e procedimentale per abilitare definitivamente l’impiego dei sistemi di accumulo a batteria sia in ambito di abbinamento alla generazione di media taglia (in primis da FER non programmabile) sia in ambito di generazione di piccola taglia in bassa tensione (esempio per fotovoltaico residenziale). Nel dettaglio, lo scopo dell’atteso DCO è definire, in prima applicazione, le modalità di accesso e di utilizzo della rete pubblica nel caso di sistemi di accumulo, nonché le misure dell’energia elettrica ulteriori eventualmente necessarie per la corretta erogazione di strumenti incentivanti o di regimi commerciali speciali.

Da ultimo, ma non meno importante, il mondo dei soggetti interessati all’implementazione dei sistemi efficienti di utenza o SEU ha potuto salutare con un certo sollievo la pubblicazione dell’attesissima delibera dell'Aeeg (la n. 578/2013) in materia. Arrivata dopo 5 anni di attesa, essa permetterà finalmente di mettere in pratica questi innovativi modelli impiantistici di autoproduzione e autoconsumo diretto (i SEU appunto), aprendo finalmente il relativo business anche nel nostro Paese.

I prossimi mesi saranno se possibile ancora più cruciali. Si attende ad esempio l’emanazione della delibera che maturerà a valle della consultazione sui sistemi di accumulo (il già citato DCO 613/13) e che recepirà e renderà cogenti le citate varianti alle norme tecniche CEI 0-16 e CEI 0-21 sugli schemi di connessione alla rete di MT/BT degli accumuli a batteria abbinati a impianti di generazione FER, sia esistenti che nuovi, sia incentivati che non.

Terminata la consultazione sugli orientamenti finali in materia di revisione delle regole per il dispacciamento (DCO 557/13), dovrebbe poi arrivare la pubblicazione della conseguente delibera di riforma delle regole per il mercato del dispacciamento (sia MSD ex ante che Mercato di Bilanciamento), che dovrebbe contenere importanti novità per iniziare ad abilitare, con la dovuta gradualità, anche le Unità di produzione non rilevanti (di potenza sotto i 10 MW), tra cui anche le FER non programmabili, alla fornitura di alcuni servizi di rete.

Al termine della consultazione sugli orientamenti in materia di riforma della disciplina di approvvigionamento delle risorse interrompibili (DCO 642/213), deve poi arrivare la pubblicazione della conseguente delibera di riforma del servizio di interrompibilità in prelievo.

Insomma, per una volta forse si intravede un disegno coerente e finalmente “propositivo” che si muove su due direttrici: la prima è la progressiva corresponsabilizzazione della generazione da fonte rinnovabile non programmabile nella gestione attiva delle attività di dispacciamento ai fini della minimizzazione degli oneri per i servizi di bilanciamento dei flussi elettrici in immissione e in prelievo nella rete elettrica nazionale; la seconda è l’avvio delle prime effettive soluzioni di autoproduzione in assetto SEU da fonte rinnovabile (e in generale da generazione distribuita) orientata alla ricerca della massimizzazione degli autoconsumi, delle migliori efficienze energetico-impiantistiche negli utilizzi decentrati (sia domestici che non domestici), in un contesto di sempre maggiore affrancamento dai sistemi di incentivazione diretta.

In entrambe le direttrici i sistemi di accumulo giocheranno sempre più un ruolo di fattore strategico abilitante in grado di assicurare il successo delle operazioni industriali ivi coinvolte. Per dare continuità e forza a questo possibile scenario di evoluzione “positiva” del quadro regolatorio sui sistemi di accumulo, occorre immaginare soluzioni nuove per il loro sviluppo, verso una prospettiva di reale, e concretamente misurabile, convenienza in termini di costi-benefici sia per il sistema che per gli utenti finali.

In particolare occorre accelerare la competitività sia tecnologica che economico-finanziaria delle soluzioni di generazione distribuita per massimizzare l’autoconsumo. Ciò sarà possibile ingegnerizzando al meglio le soluzioni integrate di smart power generation e di electrical energy storage e completando in fretta il percorso normativo e regolamentare finalmente avviato da parte del MiSE, del CEI e dell’Aeeg negli ultimi 12 mesi, con gli ultimi provvedimenti attuativi che sono previsti principalmente a cura del GSE, dei DSO (distributori) e delle Agenzie delle Dogane (UTF).

Occorre che i regolamenti attuativi del GSE sugli utilizzi degli accumuli in connessione alla rete, le procedure operative dei DSO sui flussi informativi delle misure e sulle circolari chiarificatrici sul regime fiscale dell’ energia autoprodotta e auto consumata in ambito SSPP-SEU, non rimangano transitoriamente in area di parcheggio troppi mesi, ma vengano emanate entro tempi ristretti e certi precisamente dettati dal regolatore (Aeeg).

L’obiettivo che occorre porsi è di iniziare a realizzare, d’ora in avanti, non solo alcuni primi “progetti pilota”, utility scale, ma un numero crescente di progetti diffusi su larga scala che permettano a famiglie, condomini, aziende, in quanto utenze distribuite, di diventare produttori-consumatori (prosumer), indipendenti, o utenti attivi con approvvigionamento dalla rete sempre più ridotto, attraverso moderni e integrati impianti di autoproduzione da fonti rinnovabili e sistemi di efficienza energetica.

Per far questo occorrerebbe sostenere esplicitamente lo sviluppo del fattore strategico abilitante del cambio di paradigma e cioè i sistemi di accumulo distribuiti (residenziali o di piccola taglia per le PMI). Con quali strumenti? Per esempio estendendo esplicitamente le detrazioni fiscali per la ristrutturazione e la riqualificazione energetica degli edifici dei privati agli investimenti per l’acquisto del sistema di accumulo a batteria, utilizzato per massimizzare l’autoconsumo della generazione distribuita (tipicamente da fotovoltaico) in ottica micro-smartgrid.

E per quanto riguarda le PMI, ricorrendo per il sostegno degli investimenti nei sistemi di accumulo distribuiti, anche all’estensione a tali tipologie di apparecchiature dei benefici della Legge Sabatini, appena rilanciata dal Governo Letta (e speriamo ulteriormente potenziabile dal Governo Renzi) per gli investimenti in dotazioni produttive e in macchinari e impianti innovativi.

Insomma, occorre fare di più e di meglio e farlo bene, ma in fretta, per uscire una volta per tutte dalla logica della pura sperimentazione “controllata” e partecipare come Sistema Italia da leader e non da follower a una delle sfide più appassionanti di questo inizio terzo millennio: quella della proposta ad ampio spettro di servizi energetici innovativi, ma semplici, facilmente praticabili ed efficienti (sia tecnicamente che economicamente), basati sulla padronanza completa delle tecnologie della smart energy. Bisogna scommettere sull’affermazione del modello di democrazia energetica quale chiave di volta per provare ad uscire definitivamente dalla crisi industriale e finanziaria che ancora ci attanaglia.





Commenti

@alsarago: in linea di

@alsarago: in linea di principio la tua è una domanda più che legittima e dovrebbe essere analizzata mettendo tutti i numeri nero su bianco, cosa per niente banale (non saprei neanche dove prenderli tutti).

Però se devo basarmi sulla mia "sensazione", se l'accumulo è poco o per niente conveniente per chi ha impianti di FER, per ovvie ragioni lo sarà ancor meno per chi dovesse gestire solo l'accumulo.

Magari potrebbe funzionare una formula di ritiro dell'energia in conto vendita, di cui il produttore prende una percentuale del prezzo di vendita finale. Un film tutto da scoprire, anche a livello normativo.

Mi chiedo se queste nuove

Mi chiedo se queste nuove normative permetteranno la nascita di un nuovo soggetto sul mercato elettrico: il gestore di impianti di accumulo.

Cioè un imprenditore che prende in gestione o costruisce ex novo un impianto di accumulo (batterie, pompaggio, Caes), acquista elettricità sul mercato o direttamente da un produttore (Fer, ma magari anche un impianto a gas o carbone che non vuole spegnere l'impianto mentre impazzano sole e vento) nelle ore in cui è più conveniente farlo, e poi garantisce la fornitura della sua energia, quando il sistema ne ha più bisogno, come servizio di dispacciamento o bilanciamento.

E lì'impianto d'accumulo dovrà essere connesso al venditore, o potrò acquistare elettricità anche se sono in un'altra parte della rete rispetto a lui?

Rapidità e efficienza

Rapidità, efficienza e velocità nel definire norme e regolazione. Come quella che spera Pigni nel fare soldi vendendo batterie...della auto...povera Italia assediata dai lobbisti