Page 47 - Attualità Elettrotecnica Gennaio-Febbraio 2019

Analizzando i risultati delle UVAC e consideran- do il parere degli operatori di mercato si può af- fermare che il progetto pilota abbia avuto un ini- zio graduale, con percentuale di assegnazione che nel periodo 19 giugno 2017 - 30 settembre 2017 si aggirava intorno all’1%, mentre nello stesso periodo dell’anno successivo (18 giu- gno 2018 - 30 settembre 2018) ha raggiunto il 35,8%. Nella media comunque la capacità as- segnata per UVAC è piuttosto ridotta ed è infe- riore al 10% della capacità disponibile. Consi- derando gli operatori che hanno effettivamente partecipato alle UVAC e che hanno avuto alme- no 1 MW di capacità assegnata vediamo una predominanza di Utility e Trader, a discapito di altri operatori del mercato quali le imprese, il che non stupisce perché le imprese vedono ancora il progetto pilota come un argomento “enigmatico” e di difficile comprensione. Le UVAP sono caratterizzate dalla presenza di so- le unità di produzione (UP) non rilevanti (cioè con potenza complessiva dei gruppi di genera- zione associati inferiore a 10 MVA), inclusi i si- stemi di accumulo.
Il progetto pilota per questa tipologia di aggre- gatore è stato approvato con delibera 583/2017: è ufficialmente iniziato a novembre 2017 e ad oggi si hanno circa 100 MW già abi- litati. Si è avuta una quantità più limitata di unità abilitate perché si è optato per non mettere in campo la contrattualizzazione a termine e offri- re una sorta di “push” iniziale. Anche in questo caso sono stati movimentati circa 700 MWh nel periodo novembre 2017 - aprile 2018, con un’affidabilità di oltre il 75%. Fotovoltaico ed eo- lico non sono risultati tra i partecipanti alle UVAP perché in genere non conveniente. Le UVAM sono caratterizzate dalla presenza sia di unità di produzione non rilevanti, inclusi i siste- mi di accumulo, “stand alone” o abbinati a UP non rilevanti e/o a unità di consumo, sia di unità di consumo, incluse quelle che prestano il ser- vizio di interrompibilità. È consentita anche l’ag- gregazione di POD che sottendono UP rilevan- ti, purché tali UP condividano il punto di con- nessione alla rete con almeno un’unità di con- sumo diversa dai servizi ausiliari d’impianto. Il progetto pilota per questa tipologia di aggrega- tore è stato approvato con Delibera 422/2018 e si presuppone che possa effettivamente essere operativo tra la fine del 2018 e l’inizio del 2019. Con l’abilitazione delle UVAM, UVAC e UVAP moriranno come progetti e andranno a conflui- re nelle UVAM stesse, come sotto-casi. Per le UVAN non vi sono progetti in corso.
I progetti di sviluppo
a livello globale
Ma non solo in Italia, anche a livello globale la diffusione di queste configurazioni è da considerarsi ancora a livello embrionale: so- no appena 197 nel mondo quelli che, seppur con caratteristiche leggermente diverse da quelli italiani, possono essere classificati co- me progetti di configurazioni elettriche fisi- che, in particolare micro-reti, e “virtuali”. Più della metà sono in America (50,8%), seguo- no Asia (23,4%), Africa (10,7%), Europa (7,6%), Australia (6,6%) e Antartide (1%). Sono già attivi 146 progetti (74%), mentre il restante 26% si suddivide tra la fase iniziale di progettazione (23%) e quella di costruzio- ne (3%). Due terzi sono riconducibili alle con- figurazioni fisiche, ma ben 47, già operativi, sono configurazioni virtuali e rappresentano il 24% del campione. Il 61% è alimentato sia da energie rinnovabili sia da fonti tradiziona- li, mentre il 34% alimenta la rete solamente con energie rinnovabili. I pannelli fotovoltaici sono la tecnologia maggiormente utilizzata (63%), seguita da eolico (31%), idroelettrico (5%) e biomassa (1%). Il 56%, inoltre, a sup- porto degli impianti ha installato anche siste- mi di accumulo.
Il modello
Energy&Strategy
Una delle ragioni per cui i modelli di configu- razione elettrica soprattutto virtuali non sono ancora diffusi è indubbiamente da ricercare nella sostenibilità economica. Con l’obiettivo di investigare più nel dettaglio questo tema si è costruito, con assunzioni basate sulle infor- mazioni raccolte ed elaborate da Energy&Strategy, un modello teorico di valuta- zione della convenienza economica per l’utente energetico (opportunamente aggre- gato in community) e per l’eventuale “gestore” (virtuale o reale, esistente o costituito ad hoc) della community stessa. Il modello teorico di valutazione è poi stato applicato a una serie di casi di studio rappresentativi delle possibili configurazioni utilizzabili nei comparti residen- ziale, commerciale e industriale. L’analisi è dettagliatamente esposta nel Report.
Soltanto in due casi, centro commerciale e di- stretto industriale, risulta conveniente la crea- zione di una community virtuale: in entrambi gli ambiti, infatti, gli utenti riescono ad avere una buona profittabilità sia se si affidano al ge- store esistente sia se ne individuano uno ad
hoc che effettui le offerte sul Mercato dei Ser- vizi di Dispacciamento e versi loro una per- centuale dei ricavi. Nel caso di condomini e distretti residenziali gli utenti vedono un busi- ness profittevole solamente nel momento in cui creano una energy community e non par- tecipano al MSD. Se decidessero infatti di affi- darsi a un gestore che partecipa al mercato, questi non riuscirebbe a guadagnare abba- stanza dalla transazione di elettricità per ripa- gare gli utenti della community. Inoltre, la con- figurazione fisica, per gli alti costi di rifacimen- to della rete elettrica, non permette a nessun soggetto (condominio, distretto residenziale e industriale, centro commerciale) di avere ritor- ni economici interessanti.
I sistemi di storage al servizio delle configurazioni elettriche Per i casi di studio che prevedono la parteci- pazione al MSD è stata considerata l’installa- zione di un sistema di accumulo, necessario per garantire la disponibilità di un margine di riserva. L’analisi sulla composizione e l’anda- mento dei costi della tecnologia riprende due applicazioni decisamente differenti: un siste- ma di accumulo di piccola taglia in un condo- minio (10 kWh, con batterie al litio o al piombo- acido) confrontato con uno storage di taglia notevolmente maggiore (1.500 kWh, per il quale la scelta può ricadere su batterie al litio, al piombo-acido, al sale e al vanadio) installa- to in un distretto industriale.
Nel caso di studio “condominio” con storage elettrochimico al litio di taglia 10 kWh la batte- ria è il componente che sul prodotto finito ha un’incidenza maggiore in termini di costi (63- 66%). L’evoluzione tecnologica viene tuttavia in aiuto: alla già prevista caduta di prezzo del 25-30% al 2025 delle batterie al litio, nell’ambi- to residenziale, si aggiunge infatti un’ulteriore decrescita dell’8%-10%. Inverter e BOS (Balan- ce of System) rappresentano oggi rispettiva-
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