La gestione delle configurazioni di Autoconsumo

Scenario

La COP28 di Dubai ha recentemente riconfermato l’obiettivo della decarbonizzazione del Pianeta entro il 2050, sancendo, per la prima volta, il progressivo “phase out” dalle Fonti Fossili (FF) a fronte del “phase in” dell’energia prodotta da Fonti Rinnovabili (FER).

L’accordo segnala una accelerazione verso una transizione ecologica rapida, giusta ed equa, caratterizzata da tagli profondi delle emissioni di GHG, anche se a Dubai non si sono usati esplicitamente termini espliciti come “riduzione graduale” o “eliminazione” dei combustibili fossili.

In questo contesto evolutivo, è, anzitutto, la “transizione energetica” ad assumere un ruolo di traino, supportata, da un lato, da quella digitale e corroborata, dall’altro, dalla progressiva trasformazione dei processi antropici verso l’economia circolare.

Uno dei gate di accesso alla transizione energetica, forse il principale, è rappresentato dall’integrazione tra l’attuale grid elettrica “a rete” con le potenzialità della “generazione distribuita”, rappresentata dall’Autoproduzione e dall’Autoconsumo, in particolare attraverso le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER), nel mentre anche la grid a “rete” abbandonerà progressivamente l’energia da fonti fossili, sostituita da FER e, presumibilmente, dal nucleare di seconda generazione (entro una decina d’anni ancora basato sulla fissione e successivamente, ci si augura, sulla fusione nucleare).

Le CER sono la moderna evoluzione delle Comunità Energetiche Locali (CAL) tedesche, da sempre basate sulle FER, nate in Germania a metà degli anni ’90 del secolo scorso e là normate nel 2000 con la Legge EEG.

L’Unione Europea si è successivamente ispirata alla EEG tedesca per l’emanazione delle Direttive RED I (2009) e RED II (2018), in particolare per quanto riguarda la riduzione delle emissioni di GHG e l’incoraggiamento alla produzione decentralizzata di energia da fonti rinnovabili.

In Italia la Direttiva RED II è stata recepita dal Decreto Legislativo n. 199 del 30 dicembre 2021 (Decreto Cingolani), che prevedeva l’emanazione di un successivo decreto attuativo che regolasse gli aspetti per la diffusione delle CER.

Tale decreto (Decreto Pichetto Fratin), firmato recentemente dal nostro Ministro dopo l’approvazione europea del 22 novembre 2023, abilita e regola la realizzazione di “Autoconsumo Diffuso”, “Gruppi di Auto Consumatori” e “Comunità Energetiche Rinnovabili“ e si concentra su due misure principali:

una tariffa incentivante di durata ventennale sull’energia rinnovabile prodotta e condivisa (sembrerebbe non applicata all’Autoconsumo diffuso), ovvero autoconsumata, applicabile a tutto il territorio nazionale. La potenza massima agevolabile per questa misura è fissata a 5 gigawatt complessivi fino al 31 dicembre 2027, con una dotazione di 3,5 miliardi di euro finanziati dai prelievi sulle bollette elettriche;
una contribuzione pubblica a fondo perduto fino al 40% dei costi ammissibili per realizzare o potenziare impianti esistenti per le CER realizzate nei Comuni con meno di cinquemila abitanti. Questa misura è finanziata con 2,2 miliardi di euro del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) e la potenza agevolabile è di almeno 2 gigawatt fino al 30 giugno 2026.

Grazie al completamento del quadro normativo di riferimento e ad una dotazione finanziaria pubblica volta a favorire la pervasività delle Comunità Energetiche Rinnovabili, è verosimile attendersi progressivamente ed ineludibilmente:

un risparmio sui costi della bolletta elettrica rispetto a quelli sostenuti attualmente per una larga fascia di utenti;
una maggiore stabilità nel tempo dei costi energetici rispetto a quella attuale, basata, quest’ultima, su fonti energetiche il cui costo all’origine non è più facilmente prevedibile;
una progressiva integrazione tra la nascente grid elettrica a “generazione distribuita” e l’attuale grid elettrica “a rete”, peraltro anch’essa oggetto di transizione da Fonti Fossili a Fonti Rinnovabili e, presumibilmente, nucleari, con:
- una progressiva riduzione della dipendenza del Paese da importazione di fonti fossili e/o energia prodotta all’estero,
- una diminuzione delle perdite e delle dispersioni tipiche delle grid a “rete” e congenite nel trasporto sulla lunga istanza dell’energia, con un aumento, quindi, dell’efficienza complessiva della rete elettrica;
un contributo strategico alla produzione di vettori energetici “Climate Neutral”, a tutti gli effetti sistemi di stabilizzazione della grid, anche basati, a livello esemplificativo ma non esaustivo, su idrogeno verde, raffinazione del biogas in biometano e metano sintetico;
l’accelerazione della transizione energetica che, integrata con transizione digitale ed ottimizzazione delle pratiche antropiche verso i paradigmi dell’economia circolare, sarà abilitante per una transizione ecologica delle città e dei territori in Climate Neutral Smart Cities e Smart Land, come previsto dal programma Fit for 55 e dal Green New Deal;
il rump up in Italia di un nuovo ed interessante mercato di valore potenzialmente compreso tra 6,5 e 8,0 miliardi di euro, da distribuire tra il 2024 ed il 2027, con la conseguente creazione di nuovi posti di lavoro, innovazione e potenzialità evolutive grazie a reti digitali, IoT, Big Data, Machine Learning e Intelligenza Artificiale.

Le configurazioni di autoconsumo previste dalla 199/2021

Il Decreto Legislativo 199/2021 indica tre tipologie di “Configurazioni di Autoconsumo per la Condivisione dell’Energia Rinnovabile (CACER)” attivabili ed incentivabili purché le utenze elettriche (Point of Delivery – PoD) “in comunione” siano sottese dalla medesima cabina primaria.

In diversa misura ogni tipologia:

offre la gratuità (a meno degli ammortamenti) dell’energia autoprodotta ed autoconsumata e/o immagazzinata sul posto (100% di risparmio in bolletta),
può immettere in “rete” l’energia sovraprodotta rispetto all’autoconsumo, con ritiro dedicato da parte di GSE a prezzi predefiniti o con conferirla ad un Operatore del mercato dell’energia oppure utilizzarla a suo piacimento, aumentando l’autoconsumo (e massimizzando per un ventennio gli incentivi stabiliti dal Decreto Pichetto Fratin),
gode di una incentivazione (sembrerebbe a meno dell’Autoconsumo Diffuso) per un periodo di vent’anni sulla quota di energia condivisa tra i PoD della configurazione e autoconsumata secondo valori stabiliti in base alle regole che saranno a breve introdotte dal citato decreto attuativo Pichetto Fratin.

Le tre tipologie di “Configurazione di Autoconsumo” identificate dalla 199/2021 sono definibili come segue:

Autoconsumo diffuso 0 “Sistemi di autoconsumo individuale di energia rinnovabile a distanza” – Si tratta di sistemi che prevedono l’autoconsumo a distanza di energia elettrica rinnovabile da parte di un singolo cliente finale, senza ricorrere a una linea fisica diretta, utilizzando la rete di distribuzione esistente per collegare i siti di produzione e i siti di consumo. Un esempio potrebbe essere costituito da una azienda (o da un Ente Locale) che opera attraverso più sedi e che produce energia da una o più fonti rinnovabili anche integrate tra loro (come fotovoltaico, eolico, mini hydro, cogenerazione a biomasse, cogenerazione a biogas, geotermico) che poi utilizza esclusivamente per sé senza condivisione;
Gruppo di Auto consumatori – Sistemi di Autoconsumo Collettivo da fonti rinnovabili – Si tratta di insiemi singoli e non connessi tra loro di auto consumatori che agiscono collettivamente, ovvero un insieme di almeno due auto consumatori di energia e almeno un impianto a fonti rinnovabili che si trovano nello stesso edificio di condominio;
Comunità Energetica Rinnovabile – Si tratta di un insieme di almeno due autoconsumatori di energia elettrica e almeno un impianto a fonti rinnovabili collegati sulla porzione di rete di media tensione sottesa alla medesima Cabina Primaria di trasformazione da alta a media tensione.

La Comunità Energetica Rinnovabile definisce e introduce due soggetti attivi:

- Il Prosumer che produce e consuma. Il Producer (Produttore e Consumatore nel medesimo tempo) è dotato di un impianto di produzione di energia da Fonti Rinnovabili;
- Il Consumer che consuma senza produrre, godendo delle agevolazioni sull’autoconsumo stabilite dal Regolamento che gestisce la CER.

Sono entrambe figure strategiche nell’ambito del funzionamento ottimale di una CER, perché il giusto mix tra loro consente la massimizzazione dell’autoconsumo e, di conseguenza, la massimizzazione dell’incentivo.

Considerazioni

È del tutto evidente come la terza delle tre tipologie previste dal Decreto Legislativo 199/2021, quella delle Comunità Energetiche Rinnovabili, sia la più conveniente, perché in grado di:

generare consistenti quantità di energia verde a livello locale e, quindi, nella somma finale di tutte quelle che saranno realizzate in Italia, di diminuire produzione da Fonti Fossili e importazioni dall’estero,
massimizzare l’incentivazione ottenibile per vent’anni attraverso una “tensione” al pareggio tra autoproduzione ed autoconsumo locali,
realizzare “isole produttive” distribuite nuove e significative, in cui l’energia prodotta sia “localmente” autoconsumata, con una conseguente minimizzazione di dispersioni e perdite;
contribuire, a regime, ad innescare la transizione ecologica verso l’auspicata Carbon Neutrality, partendo dal basso: una specie di applicazione scientifica e tecnica del principio democratico della sussidiarietà.

Le Comunità Energetiche permettono, dunque, una Transizione Energetica giusta e socialmente sostenibile, potendo pian piano trasformarsi in uno strumento nuovo di creazione di valore a sostegno di Privati Cittadini, Famiglie, Enti Locali, Piccole e Medie Imprese, Commercianti, Associazioni e Cooperative, Istituzioni educative e di ricerca, Parrocchie ed Enti del Terzo Settore.
È importante sottolineare che Comuni, Province e altre entità governative locali possono partecipare e persino promuovere, direttamente o attraverso loro consorzi o società partecipate la formazione di Comunità Energetiche Rinnovabili, per promuovere e guidare la transizione verso l’energia pulita nelle loro aree.

A livello ingegneristico e digitale è proprio quello delle Comunità Energetiche Rinnovabili il tema tecnico vero, perché complesso in sé ma concretamente semplificabile attraverso un approccio basato su scienza e coscienza.

Approccio tecnico alla progettazione, al dimensionamento ed alla regolamentazione legale delle Comunità Energetiche Rinnovabili

L’attenzione dei tecnici (progettisti e legali) chiamati a “dimensionare”, progettare e regolamentare le Comunità Energetiche Rinnovabili, ha come principale obiettivo la massimizzazione della loro efficienza globale e dell’incentivo ottenibile.

L’attenzione va addirittura al di là del mero bilanciamento tra autoproduzione ed autoconsumo (lo scopo della progettazione), tanto da far considerare generalmente le attività tecniche sul singolo impianto arte ampiamente nota e consolidata, anche se, almeno nei casi di impianti di produzione da fonti diverse dal fotovoltaico, anch’esse tutt’altro che banali.

Ogni CER è da inquadrare e progettare, al di là delle regole di ingaggio, come elemento di filiera di un Multi Energy Systems molto più ampio e complesso, ove ogni componete sarà, presto tardi, chiamato a contribuire all’azzeramento del Carbon Footprint di tutte le attività antropiche locali entro il 2050, come auspicato e previsto dal programma Fit for 55 e dal Green New Deal Eu.

In altri termini, il progettista nel mentre si occupa della singola CER, non deve dimenticare che i veri benefici in termini di transizione ecologica si amplificano quando si tiene conto che, piaccia o meno, anche in questo caso il sistema a cui si tenderà, sarà costituito da una rete di “isole” autonome obbligatoriamente collegate tra loro dalla grid “a rete” e in essa “integrate“.

A livello tecnico, previe analisi, confronti e simulazioni di scenario su base probabilistica tra “curve di produzione” e “curve di assorbimento”, occorrerà determinare quali siano i sistemi di condivisione e di stoccaggio migliori in grado di:

garantire la maggiore autonomia temporale degli assorbimenti possibile da parte delle utenze associate alla CER, così da ridurre la necessità di approvvigionamento esterno dai Service Provider terzi abituali;
assorbire in real time le sovrapproduzioni rispetto all’autoconsumo istantaneo, in modo da evitare l’immissione random in rete di picchi di energia anomali (che all’avvio della transizione energetica non saranno per la grid “a rete” un grosso problema ma che, in nuce, lo diventeranno man mano che la loro pervasività accelererà);
ipotizzare corretti usi, anche consortili, dell’energia stoccata, presumibilmente attraverso la produzione di “vettori energetici” verdi, capaci o di restituire energia al bisogno (anche se con rendimenti ad oggi non ancora elevatissimi) o, meglio, di essere materia prima per la sintesi di “combustibili Climate Neutral”, come, per esempio, il biometano o il metano sintetico, in nuce indispensabili per garantire transizioni energetica ed ecologica soft e scevre da tensioni sociali ed economiche.

Il problema tecnico è, dunque, multidisciplinare e ben più complesso della semplice progettazione di singoli impianti da integrare “virtualmente” tra loro attraverso una comunicazione a GSE, in definitiva finalizzata all’autorizzazione all’Autoconsumo ed allo start up del billing di autoproduzione, autoconsumo e ritiro sul posto delle sovrapproduzioni.

Tale problema è complesso perché, per essere risolto, richiede il simultaneo concorso tra:

know how ingegneristico e legale,
pragmatismo tecnico e arguzia legale,
capacità di modellazione fisica, matematica e statistica di ogni specifico caso,
elaborazione di algoritmi di analisi e simulazione complessi,
raccolta o generazione di set di dati non solo attraverso sensori ma spesso basati su sofisticati modelli matematici,
conoscenza delle tecniche di Machine Learning e Artificial Intelligence,
educazione degli utenti all’utilizzo della CER mediante informazioni e comunicazioni più o meno in real time delle modalità di fruizione dell’energia autoprodotta da parte del soggetto chiamato a gestire la CER.

Di primo acchito la questione, impostata così, potrebbe spaventare ma la soluzione è molto più semplice di quanto si possa pensare, perché basata senza dubbio da un lato sul know how di ingegneri ed avvocati ma, soprattutto e dall’altro, sulla digitalizzazione e sull’automazione di processi definiti e ripetitivi.

Processi che non sono numerosi, sono facilmente parametrizzabili (ovvero tarabili di volta in volta sul caso in specie) e agevolmente gestibili a regime attraverso sistemi informativi digitali realizzati ad hoc, delegabili ad outsourcer specializzati in questa tipologia di attività e che, a titolo esemplificativo, vanno dai Service Provider di servizi, alle Multiutility, a soggetti creati ad hoc con la mission di gestire “pacchetti” di Comunità Energetiche Rinnovabili sia stand alone che in rete tra loro.

La digitalizzazione delle Comunità Energetiche

La digitalizzazione gioca, dunque, un ruolo cruciale nella gestione e ottimizzazione delle Comunità Energetiche Rinnovabili.

L’integrazione delle tecnologie digitali in questi sistemi offre numerosi vantaggi e opportunità per migliorare l’efficienza, l’affidabilità e la sostenibilità delle Comunità Energetiche sia considerate stand alone che, in termini più generali, di integrazione nella grid “a rete” principale.

Alcuni aspetti chiave in cui la digitalizzazione è particolarmente importante sono:

Progettazione ottimale: La progettazione di una CER efficiente, vista la quantità di dati che la descrivono, necessita dell’utilizzo di database e algoritmi di simulazione complessi, che tengano conto di tutti gli impianti di produzione e di stoccaggio di energia, e della tipologia dei consumatori coinvolti;
Monitoraggio e Controllo: La digitalizzazione permette il monitoraggio in tempo reale della produzione, del consumo e dello stoccaggio dell’energia. Sistemi come i contatori intelligenti (smart meters) e le piattaforme di gestione dell’energia forniscono dati dettagliati che aiutano a ottimizzare l’uso delle risorse energetiche;
Predizione e Bilanciamento del Carico: L’uso di algoritmi avanzati e dell’intelligenza artificiale consente di prevedere la produzione di energia rinnovabile su base probabilistica e il cosiddetto load-forecasting, ovvero il consumo energetico. Questo aiuta a bilanciare la domanda e l’offerta, riducendo la necessità di ricorso ad energia da fonti non rinnovabili;
Gestione della Domanda: La digitalizzazione facilita la gestione della domanda di energia attraverso sistemi automatizzati che possono, ad esempio, consigliare lo spegnimento di determinati apparecchi o ridurre il consumo in periodi di bassa produzione energetica o indirizzare l’utilizzo delle tipologie di assorbimento in base alla disponibilità di energia da autoproduzione;
Gestione degli accumuli energetici: La digitalizzazione consente di gestire i sistemi di accumulo energetico diffuso anche diversi dai sistemi a batteria (energia termica negli edifici e nei processi industriali, aria compressa, idrogeno verde, biomasse e biogas) rendendo disponibile una maggiore capacità di accumulo, anche di lungo periodo, realizzabile sulla base di sistemi esistenti;
Integrazione di Diverse Fonti Energetiche: La digitalizzazione permette una migliore integrazione di diverse fonti di energia rinnovabile, come il solare e l’eolico, fonti randomiche per definizione, con fonti di produzione controllabili o più stabili e certe, come mini hydro, biomasse, biogas e geotermia, ottimizzando l’uso delle risorse disponibili in base alle condizioni ambientali;
Sistemi di Scambio di Energia e Reti Intelligenti: Le tecnologie digitali supportano lo sviluppo di reti intelligenti (smart grids) e piattaforme di scambio di energia sia a piccola che a grande scala, che consentono agli utenti di vendere l’energia in eccesso e acquistare energia quando necessario, migliorando l’efficienza economica della comunità;
Sicurezza e Affidabilità: La digitalizzazione aumenta la sicurezza e l’affidabilità del sistema energetico, consentendo una rapida identificazione e risoluzione dei problemi;
Partecipazione e Impegno della Comunità: Le piattaforme digitali possono facilitare la partecipazione dei membri della comunità, permettendo loro di avere un ruolo attivo nella gestione dell’energia e nelle decisioni relative alla comunità energetica.

In sintesi, la digitalizzazione è fondamentale per massimizzare l’efficienza, gestire la complessità e sfruttare al meglio le potenzialità delle comunità energetiche rinnovabili.

In definitiva

Progettate, regolate e realizzate le CER (per le quali, peraltro, bisognerà trovare le opportune fonti di finanziamento), è evidente che il problema si sposterà sulle loro gestione, per la quale si dovrà tenere conto che l’obiettivo degli associati alle varie CER non è quello di perdere tempo in una gestione day by day diretta ma quello di risparmiare il più possibile sui costi in bolletta rispetto a quelli che sosterrebbero se si approvvigionassero ancora e solo dai Service Provider con cui hanno e continueranno ad avere dei contratti di fornitura.

Nasce, di conseguenza, la necessità di un “gestore” che per mestiere faccia proprio questo e che sia in grado di offrire servizi omogenei a più CER contemporaneamente, così da generare economie di scala più ampie ed utili oltre che per la transizione energetica in sé anche per la transizione ecologica e per il raggiungimento progressivo della Neutralità Carbonica secondo le tappe fissate dai Paesi firmatari degli accordi COP e, nel caso europeo, dall’Unione Europea.

Nel medesimo tempo in cui idealmente ci si potrebbe auspicare che le CER nascano per promozione degli Enti Locali, ci si dovrebbe anche auspicare che Service Provider già esistenti e/o disponibili ad ampliare il loro scope of work o di nuova costituzione, si candidino per aree omogenee ad operare in outsourcing come Gestori, giusto per essere coerenti con il citato adattamento tecnico del già citato principio di sussidiarietà.

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