Nei prossimi anni migliaia di utenti elettrici potrebbero andare off-grid in Australia, investendo in sistemi di generazione distribuita, distributed energy resources (DER) nella definizione inglese.
Le utility sono ovviamente preoccupate da questo fenomeno, che tutti ormai chiamano grid defection, perché un’eventuale disconnessione in massa dal network nazionale potrebbe comportare costi aggiuntivi per i clienti rimasti, incoraggiandoli a loro volta a staccarsi dalla rete.
Così l’Energy Networks Association australiana (ENA) ha commissionato a Energeia uno studio (allegato in basso) per approfondire i diversi impatti delle tecnologie DER sul sistema elettrico.
L’obiettivo degli operatori è trasformare progressivamente la rete, cercando di superare il classico modello centralizzato dove gli utenti sono passivi, perché si limitano ad acquistare l’energia dal fornitore, senza alcun controllo attivo della domanda.
Attraverso la diffusione del fotovoltaico con batterie di accumulo integrate e delle micro-reti rinnovabili, infatti, il peso della generazione distribuita è destinato a crescere moltissimo. Il problema, allora, è come sfruttare questa nuova situazione per ottenere vantaggi reciproci, sia sul lato dell’offerta (fornitori e distributori di energia) che dal lato della domanda.
Secondo il rapporto, la rete nazionale rischia di perdere il 10% degli utenti elettrici entro il 2050 – oltre 1,2 milioni di abitazioni in tutto il paese – perché nel frattempo le soluzioni e tecnologie off-grid saranno diventate più convenienti. In altri termini, sarà più economico autoprodurre/autoconsumare energia con fonti rinnovabili abbinate allo storage, piuttosto che acquistare la stessa energia da un venditore tradizionale.
Sono considerazioni premature? L’Australia, va detto, è la nuova frontiera in questo campo, grazie a una combinazione di fattori: costi in rapida diminuzione delle installazioni FV con batterie, vastità del territorio con molti centri e fattorie isolate, irraggiamento solare più elevato della media, alti costi d’investimento per potenziare le linee di trasmissione.
Per evitare la grande fuga dalla rete, quindi, le compagnie elettriche dovranno cambiare i loro modelli operativi, introducendo tariffe più flessibili e dinamiche, in grado di assecondare e favorire nuovi meccanismi domanda-risposta. Vediamo di capire meglio
Tra i diversi scenari elaborati da Energeia per l’associazione degli operatori, quello più “accelerato” (scenario 5 nel grafico sotto) si fonda sulla graduale affermazione di una SAPS-tariff dedicata agli utenti residenziali che possiedono un impianto di generazione distribuita (stand alone power system) capace di funzionare sia a isola che in rete.
Le SAPS-tariff, secondo le analisi, avranno un ruolo fondamentale per mantenere i clienti elettrici collegati alla rete, tramite una serie di sconti e servizi aggiuntivi rispetto a quanto avviene oggi. Infatti, nello scenario 5 la percentuale di utenti disconnessi nel 2050 sarà nulla o quasi, indicano le proiezioni di Energeia, proprio grazie alle correzioni di rotta apportate dai distributori.
Come comporre queste tariffe? In linea generale, si legge nel rapporto, dovranno consentire sia ai clienti che alle utility di gestire e controllare i consumi elettrici in modo attivo.
Ad esempio: immettere in rete il surplus energetico generato dagli impianti fotovoltaici, utilizzare lo storage distribuito come riserva di capacità durante i picchi di domanda, spostare i consumi nelle ore più favorevoli di bassa domanda, ridurre il carico degli apparecchi domestici per alcuni secondi o minuti con un effetto peak-shaving.
Un modello che ricorda molto alcune sperimentazioni attuate anche in Europa di cui abbiamo già scritto (Storage distribuito, in Olanda si mettono in rete le batterie domestiche).
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