Energy SpA, produttore italiano di sistemi di accumulo, ha brevettato un nuovo metodo per ripartire in modo dinamico e misurato i benefici energetici all’interno delle Comunità energetiche rinnovabili.
Il brevetto, attestato ad aprile 2026, introduce un modello che l’azienda definisce V-DER, acronimo di Virtually Distributed Energy Resources. Si parte da una risorsa centralizzata e vengono poi suddivise virtualmente capacità, potenza e benefici tra i membri della comunità.
In concreto, un impianto fotovoltaico di grande scala, abbinato a uno o più BESS installati in un unico punto fisico, viene “virtualmente suddiviso” in quote energetiche assegnate ai singoli utenti. Ogni membro riceve una quota virtuale di capacità e potenza, espressa in kWh e kW. Questa quota indica la disponibilità energetica dell’utente all’interno del sistema, che non corrisponde a un asset fisico installato presso il singolo membro, ma a una porzione logica della capacità complessiva dell’impianto centralizzato.
Il sistema quindi non parte dalla presenza di molti impianti distribuiti presso gli utenti, ma da una risorsa unica, gestita come infrastruttura collettiva. La ripartizione dei benefici avviene poi sulla base dei dati reali di utilizzo e del contributo effettivo di ciascun membro alla flessibilità della comunità.
Il contesto delle CER
Per le comunità energetiche rinnovabili, una scadenza importante è il 30 giugno 2026. Entro questa data si concentra la fase di definizione e assegnazione degli incentivi PNRR. Poi i progetti entreranno nella fase esecutiva, con orizzonte finale fissato a dicembre 2027.
Negli ultimi anni, il modello teorico delle CER si è basato sull’aggregazione di molte risorse distribuite: impianti fotovoltaici, domestici, sistemi di accumulo, pompe di calore, veicoli elettrici. Risorse che appartengono ai diversi membri della comunità.
In questa configurazione spiega Energy, produzione e consumo dovrebbero bilanciarsi a livello locale. L’obiettivo è creare un sistema energetico diffuso e condiviso.
Nella pratica, però, molte CER oggi nascono attorno a un unico grande impianto fotovoltaico a servizio di più utenti consumatori. Spesso senza una presenza significativa di accumuli distribuiti.
In questi casi, l’integrazione di un BEES può aumentare l’utilizzo dell’energia fotovoltaica anche nelle ore serali e migliorare l’autoconsumo della comunità. Resta però aperto il tema della distribuzione equa dei benefici. Senza criteri chiari e trasparenti, alcuni membri rischiano di ottenere vantaggi maggiori di altri.
E’ in questo spazio che si inserisce il modello sviluppato da Energy.
Come funziona la soluzione V-DER
Come detto, il funzionamento si sviluppa su più livelli: alla base c’è un unico grande sistema di accumulo, integrato con la produzione fotovoltaica e installato al servizio della comunità in un punto fisico condiviso.
La gestione operativa è affidata a una piattaforma software che coordina in tempo reale l’utilizzo dell’energia e ottimizza l’equilibrio tra produzione fotovoltaica, stato di carica e fabbisogni della comunità.
La batteria non viene controllata dal singolo utente ma lavora come infrastruttura collettiva, per aumentare l’autoconsumo complessivo e ridurre gli scambi meno efficienti con la rete elettrica.
Un elemento centrale del modello riguarda la misurazione dei flussi energetici e la loro successiva ripartizione.
Il sistema non si basa su stime o profili teorici stilati dal Gse, ma su dati reali di utilizzo. A fine giornata, o su finestre temporali definite, viene calcolato il contributo effettivo di ciascun membro alla flessibilità complessiva della comunità. Da qui deriva l’allocazione dei benefici e dei costi.
Il principio indicato dall’azienda è quello di una “equità misurata”, in cui la distribuzione dei vantaggi energetici segue il comportamento reale degli utenti.
Più accesso alle CER, meno costi unitari
Questo approccio amplia la platea di chi può aderire a una CER, aprendo anche a utenti che non dispongono di spazi idonei per installare impianti fotovoltaici o batterie domestiche. La quota energetica virtuale diventa così una forma di accesso alla produzione condivisa, indipendente dalla disponibilità di infrastrutture private.
Dal punto di vista economico, la centralizzazione dell’accumulo consente di ridurre i costi unitari rispetto a scenari basati su molte installazioni distribuite.
La gestione collettiva della batteria ne migliora anche l’utilizzo e riduce il degrado legato a cicli frammentati. Si aggiunge un impatto ambientale più contenuto: un solo sistema richiede meno materiali e risorse rispetto a molti impianti di piccola taglia; inoltre, diminuiscono anche le attività di manutenzione, sostituzione e smaltimento distribuite sul territorio.
Sul piano tecnologico, il sistema si integra con le principali piattaforme di gestione energetica e con i futuri mercati dei servizi di rete. In questo scenario, la presenza di un sistema digitale di gestione delle quote consente alla comunità di ottimizzare contemporaneamente tre fonti: gli incentivi CER, la valorizzazione dell’energia sui mercati elettrici e, quando le regole lo renderanno possibile, la fornitura di servizi di alla rete.
Per chi assume il ruolo di fornitore energetico delle CER, le possibilità aumentano perché il modello consente di ottimizzare i costi di fornitura ai clienti-membri e di misurare con trasparenza il contributo di ciascuno agli obiettivi collettivi, oltre che ai consumi individuali.
Ma la trasformazione non riguarda soltanto la tecnologia. Quando i membri scambiano virtualmente energia tra loro e sono remunerati per il proprio contributo, l’interesse a cooperare prevale su quello di competere con installazioni individuali che, ottimizzando l’obiettivo del singolo, de-ottimizzano quello comunitario. E’ qui che prende forma il vero senso di una CER.
