Comunità energetiche rinnovabili

mappa comunità energetiche

La nuova direttiva sulle fonti rinnovabili pubblicata nel 2018, che sarà recepita quest’anno, promuove l’autoconsumo anche in realtà come i condomini e introduce un nuovo soggetto: le comunità energetiche rinnovabili. Cosa sono? Perché rappresentano un’opportunità interessante per la generazione distribuita? Quali sono le sfide da affrontare? Ne ho parlato nell’articolo seguente, pubblicato su RiEnergia.

L’Italia con la legge 9 del 1991 avviò una trasformazione importante del sistema elettrico, creando le premesse per la diffusione della generazione distribuita, a testimonianza del ruolo di leader svolto dal nostro Paese sul tema. Inizialmente si diffusero i sistemi di cogenerazione, più convenienti e meglio promossi dal provvedimento CIP 6/92 di quelli alimentati da fonti rinnovabili. In seguito, sulla scia di diversi schemi di incentivazione, è toccato alle fonti rinnovabili (anche se non sempre finalizzate all’autoconsumo). Nel giro di trent’anni il cambiamento è stato rilevante: oggi abbiamo il 55% circa della produzione termoelettrica lorda proveniente da cogenerazione (con un rendimento medio di utilizzo dei combustibili del 53% circa) e il 18% del consumo interno lordo coperto da fotovoltaico, eolico e bioenergie (rapporto Terna 2018).

I benefici della generazione distribuita sono diversi: si riducono le perdite di trasporto sulle reti elettriche grazie all’autoconsumo, si distribuiscono i rischi della generazione su un ampio numero di impianti e si possono sfruttare al meglio fonti rinnovabili come il fotovoltaico, chiamato a fare la parte del leone nel prossimo decennio.

Risultati significativi, dunque, facilitati nel tempo da diversi provvedimenti legislativi e regolatori che hanno reso più agevole realizzare impianti distribuiti (semplificazioni autorizzative, sistemi semplici di produzione e consumo, scambio sul posto, etc.). Ad oggi il pieno potenziale della generazione distribuita risulta comunque difficile da cogliere per alcune limitazioni relative all’autoconsumo e alla possibilità di generare energia in un’area e consumarla in un’altra. Si pensi ad esempio ad utenze come i condomini e realtà complesse come i centri commerciali o le infrastrutture (aeroporti e porti, ad esempio). È ad esempio possibile realizzare un impianto di generazione condominiale, ma l’autoconsumo può riguardare solo i consumi comuni (luci scale, ascensori, etc.) e dunque si perde buona parte dell’interesse per i condòmini. D’altra parte, si fa un gran parlare della possibilità di scambiare energia fra produttori e utenti presenti in una determinata area, superando le limitazioni fisiche presenti ad esempio sui tetti degli edifici e sfruttando al massimo le possibilità di autoconsumo potendo contare su consumatori con diverse esigenze temporali (e.g. uffici, famiglie, colonnine di ricarica elettrica, negozi, etc.). 

La direttiva 2018-2001, nota come FER 2, va proprio ad affrontare queste tematiche e lo fa in due articoli: nel primo, il 21, chiede agli Stati Membri di favorire al massimo la possibilità di autoconsumare l’energia prodotta, nel secondo, il 22, introduce le comunità di energia rinnovabile. Il secondo tema è collegato al primo, in quanto la comunità di energia faranno auspicabilmente largo uso dell’autoconsumo. 

Fra gli aspetti interessanti in merito all’autoconsumo c’è la previsione di consentire ai condomini, e più in generale ai consumatori presenti nello stesso edificio, di generare, immagazzinare, consumare e vendere elettricità mantenendo i propri diritti e doveri di consumatori finali e senza discriminazioni. Viene anche confermata la possibilità che gli impianti siano realizzati e gestiti da un terzo, che può anche assumerne la proprietà, purché sia l’autoconsumatore a stabilirne le modalità di utilizzo.

Venendo al secondo aspetto, da un punto di vista normativo la comunità di energia rinnovabile è definita dalla direttiva come un soggetto giuridico:

a) che, conformemente al diritto nazionale applicabile, si basa sulla partecipazione aperta e volontaria, è autonomo ed è effettivamente controllato da azionisti o membri che sono situati nelle vicinanze degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili che appartengono e sono sviluppati dal soggetto giuridico in questione;

b) i cui azionisti o membri sono persone fisiche, PMI (ma la partecipazione delle imprese alla comunità non deve rappresentare l’attività principale delle stesse) o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali;

c) il cui obiettivo principale è fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi azionisti o membri o alle aree locali in cui opera, piuttosto che profitti finanziari.

Si tratta dunque di un’opportunità molto più pervasiva della semplice fornitura di energia prodotta da fonti rinnovabili conseguibile con un accordo fra due parti, come nel caso di un power purchase agreement (PPA). Lo scopo non è semplicemente consentire a un utente finale di garantirsi un approvvigionamento da fonti rinnovabili a condizioni definite. In questo caso si parla di un soggetto giuridico ad hoc, partecipato in generale da vari soggetti, teso a sfruttare al meglio le opportunità legate alla generazione distribuita nell’ottica di massimizzarne l’autoconsumo (sia per conseguire maggiori benefici di rete che per garantire i migliori ritorni economici) e di produrre vantaggi sul territorio (ad esempio la riduzione delle emissioni e l’uso di fonti energetiche locali).

Un’interessante innovazione su cui c’è molta attesa (basta vedere quanto la tematica sia centrale fra le applicazioni della blockchain a livello energetico, ad esempio), oltre all’ovvio interesse degli stakeholder interessati allo sviluppo delle fonti rinnovabili. 

Trattandosi di un’innovazione, del resto, non mancheranno le sfide, soprattutto regolatorie. Anzitutto sarà necessario assicurare la misura e la gestione dei flussi di rete, fisici e/o virtuali, che caratterizzeranno il funzionamento della comunità. La sfida non sta tanto nella misura, quanto nella condivisione dei relativi flussi fra le varie parti interessate (membri della comunità, gestori di rete, GSE e AU, etc.). Andranno inoltre superati alcuni aspetti delicati. Ad esempio, mentre nel caso dell’autoconsumo fisico c’è un evidente beneficio nella riduzione dell’uso della rete elettrica (utile soprattutto nell’ottica di diffusione di sistemi elettrici come le pompe di calore, le cucine ad induzione e le auto elettriche), nel caso delle comunità energetiche si prospetta l’opportunità di un autoconsumo virtuale, che però farebbe venire meno tale vantaggio, per lo meno a livello locale. C’è quindi il tema di attribuire il giusto costo in termini di oneri di rete. Così come si prospetterà sempre più nel tempo il tema dell’esenzione dagli oneri di sistema dell’energia autoconsumata. La direttiva a tale proposito ne scoraggia l’applicazione, ma non oltre l’8% di penetrazione dell’autoconsumo sulla potenza elettrica installata a livello Paese, laddove tutto dipenderà dagli esiti di un’analisi costi-benefici.

Non è una sfida da poco per l’ARERA, visto che si tratta di trovare il modo di regolare aspetti complessi in modo semplice, in modo da favorire la diffusione delle comunità energetiche e il conseguimento dei benefici ad esse riconducibili, senza creare problemi di distribuzione non ottimale degli oneri di rete e di sistema. E, soprattutto, garantendo la qualità del servizio cui siamo abituati, aspetto per niente secondario considerando che avremo a che fare con una molteplicità di piccoli impianti in mano a soggetti poco attrezzati per gestirli in modo ottimale (e anche solo per rendersi conto di tale esigenza). Si apre dunque il tema per l’industria dell’energia di passare dalla gestione di pochi e grandi impianti all’offerta di servizi mirati alla manutenzione e ottimizzazione di quelli dei piccoli produttori. 

Peraltro, come preannunciato dal presidente della X Commissione del Senato Gianni Girotto in questi giorni, il Parlamento è già al lavoro per creare le condizioni legislative necessarie per lo sviluppo delle comunità dell’energia (in questo caso si tratta di un emendamento presentato in relazione al decreto “mille proroghe”), e questa attenzione al tema è senz’altro meritoria.

Per chiudere, auspico che le comunità energetiche sappiano porre la giusta attenzione al tema dell’efficienza energetica, perché è dal connubio di questa con la generazione distribuita che si potranno soddisfare gli obiettivi comunitari e cogliere i massimi benefici. Si tratta del principio dell’energy efficiency first stabilito nella medesima direttiva FER 2 all’articolo 15.

Demand response e prosumer

full living grid source edie.net

Mi è capitato recentemente di scrivere di demand response – ossia di gestione attiva della domanda di energia – per FIRE e per RIE Energia e ne approfitto per condensare in questo articolo una serie di considerazioni sul tema. Soprattutto se i termini demand response o demand side management non dicono nulla è opportuno comprendere di cosa si tratti, perché nei prossimi anni acquisterà un’importanza crescente sia per gli utenti finali, sia per utility, ESCO ed altri operatori di mercato.

Il demand response è una modulazione della domanda di energia, in aumento o riduzione, al variare del prezzo della commodity. Non è un concetto nuovo, visto che affonda le sue radici nel demand side management di cui si parla da decenni. Una forma base è quella collegata alle tariffe multiorarie, in cui i prezzi differiscono a seconda della fascia (F1, F2, F3) e del giorno (festivo o feriale) di prelievo, introdotte per stimolare gli utenti a spostare i prelievi nelle ore di minore carico e, dunque, minore congestione per la rete e il parco di generazione. Un’altra forma di demand response può essere vista nei contratti di interrompibilità (per il triennio 2018-2020 la potenza impegnata è di circa 4 GW) per i quali un consumatore, tipicamente un grande utente industriale, volontariamente sceglie e si impegna ad una riduzione dei prelievi da rete o al distacco senza preavviso in cambio di un corrispettivo economico piuttosto cospicuo.

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Nessun impianto è per sempre, neanche il fotovoltaico

produzione fotovoltaico 2016 GSE

Il fotovoltaico è destinato a svolgere un ruolo crescente in termini di generazione elettrica, grazie alle caratteristiche che lo rendono facilmente utilizzabile: flessibilità nell’utilizzo (tetti, coperture parcheggi, in facciata, sul terreno, etc.), facilità di installazione, tecnologia statica (vantaggi nella manutenzione), prestazioni misurabili agevolmente, soluzione semplice da comprendere dai vari stakeholder, ampio potenziale. La progressiva riduzione dei costi dei componenti ha reso il fotovoltaico una delle rinnovabili più competitive rispetto alla generazione tradizionale. D’altra parte, si tratta di una soluzione recente in termini di applicazione diffusa, che deve ancora dimostrare la tenuta nel tempo. A tale proposito, i dati disponibili sull’andamento negli ultimi anni della produzione mostrano un risultato chiaro-scuro: se gli impianti realizzati prima del 2010 mostrano prestazioni in linea con le attese, quelli costruiti successivamente, in particolare fra 2011 e 2012, evidenziano delle criticità, soprattutto in alcune regioni (e senza un legame con l’insolazione). Da qui l’invio ad approfondire le ragioni alla base di queste differenze, in modo da garantire performance ottimali, nell’articolo scritto con Giuseppe Tomassetti e pubblicato su Staffetta Quotidiana.

Detto come nel titolo può sembrare banale, ma il continuo confronto nel settore energetico fra fonti fossili, che, per definizione, finiranno, e fonti rinnovabili che, sempre per definizione, saranno sempre disponibili, rischia di portaci fuori strada. Infatti “sappiamo” che, lasciando da parte la loro fine, l’uso delle fonti fossili rischia di riportare la terra a condizioni non compatibili con la vita degli umani, così come “sappiamo” che gli impianti che utilizzano le fonti rinnovabili hanno una loro vita utile piuttosto breve, vuoi per il fatto di non essere mature (quindi il potenziamento dopo un certo periodo è spesso più conveniente del semplice adeguamento), vuoi perché la loro gestione non è sempre ottimale.

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Agevolazioni alle imprese energivore

agevolazioni imprese energivore

Riporto di seguito alcune considerazioni in merito al tema delle agevolazioni alle imprese energivore. Si tratta di sconti offerti sull’acquisto di elettricità e gas naturale sugli oneri di sistema. Con le nuove regole l’agevolazione, e il relativo peso per l’impresa, cambia in funzione di alcuni parametri, come il valore aggiunto lordo (VAL) e/o l’intensità energetica, ma anche il livello di efficienza energetica e il prezzo dell’energia. Agevolare le imprese che vedono un forte impatto dell’energia sui costi totali può essere ragionevole, in un’ottica di competizione globale, ma il rischio è quello di vedere diminuire gli investimenti in efficienza energetica e generazione distribuita, con l’effetto negativo di non aiutare le imprese a ridurre la propria dipendenza energetica. Per questo FIRE ha realizzato un’indagine sulla percezione di imprese e operatori, con i risultati riassunti nella seconda parte dell’articolo.

Le imprese energivore, o energivori, sono quelle che presentano costi energetici rilevanti rispetto ai costi di produzione, o, per dirla in un altro modo, un’elevata intensità energetica. Il costo dell’energia per questi soggetti diventa una variabile primaria, che può avere effetti consistenti sulla propria competitività in un Paese come il nostro, tradizionalmente caratterizzato da un elevato prezzo dei vettori energetici (grandissimi consumatori a parte).

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I benefici dell’efficienza energetica e della cogenerazione

La cogenerazione, il teleriscaldamento e i recuperi di calore sono uno dei fondamenti delle politiche energetiche comunitarie improntate alla gestione efficiente delle risorse. Pur essendo soluzioni mature, rimane alto il potenziale di crescita, specie nel terziario e nell’industria, come mostra lo studio del GSE sul potenziale. Di interesse inoltre l’analisi a livello territoriale, volta a cogliere le sinergie fra domanda e offerta di calore ed elettricità a livello locale. Per trarre i massimi benefici, oltre ad avere una domanda termica ed elettrica idonee, occorre saper valutare gli effetti delle variazioni dei prezzi sul mercato e delle trasformazioni legislative sui business plan. È inoltre fondamentale valutare sempre prima la riduzione degli usi termici ed elettrici, in modo da dimensionare correttamente i cogeneratori. Ne ho parlato all’incontro organizzato da Universal Sun venerdì 8 aprile.

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