FV, accumulo e servizi di rete, strategie in un mercato che cambia

A un anno dalla delibera dell'Autorità, che ha previsto una prima apertura del MSD a fonti rinnovabili e storage, il settore si sta già muovendo per far dialogare i sistemi con la rete. Nascono nuove strategie imprenditoriali, in attesa della definizione delle regole.

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I sistemi di accumulo possono fornire, oltre al cosiddetto peak shaving, diversi servizi per la stabilizzazione e la flessibilità della rete elettrica.

In Europa ci sono esempi interessanti, come quello della Germania, in cui gli aggregatori, la condivisione di energia autoprodotta da più prosumer e l’utilizzo di sistemi di accumulo come stabilizzatori della rete sono ormai realtà (vedi QualEnergia.it).

A che punto siamo in Italia?

A circa un anno dalla delibera 300/2017 dell’Autorità per l’energia che ha previsto una prima apertura del mercato per il servizio di dispacciamento (MSD) alla domanda elettrica e alle unità di produzione anche da rinnovabili ancora non abilitate, nonché ai sistemi di accumulo, QualEnergia.it ha intervistato alcuni esperti e operatori per fare il punto.

Partiamo da un quadro generale, con l’aiuto di Marco Pigni, membro del gruppo Sistemi di Accumulo di Anie Energia.

Secondo Pigni dal punto di vista tecnologico negli ultimi tre anni le soluzioni per l’accumulo energetico residenziale, utility scale e microgrid sono andate molto avanti.

“Si sono affacciate anche sul mercato italiano soluzioni trifase di battery inverter con tecnologie prevalentemente al litio, ma anche ai sali fusi o con alcuni sistemi low-cost al piombo evoluto”.

Per l’esperto di Anie il settore guarda alla razionalizzazione dei flussi elettrici: sia nell’ottimizzazione della carica e scarica dell’accumulo che nell’interoperabilità tra sistemi di autoproduzione di energia, in particolare da fotovoltaico.

In questo nuovo scenario, spiega Pigni, avrà un ruolo centrale la digitalizzazione dell’energia, ovvero l’adozione di tecnologie IoT non solo per la gestione degli elettrodomestici in base alla produzione, ma anche e soprattutto per la condivisione di energia autoprodotta e conservata, ad esempio, in un cloud virtuale.

“Dopo la delibera dell’Autorità – prosegue Pigni – sono stati infatti avviati dei progetti pilota per l’aggregazione e l’apertura del MSD alla generazione distribuita e aggregata”.

Le cosiddette soluzioni di UVAC e UVAP (Unità di Carico Virtuali Abilitate e Unità di Produzione Virtuali Abilitate) sono in fase di test da parte di Terna con la supervisione di Arera. Alla fine della sperimentazione di quest’anno dovremmo avere le regole definitive per il nuovo MSD, che potrebbero permettere questa attesa gestione aggregata di più unità di produzione con sistemi di accumulo, a servizio della flessibilità e del bilanciamento della rete elettrica.

Alcuni produttori di battery inverter o di sistemi di accumulo stanno già lavorando in quest’ottica inserendo all’interno degli inverter dei tool per l’abilitazione dei parametri di configurazione per l’interfacciamento con la rete, che consentiranno un pre-sharing o una verifica di compatibilità.

Pigni ci ha spiegato che “benché la maggior parte dei prodotti oggi in commercio sia pronta per il dialogo con la rete, mancano ancora tutte le regole e definizioni tecniche del CEI in materia. Va ancora completata la normativa sul nuovo controllore centrale di impianto, ovvero quel box che verrebbe gestito da remoto dal soggetto aggregatore e che riceverebbe dalla rete eventuali richieste di ‘soccorso’”.

“Bisognerà stabilire – aggiunge Vincenzo Ferreri, direttore della sede italiana di sonnen – in che modo e in quali casi il sistema di accumulo potrà e dovrà intervenire a supporto della rete in presenza di sbalzi, più o meno accentuati, sulla frequenza di rete. E sarà poi necessario impostare una metodologia di remunerazione di questo servizio”.

Siamo quindi in una fase preparatoria e anche se gli operatori indicano tempi brevi per la definizione di una normativa completa, è ancora difficile dire quando queste configurazioni saranno possibili anche nel nostro Paese.

Alberto Pinori, Direttore di Fronius Italia e presidente di ANIE Rinnovabili ha poi sottolineato che “questa è la direzione verso la quale gli enti normatori e gli operatori stessi, a passo più o meno spedito, si stanno dirigendo”.

Accumulo e servizi di rete, il percorso degli operatori

Da un punto di vista tecnico gli operatori intervistati dichiarano che i battery inverter installati negli ultimi anni sono già smart grid ready, quindi facilmente configurabili per il dialogo con la rete.

“Per gli inverter installati da più tempo, indicativamente da prima del 2011, saranno invece necessari degli interventi di retrofit – spiega a QualEnergia.it Leonardo Botti responsabili sviluppo di ABB – stiamo lavorando sulla componentistica dei prodotti, per fornire sistemi che consentano una rilevazione dettagliata e continua dei dati, che verranno poi condivisi con un aggregatore che li gestirà in funzione delle necessità della rete”.

Da un punto di vista strategico invece la marcia verso l’obiettivo è più scomposta. Sono poche infatti le aziende che ad oggi propongono soluzioni commerciali che anticipano o almeno rispecchiano l’idea di condivisione e digitalizzazione dell’energia.

È il caso ad esempio di sonnen e Senec che importano dalla Germania due diverse soluzioni, che tuttavia condividono uno stesso obiettivo: proporre a un costo minimo e fisso un consumo flat e 100% rinnovabile dell’energia necessaria all’approvvigionamento domestico.

Della soluzione sonnen, che ha introdotto in Italia il concetto di community energetica, abbiamo parlato più volte su queste pagine: chi possiede un sistema di storage sonnen, abbinato al proprio impianto FV, è in grado di produrre e autoconsumare fino al 70-80% dell’energia richiesta. Entrando nella sonnenCommunity, con un costo fisso mensile il cliente potrà ricevere direttamente dalla società la percentuale residua (20-30%) di elettricità necessaria, prodotta esclusivamente da fonti rinnovabili.

Il modello di SENEC, che è in fase di lancio nelle prossime settimane, prevede invece che l’energia prodotta con l’impianto fotovoltaico che non viene consumata direttamente o immagazzinata nell’accumulatore sia immessa in rete e poi gestita da SENEC.Cloud che provvede a restituirla al cliente quando ne ha bisogno.

Soluzioni in leasing per un mercato che cambia

“Con queste nuove configurazioni potrebbe affacciarsi sul mercato anche un modello di business diverso da quello attuale che non vedrebbe più la vendita dell’impianto al cliente finale, ma la sua fornitura in leasing o noleggio da parte delle utility o di altri player del mercato”, spiega a QualEnergia.it Marco Pigni.

In questo nuovo contesto troveranno spazio i soggetti che forniranno servizi all inclusive, che solleveranno l’utente finale dal costo di investimento iniziale per l’installazione di un impianto e della successiva manutenzione.

“Ci sono già degli esperimenti in corso per questi modelli, dei quali possiamo accennare il metodo, ma non certo il dettaglio per non compromettere la competitività commerciale dei soggetti che vi stanno lavorando”, conclude Pigni.

Si tratta di un approccio alla tecnologia completamente diverso e forse anche più semplice ed economicamente accessibile per l’utente finale, ma che porterà con sé anche la necessità di un nuovo approccio commerciale da parte dei produttori di tecnologia, che potrebbero essere anche penalizzati da questo nuovo assetto.

“In realtà la digitalizzazione sta già portando a questo tipo di cambiamento – commenta Valerio Natalizia, Regional Manager per l’area Sud Europa di SMA – anche noi come produttori di inverter prevediamo da qui al 2020 che circa il 40% del nostro fatturato verrà non dalla vendita di prodotti, ma dalla fornitura di soluzioni d’altro tipo”.

“Continueremo a produrre l’hardware, ma sarà sempre più importante sviluppare software per vendere servizi aggiuntivi indirizzati, ad esempio, a proprietari di supermercati che potranno offrire a loro volta la vendita di energia attraverso sistemi di ricarica per le auto elettriche o possibilità di fornire servizi ancillari alla rete, ricevendo una remunerazione”, dice Natalizia.

“È allora fondamentale riorientare le proprie strategie in base ai cambiamenti del mercato – conclude Natalizia – per questo stiamo stringendo partnership con produttori di altre tecnologie per poterle integrare. Abbiamo fondato una nuova azienda che si chiama ‘Coneva’ che andrà a commercializzare servizi energetici digitali rivolti in particolare ad aziende municipalizzate, specializzate in edilizia o in telecomunicazioni”.

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