Osservatorio GDF SUEZ 2014 (rapporto finale) - Energy Community, un nuovo paradigma per...

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OSSERVATORIO GDF SUEZ 2014 Energy Community: un nuovo paradigma per l'innovazione energetica nel nostro Paese Rapporto finale

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Obiettivi dello studio 1. Mappare le principali soluzioni/tecnologie innovative per abilitare il

paradigma di Energy Community (EC) applicato ai contesti del residenziale*, terziario** e distretti industriali, sia per soluzioni per la generazione distribuita che per gestione intelligente dei flussi di energia (elettrica e termica) attualmente disponibili o in fase di sviluppo

2. Identificare, per ogni soluzione innovativa, i punti di forza e le barriere all’adozione e analizzare gli scenari di aggregazione delle soluzioni nei diversi contesti d’utilizzo, valutandone gli aspetti di sostenibilità economica

3. Studiare i casi di adozione in Italia e all’estero del paradigma dell’EC, per identificare benefici, ricadute concrete e best practice necessarie per garantire un’efficace implementazione dell’EC

4. Valutare gli scenari potenziali di diffusione in Italia del paradigma delle EC e di ogni soluzione innovativa che ne abiliti la realizzazione, valutandone gli impatti strategici sugli end user e il sistema-Paese nel suo complesso

5. Analizzare, nel contesto italiano, le attuali barriere allo sviluppo del paradigma delle EC

(*) Condomini, complessi residenziali, quartieri residenziali (**) Centri commerciali, complessi ospedalieri, caserme, campus universitari

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Studio strategico - schema concettuale

Riflessioni strategiche per il sistema Paese

1.Mappatura e studio soluzioni abilitanti le EC e scenari di aggregazione

2.Analisi casi studio ed EC paradigmatiche

3.Valutazione scenari potenziali di diffusione delle EC in Italia

Casi studio in Italia e all’estero

1.Valutazione benefici sistemici delle EC per l’Italia

2.Analisi delle barriere/driver per la diffusione delle EC

3.Temi strategici per il sistema-Paese dalla diffusione delle EC

Studio tecnologico Scenario strategico

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Metodologia – panoramica Fase 1

Inquadramento del concetto di EC

Mappatura delle principali soluzioni innovative per abilitare il concetto di EC, applicato ai contesti residenziale, terziario ed industriale

Individuazione di modelli «paradigmatici» di EC

Realizzazione di casi di studio applicativi del paradigma EC in Italia

Fase 2 Analisi di sostenibilità economica dei modelli

«paradigmatici» di EC nei diversi contesti d’utilizzo

Realizzazione di scenari potenziali di diffusione delle EC in Italia e di ogni soluzione innovativa che ne abiliti la realizzazione

Scenari di diffusione

Economics

Casi di studio in Italia

Modelli paradigmatici

Mappatura tecnologie

Inquadramento

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Metodologia

Definizione del concetto di «Energy

Community», individuazione degli

ambiti di applicazione potenziali e della natura

dei benefici conseguibili


Economics




Inquadramento

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Il perimetro di riferimento delle Energy Community (EC)

Rispetto alla "relazione" con il sistema elettrico, le Energy Community possono essere classificate come: Off-grid: reti isolate, non connesse alla rete elettrica pubblica On-grid

“isolabili”: reti completamente interconnesse alla rete elettrica pubblica, in grado di scambiare bi-direzionalmente energia con essa e di auto-sostenersi per un certo arco temporale in caso di indisponibilità della rete elettrica

“asincrone”: reti connesse alla rete elettrica pubblica, che possono esclusivamente prelevare energia dalla rete in caso di necessità, ma non possono fornirla

Con il termine "Energy Community" si fa riferimento ad un insieme di utenze che decidono di fare scelte energetiche comuni al fine di massimizzare i risparmi derivanti dall’utilizzo dell’energia, attraverso soluzioni di generazione distribuita e di gestione intelligente dei flussi energetici


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Potenziali benefici delle Energy Community /1 La realizzazione di una EC comporta due ordini di potenziali benefici: Per gli end user

Riduzione spesa per approvvigionamento vettori energetici Ottimizzazione profilo di prelievo energia da rete Miglioramento qualità della fornitura Miglioramento affidabilità della fornitura Riduzione carbon footprint

Per il "sistema Paese" Integrazione FER (più facili da governare in porzioni di rete

circoscritte) Riduzione perdite di rete Ottimizzazione profilo di carico globale

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Con il termine "Energy Community" si fa riferimento ad un insieme di utenze che decidono di fare scelte energetiche comuni al fine di massimizzare i risparmi derivanti dall’utilizzo dell’energia, attraverso soluzioni di generazione distribuita e di gestione intelligente dei flussi energetici BENEFICI

Riduzione «bolletta

energetica»

Qualità ed affidabilità fornitura

Riduzione carbon footprint

Grazie alla realizzazione di una EC è possibile ridurre il costo di approvvigiona-mento dei vettori energetici rispetto alle modalità di approvvigionamento «tradizionali», ossia l’acquisto di energia elettrica da rete e la produzione in loco di energia termica/frigorifera mediante tecnologie tradizionali (es. caldaia a metano).

Grazie alla realizzazione di una EC è possibile mitigare/eliminare i «disturbi» (provenienti in particolare dalla rete elettrica) che possono influire sul funzionamento dei carichi sensibili (es. micro-interruzioni, buchi di tensione, armoniche) e garantire la continuità della fornitura di energia. ai carichi presenti all’interno della EC.

Grazie alla realizzazione di una EC è possibile ridurre l’impatto ambientale derivante dal consumo di energia associato alle utenze energetiche presenti all’interno della EC.

I benefici trovano la traduzione in possibili "funzioni d’utilità" per gli end user in base alle quali può essere progettata una EC

Potenziali benefici delle Energy Community /2

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La realizzazione di una EC può aver luogo in diversi ambiti di applicazione:

Ambiti di applicazione delle Energy Community

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BIT

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Residenziale condomini, complessi residenziali, quartieri residenziali

Terziario centri commerciali, centri logistici, complessi ospedalieri, caserme, campus universitari, enti istituzionali

Industriale distretti industriali

Misto

Aggregazioni di due o più ambiti, sia in area urbana che extra-urbana

Per «Smart Home» (SH) si intende un’abitazione dotata di una rete tecnologicamente avanzata che collega tra loro sensori smart embedded, apparecchiature domestiche monitorabili, accessibili e controllabili a distanza che abilitano l’ottimizzazione dell’uso dell’energia. La SH può essere vista come una EC avente un’estensione spaziale ridotta, sebbene in letteratura all’interno del «perimetro» della SH rientrano servizi ulteriori rispetto alla gestione «smart» dell’energia, quali la sicurezza ed il comfort abitativo.

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BENEFICI/ AMBITI DI

APPLICAZIONE


energetica»



Residenziale

Terziario

Industriale

L’ambito residenziale fa riferimento all’aggregazione di utenze di tipo domestico, a diversi livelli (condominio, quartiere residenziale, distretto residenziale). L’interesse di questo ambito risiede in primo luogo nella volontà di ridurre il costo di approvvigionamento dei vettori energetici.

L’ambito terziario fa riferimento all’aggregazione di utenze afferenti al mondo dei servizi, suddivisibili tra: Centri commerciali e logistici: l’interesse di questo ambito risiede in primo

luogo nella volontà di ridurre il costo di approvvigionamento dei vettori energetici e di garantirsi elevata qualità ed affidabilità della fornitura di energia.

Caserme e complessi ospedalieri: l’interesse di questo ambito risiede in primo luogo nella volontà di garantirsi elevata qualità ed affidabilità della fornitura di energia.

Campus universitari ed enti istituzionali: l’interesse di questo ambito risiede in primo luogo nella volontà di ridurre il proprio impatto ambientale e di garantirsi elevata qualità ed affidabilità della fornitura di energia.

Si declinano i diversi ambiti di applicazione, con l’obiettivo di individuare "cluster di end user" contraddistinti dalla medesima "funzione di utilità" (in termini di peso relativo dei diversi benefici) nella progettazione di una EC

Mappatura dei "cluster di end user"

AMB

ITI «

PUR

I»

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BENEFICI/ AMBITI DI

APPLICAZIONE


energetica»



Residenziale

Terziario

Industriale



AMB

ITI «

PUR

I»

Variabile Proxy

Intensità energetica Spesa per energia/Fatturato

Rilevanza qualità energetica Presenza carichi «critici»

Pdt edilizia

vetro metallurgia

carta

chimica alimentare

tessile meccanica

Inte

nsità

ene

rget

ica

Rilevanza qualità energetica

Ambiti «power quality

intensive»

L’ambito industriale fa riferimento all’aggregazione di utenze afferenti al mondo dell’industria, suddivisibili tra: • Ambiti «energy intensive»:

l’interesse di questo ambito risiede in primo luogo nella volontà di ridurre il costo di approvvigionamento dei vettori energetici.

• Ambiti «power intensive»: l’interesse di questo ambito risiede in primo luogo nella volontà di garantirsi elevata qualità ed affidabilità della fornitura di energia.

Ridotto

interesse

vs EC

Ambiti «energy intensive»

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BENEFICI/ AMBITI DI

APPLICAZIONE


energetica»



Misto



AMB

ITI «

PUR

I»

L’ambito misto fa riferimento all’aggregazione di utenze caratterizzate da diverse esigenze in termini di profilo di consumo e/o di funzione di utilità, esemplificabili in: • Ambito misto urbano: fa riferimento all’aggregazione di utenze

di tipo residenziale e di complessi ospedalieri. L’interesse di questo ambito, dato dalla combinazione delle funzioni di utilità dei due singoli ambiti che lo compongono, risiede sia nella volontà di ridurre il costo di approvvigionamento dei vettori energetici sia nel garantirsi elevata qualità ed affidabilità della fornitura di energia .

• Ambito misto extra-urbano: fa riferimento all’aggregazione di utenze di tipo industriale e di centri commerciali e logistici. L’interesse di questo ambito, dato dalla combinazione delle funzioni di utilità dei due singoli ambiti che lo compongono, risiede in primo luogo nella volontà di ridurre il costo di approvvigionamento dei vettori energetici

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BENEFICI/ AMBITI DI APPLICAZIONE


energetica»


Riduzione carbon

footprint

Residenziale Alto Medio-basso Basso

Terziario

Centri commerciali e logistici Medio-alto Medio Medio

Complessi ospedalieri, caserme Medio Alto Medio-

basso

Campus universitari, enti istituzionali Medio Medio-alto Medio

Industriale

Energy intensive Alto Medio Medio

Power Quality intensive Medio-basso Alto Medio

AMB

ITI «

PUR

I»



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BENEFICI/ AMBITI DI APPLICAZIONE


energetica»


Riduzione carbon

footprint

Misto

Urbano

(residenziale + complessi ospedalieri)

Medio-alto Medio Basso

Extra-urbano

(industriale + centri commerciali e logistici)

Alto Medio Medio AMB

ITI «

MIS

TI»



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BENEFICI/AMBITI DI APPLICAZIONE


energetica»


Riduzione carbon

footprint

Residenziale Alto Medio-basso Basso

Terziario

Centri commerciali e logistici

Medio-alto Medio Medio

Complessi ospedalieri, caserme

Medio Alto Medio-basso

Campus universitari, enti istituzionali

Medio Medio-alto Medio

Industriale Energy intensive Alto Medio Medio

Power Quality intensive Medio-basso Alto Medio

Si definiscono i diversi cluster di end user, concentrandosi sui due benefici che presentano valori rilevanti ai fini dell’analisi

AMB

ITI «

PUR

I»


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Ciascuno dei benefici associati alla realizzazione di una EC rende necessaria la presenza di un set di tecnologie abilitanti. L’aggregazione delle diverse tecnologie, declinata nei diversi cluster di end user, darà luogo ai «modelli paradigmatici» di EC.


BENEFICI/ AMBITI DI

APPLICAZIONE


energetica»


Riduzione carbon

footprint

Misto

Urbano

(residenziale + complessi ospedalieri)

Medio-alto Medio Basso

Extra-urbano

(industriale + centri commerciali e logistici)

Alto Medio Medio


AMB

ITI «

MIS

TI»

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Riduzione «bolletta energetica»

Qua

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basso medio alto

alto

medio

basso

Ambiti puri

Ambiti misti


Residenziale



Industriale energy intensive

Industriale power quality

intensive

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Mappatura ed analisi delle soluzioni

tecnologiche abilitanti il paradigma EC in termini di funzionalità, punti di

forza/barriere all’adozione e

grado di maturità Scenari di diffusione

Economics




Inquadramento

Metodologia

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Le soluzioni tecnologiche abilitanti una EC sono suddivisibili in 3 categorie:

Mappatura tecnologie abilitanti una Energy Community

Produzione ed utilizzo di energia

• Impianti di generazione dell’energia (programmabili e non)

• Utenze energetiche «smart»

• Sistemi di storage dell’energia

Intelligenza

• Sistema software di gestione, controllo e monitoraggio

• Sistemi hardware di gestione, controllo e monitoraggio

Infrastruttura

• Reti di distribuzione dell’energia

• Infrastruttura di comunicazione

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Le tecnologie per la produzione ed utilizzo dell’energia all’interno di una EC sono quelle che consentono di: (i) produrre autonomamente e in modo efficiente l’intera quota o una quota parte dell’energia necessaria alle utenze energetiche presenti all’interno della EC, (ii) accumulare l’energia elettrica e termica, in primis prodotta da fonti rinnovabili non programmabili, al fine di disaccoppiare il funzionamento degli impianti di produzione di energia rispetto al fabbisogno delle utenze, e (iii) ridurre i consumi energetici a parità di funzionalità erogata (rispetto all’utilizzo di tecnologie «tradizionali» alternative)

Produzione ed utilizzo di energia

(1) Unità asservita ad un punto di produzione/ consumo all’interno di una EC

(2) Unità asservita a più punti di produzione/ consumo all’interno di una EC

Soluzioni «centralizzate» (1) Soluzioni «decentralizzate» (2)

Impianti di produzione

Utenze energetiche «smart»

Sistemi di storage

Fotovoltaico Eolico

Mini-idroelettrico Solare termico

Cogenerazione/Trigenerazione

Batterie

Accumulo energia termica/frigorifera

Sistemi di illuminazione efficienti

Building automation (HMS)

Altri SdA di energia elettrica

Pompe di calore

Smart appliances

E-mobility

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Gli impianti fotovoltaici generano energia elettrica sfruttando la radiazione solare

Punti di forza Barriere all’adozione

Costo degli impianti in forte decrescita Cessazione dell’incentivazione

Possibilità di abbinamento con sistemi di accumulo Presenza di alternative che stanno raggiungendo un grado di maturità tecnologica e presenza sul mercato significativi

Forte expertise maturata negli anni di mercato “drogato” dagli incentivi

Filiera in buona parte estera, probabile spostamento degli interessi verso altri paesi con mercati incentivati


Presenza sistema incentivante per favorirne l’adozione Costo d’investimento elevato e tecnologia non matura

Filiera per gran parte composta – anche nella ricerca e produzione di componenti – da aziende italiane

Lentezza nell’approvazione dei progetti

Scarsa bancabilità dei progetti per assenza track record

Ottime potenzialità di risparmio a livello paese Scarso supporto istituzionale alla diffusione della tecnologia

Elaborazione da Osservatorio GDF SUEZ 2013

Gli impianti mini o micro-eolici generano energia elettrica sfruttando la forza del vento che mette in movimento una serie di pale calettate ad un perno centrale (mozzo) che trasmette il moto ad un generatore elettrico (rispettivamente di taglia compresa tra 20 e 200 kW ed inferiore a 20 kW)

Impianti di generazione dell'energia: FER-E

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Gli impianti mini-idroelettrici producono energia elettrica sfruttando l’energia potenziale ceduta da una massa d’acqua con un salto o un percorso in discesa, con impianti di potenza inferiore a 100 kW (micro-idroelettrico) o compresa tra 100 kW ed 1 MW (mini-idroelettrico)


Iter autorizzativo non complesso Tecnologia molto site-specific

Tempi di realizzazione dell’impianto relativamente brevi

Ridotta conoscenza della tecnologia

I siti disponibili spesso non incontrano una domanda di energia locale

Permette di utilizzare corsi d’acqua di modeste dimensioni

Vincoli ambientali alla realizzazione di tali impianti (aree protette)

Impianti di generazione dell'energia: FER-E


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Un impianto solare termico è costituito da pannelli che producono acqua calda sfruttando la radiazione solare, che riscalda un liquido circolante all’interno dei pannelli, e che a sua volta trasferisce il calore ad un serbatoio di accumulo d’acqua

La pompa di calore è un sistema termodinamico in grado di trasferire calore da un corpo a temperatura più bassa – “sorgente” – a un corpo a temperatura più alta, “pozzo caldo”. È in grado di fornire più energia di quella non rinnovabile impiegata per il suo funzionamento e può produrre energia termica per il riscaldamento e per acqua calda sanitaria, oltre a poter assolvere alla funzione di raffreddamento (pompe di calore “reversibili”)


Elevata efficienza Rendimento che risente dell’effetto thermal lift a basse temperature (soprattutto pompe con sorgente aria)

Elevati costi di installazione per pompe con sorgente geotermica (falda o terreno)

Possibilità di accesso a forme di incentivazione: detrazione fiscale e conto termico

Difficoltà di installazione in edifici esistenti (soprattutto per le pompe di calore a compressione e con utilizzo di acqua come pozzo caldo)


Progressiva riduzione dei costi di produzione e commercializzazione della componentistica degli impianti

Possibili extra costi nel caso di utilizzo per riscaldamento dovuti all’allaccio con il sistema esistente

Possibilità di accesso a forme di incentivazione che riducono sensibilmente il costo al kWh autoprodotto L’abbinata col solar cooling non è ancora conveniente per

impianti di piccole taglie Possibilità di accoppiamento ad impianti di solar cooling per la produzione del freddo

Impianti di generazione dell'energia: FER-T


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La cogenerazione (o CHP – Combined Heat and Power) prevede la generazione ed il consumo simultaneo di diverse forme di energia secondaria (energia elettrica e termica), partendo da un’unica fonte (fossile o rinnovabile) attuata in un unico sistema integrato. Si parla invece di impianti di trigenerazione laddove l’energia termica generata è in parte utilizzata per produrre energia frigorifera


Elevati rendimenti sull’utilizzo di combustibile primario

Complessità delle procedure autorizzative a cui è necessario sottostare per installare e utilizzare impianti di micro cogenerazione

Possibilità di utilizzo per soddisfare contemporaneamente i bisogni elettrici e termici (caldo + eventualmente freddo)

Scarsa maturità tecnologica e affidabilità di alcune delle tecnologie (motori Stirling e celle a combustibile)

Elevati costi se comparate con tecnologie che assolvono la medesima funzione

Impianti di generazione dell'energia: CHP


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Impianti di generazione dell'energia: maturità tecnologica

Cogenerazione/trigenerazione-d Cogenerazione/trigenerazione-c

FV-d FV-c

Eolico-d Eolico-c

Solare termico-d Pompe di calore-d

Mini idroelettrico-c

Stadio di sviluppo

tecnologico Progetti pilota Commercializzazione Maturità R&D


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Le smart appliances sono dispositivi presenti all’interno degli edifici (es. elettrodomestici in ambito residenziale) che consentono un risparmio energetico rispetto agli standard di mercato e sono in grado, sulla base di input ricevuti dall’esterno, di regolare autonomamente il loro funzionamento

I sistemi di building automation (es. Home Management System – HMS – in

ambito domestico) sono dispositivi la cui adozione consente di massimizzare l’efficienza energetica degli impianti di un edificio, sulla base del livello di utilizzo dell’edificio stesso e delle condizioni ambientali esterne

Punti di forza Barriere all’adozione Automatizzazione di «comportamenti virtuosi» nel consumo di energia

Costo d’investimento elevato in relazione ai benefici attualmente conseguibili

Presenza di alternative riguardanti le modalità di comunicazione tra i diversi dispositivi Opportunità di differenziazione per gli attori

della filiera Tariffazione dell’energia elettrica non «incentivante»


Automatizzazione di «comportamenti virtuosi» nel consumo di energia

Costo d’investimento ampiamente variabile in funzione dell’ambito di applicazione e delle funzionalità svolte

Ottime potenzialità di risparmio a livello paese Presenza di alternative riguardanti le modalità di comunicazione tra i diversi dispositivi

Utenze energetiche "smart"


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I sistemi di illuminazione efficienti sono dispositivi presenti all’interno degli edifici o all’aperto che consentono un risparmio energetico rispetto alle soluzioni tradizionali maggiormente diffuse sul mercato, anche grazie alla possibile adozione di sistemi per regolazione (automatica o manuale) del flusso luminoso

I veicoli elettrici, in primis auto elettrica, (e-mobility) sono mezzi di trasporto che sfruttano un sistema a propulsione elettrica per generare il moto, tipicamente alimentato mediante batterie ricaricabili. Si distingue tra veicoli elettrici “puri”, che dispongono esclusivamente di un motore elettrico alimentato dalla batteria presente a bordo del veicolo e veicoli elettrici “ibridi”, i quali affiancano al sistema di propulsione elettrico un secondo sistema con differente tecnologia


Maggior durata rispetto a lampade tradizionali Maggior costo rispetto a lampade tradizionali

Maggior delicatezza rispetto a lampade tradizionali

Alta efficienza

Buon rapporto potenza/dimensioni Bassa resa cromatica

Automatizzazione di «comportamenti virtuosi» nel consumo di energia

Maggior temperatura di funzionamento rispetto a lampade tradizionali


Possibilità di accesso a forme di incentivazione Maggior costo rispetto a veicoli a propulsione «tradizionale»

Risparmio nei costi di O&M rispetto ai veicoli a propulsione «tradizionale» Necessità di infrastrutture di ricarica

Possibilità di utilizzare veicoli elettrici a supporto del sistema elettrico Limitata autonomia batterie

Utenze energetiche "smart"


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Progetti pilota Commercializzazione Maturità

Stadio di sviluppo

tecnologico

Sistemi di building automation-d Smart appliances-d

Sistemi di illuminazione efficiente –c/d e-mobility –c/d

Utenze energetiche "smart": maturità tecnologica


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Le batterie, o sistemi di accumulo elettrochimico, sono dispositivi che permettono la conversione reversibile di energia chimica in energia elettrica. Le diverse tipologie di batterie esistenti si caratterizzano per il materiale di cui sono composti gli elettrodi e la soluzione elettrolitica, oltre che in base alle caratteristiche costruttive

Gli altri sistemi di accumulo di energia elettrica si distinguono in base alla modalità di accumulo dell’energia in: (i) accumulo meccanico (pompaggio idroelettrico, CAES, volano); (ii) accumulo elettrico (supercondensatori, SMES) e (iii) accumulo chimico (idrogeno, syngas)


Progetti in atto per dimostrare la fattibilità tecnica delle diverse possibili applicazioni

Elevati costi d’investimento che al momento frenano l’adozione (specie per le applicazioni su scala ridotta)

Tecnologia che consente di gestire i carichi di rete e potrebbe quindi essere supportata con opportuni interventi dal policy maker per favorirne la diffusione

Quadro normativo in via di definizione

Ridotto supporto istituzionale alla diffusione della tecnologia

Sistemi di storage: accumulo di energia elettrica


Tecnologia abilitante per l’adozione di modelli sistemici di efficienza energetica (es. smart grid, ecc.) ed accoppiabile a qualsiasi fonte energetica rinnovabile per l’accumulo

Elevati costi d’investimento che al momento frenano l’adozione

Tecnologie di base consolidate e diffuse in diversi ambiti, con produttori che sono colossi multinazionali

Scarsa affidabilità e sicurezza della soluzione

Tecnologia che consente di gestire i carichi di rete e potrebbe quindi essere supportata con opportuni interventi dal policy maker per favorirne la diffusione

Possibili problemi ambientali legati allo smaltimento delle unità installate nel caso di diffusione massiva della tecnologia


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Sistemi di storage: accumulo di energia termica/frigorifera

I sistemi di accumulo di energia termica/frigorifera sono sistemi in grado di immagazzinare l’energia termica/frigorifera prodotta in eccesso, e consentono di disaccoppiare la produzione di energia dal suo utilizzo


Riduzione del costo operativo dell’impianto di solar cooling

Costo addizionale dei serbatoi per l’accumulo del freddo che non rende ancora sostenibile la loro adozione

Riduzione della taglia di equipaggiamento per il raffreddamento

Tecnologia ancora in fase preliminare di commercializzazione

Possibilità di disaccoppiare la produzione e la fruizione del freddo con vantaggi sul consumo complessivo di energia per la produzione del freddo

Dimensione dei serbatoi per il freddo può rendere difficoltosa l’installazione in ambito residenziale


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Sistemi di storage: maturità tecnologica

Stadio di sviluppo

tecnologico R&D Progetti pilota Commercializzazione Maturità

Batterie Altri sistemi di accumulo di energia elettrica e-mobility (solo vehicle-to-grid)

Sistemi di accumulo di energia termica/frigorifera


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Intelligenza

Le tecnologie di «intelligenza» di una EC sono quelle che consentono di gestire i flussi energetici all’interno di una EC, attraverso il controllo da remoto degli impianti di produzione, accumulo e consumo dell’energia presenti all’interno di una EC (1) Unità asservita ad un punto di produzione/consumo all’interno di una EC (2) Unità asservita a più punti di produzione/consumo all’interno di una EC

Soluzioni «centralizzate»(1) Soluzioni «decentralizzate»(2)

Sistemi di Gestione di una EC

Unità di campo

Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA)

Software di gestione EC

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Sistemi hardware che, a livello centralizzato e decentralizzato, contribuiscono al governo della EC, impartendo le modalità di funzionamento agli impianti di produzione, accumulo e consumo di energia sulla base delle scelte effettuate dal software di gestione della EC e della misurazione in loco dei principali parametri di funzionamento della EC (tensione, frequenza). In particolare: Il sistema hardware centralizzato (Supervisory Control And Data Acquisition -

SCADA) effettua il monitoraggio del funzionamento della EC, attraverso la raccolta e l’elaborazione delle informazioni provenienti dalle unità di campo ed il trasferimento delle modalità di funzionamento degli impianti di produzione, accumulo e consumo di energia elaborate dal software centrale.

Il sistema hardware decentralizzato (unità di campo o Remote Terminal Unit –RTU) implementa i piani di produzione «ottimali» per gli impianti alimentati da fonti programmabili, i piani di funzionamento dei sistemi di storage ed il differimento dei consumi energetici da parte dei carichi differibili sulla base delle elaborazioni effettuate da software centrale ed abilita il controllo a livello locale della tensione e della frequenza di rete («frequency droop control», «voltage droop control», etc.)


Tecnologia matura, utilizzata in svariate applicazioni

Protocolli di comunicazione proprietari da parte dei diversi vendors Adattabilità su retrofit o nuove

realizzazion

Scalabilità

Intelligenza: SCADA ed UNITÀ DI CAMPO

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Sistema software deputato al governo della EC, sia in fase di pianificazione che in real time. In particolare: effettua le previsioni di produzione di energia da parte degli impianti alimentati da fonti

rinnovabili non programmabili presenti all’interno della EC (avendo come input le previsioni meteo) e di consumo di energia da parte delle utenze presenti all’interno della EC carichi (avendo come input lo storico dei consumi, i piani di produzione, etc. a seconda delle specifiche utenze)

elabora i piani di produzione «ottimali» degli impianti alimentati da fonti programmabili, il funzionamento (cicli di carica e scarica) dei sistemi di storage e l’eventuale differimento dei consumi energetici da parte dei carichi differibili, con orizzonti di pianificazione (tipicamente da 1 giorno prima ad 1 settimana prima) ed intervalli di pianificazione (nell’ordine dei minuti) predefiniti. Tale pianificazione avviene tenendo conto sia di parametri tecnici (es. punto ottimale di funzionamento impianto) che economici (es. costo combustibile per funzionamento impianto)

in real time, sulla base delle condizioni effettive di esercizio degli impianti di produzione, accumulo e consumo di energia, ottimizza il funzionamento della EC

si interfaccia con il sistema elettrico (in particolare con il Distributore locale – DSO), abilitando una diretta interazione con esso Demand-Response


Personalizzabilità per adattarsi alle esigenze di specifiche configurazioni di EC

Integrazione di tecnologie eterogenee Integrazione di vari input (economici, metereologici, status «nodi» EC) per ottimizzare il funzionamento di una EC

Intelligenza: software di gestione Energy Community

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Intelligenza: maturità tecnologica

Software di gestione-c

Unità di campo-c/d

SCADA

R&D Progetti pilota Commercializzazione Maturità

Stadio di sviluppo

tecnologico

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Infrastruttura

Le tecnologie infrastrutturali di una EC sono quelle che consentono lo scambio dei flussi energetici ed informativi tra i vari dispositivi di produzione, stoccaggio, consumo e gestione dell’energia all’interno di una EC. In particolare: La rete di distribuzione fa riferimento alla rete elettrica ed alla rete

di teleriscaldamento/ teleraffrescamento, rispettivamente deputate al trasposto dell’energia elettrica e termica/frigorifera.

L’infrastruttura di comunicazione fa riferimento alla rete che abilita lo scambio informativo tra i vari «nodi» di una EC, al fine di abitare il controllo e monitoraggio delle unità produzione, stoccaggio, consumo presenti all’interno della EC.

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Infrastruttura: reti di distribuzione dell’energia

La rete di distribuzione fa riferimento alla rete elettrica ed alla rete di teleriscaldamento/ teleraffrescamento, rispettivamente deputate al trasposto dell’energia elettrica e termica/frigorifera.

La realizzazione della rete elettrica e/o di teleriscaldamento/ teleraffrescamento può prevedere l’utilizzo di infrastrutture esistenti (reti pubbliche o collegamenti privati) o la creazione ad hoc di nuove infrastrutture.


Possibilità di sfruttare infrastrutture esistenti Regolamentazione all’utilizzo delle infrastrutture esistenti

Ottimizzazione utilizzo asset (es. con teleriscaldamento + teleraffrescamento) Criticità nella realizzazione di nuove infrastrutture

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Le infrastrutture di comunicazione, che abilitano lo scambio informativo tra i vari «nodi» di una EC, possono essere classificate in base al mezzo fisico attraverso il quale avviene la comunicazione. In particolare: Reti cablate, le quali utilizzano come mezzo di comunicazione:

o fibra ottica o i cavi attraverso cui è trasportata l’elettricità (Power Line Communication – PLC) o la linea telefonica (Digital Subscriber Lines - DLS)

Reti wireless le quali utilizzano come mezzo di comunicazione le onde radio a bassa potenza (più frequentemente) o la radiazione infrarossa.

Tecnologia Punti di forza Barriere all’adozione

Reti cablate

• Indipendenza da alimentazione tramite batteria;

• Possibile utilizzo di infrastrutture già esistenti • Minori problemi di interferenza rispetto alle

reti wireless

• Maggior costo di realizzazione dell’infrastruttura (in certi casi);

• Difficoltà di cablaggio di aree «critiche»; • Limiti nell’utilizzo di infrastrutture già

esistenti

Reti wireless

• Minor costo di realizzazione dell’infrastruttura (in certi casi);

• Facilità di realizzazione rispetto a reti cablate;

• Possibile utilizzo di infrastrutture già esistenti

• Dipendenza da alimentazione tramite batteria;

• Possibili problemi di interferenza/attenuazione del segnale trasmesso

• Limiti nell’utilizzo di infrastrutture già esistenti

Infrastruttura: infrastruttura e protocollo di comunicazione

39

I principali protocolli di comunicazione che regolano la comunicazione tra i diversi «nodi» di una EC, la cui applicazione dipende sia dalla specifica applicazione che dal mezzo fisico implementato, sono: Per reti cablate: Ethernet, Home PNA, X10, UPB, HomePlug, Per reti wireless: bluetooth, ZigBee, Wifi, WiMAX, reti cellulari (GSM, GPRS, UMTS,

HSDPA, HSUPA, LTE) Trasversali: KNX, UPnP, IEC 61850

(1) Comunicazione tra i diversi «nodi» all’interno di una EC (2) Comunicazione all’interno di un «nodo» di una EC (es. tra dispositivi all’interno di uno stesso

building)


Soluzioni «centralizzate» (1) Soluzioni «decentralizzate» (2)

ZigBee Bluetooth

Wifi

IEC 61850 WiMAX

Protocolli reti cellulari Protocolli rete telefonica (DSL)

Protocolli fibra ottica Protocolli powerline

6LoWPAN

40

Protocolli – livello

centralizzato Punti di forza Barriere all’adozione

Protocolli DSL • Utilizzo infrastruttura esistente • Velocità di trasferimento dati • Qualità del servizio dati • Problemi legali/burocratici

WiMax • Raggiungibilità di aree «critiche»

(dal punto di vista del cablaggio) • Velocità di trasferimento dati

• Copertura ridotta • Necessità di realizzare nuova

infrastruttura

Protocolli reti cellulari

• Raggiungibilità di aree «critiche» (dal punto di vista del cablaggio)

• Velocità di trasferimento dati (ultime generazioni)

• Utilizzo infrastruttura esistente

• Scarsa diffusione della fibra (ultime generazioni)

Protocolli fibra ottica

• Utilizzo infrastruttura esistente • Velocità di trasferimento dati • Volume dati trasportabili

• Scarsa diffusione della fibra • Costo di realizzazione dell’infrastruttura

Protocolli PLC • Utilizzo infrastruttura esistente • Copertura (distanze tra

dispositivi)

• Volume dati trasportabili • Interferenza • Impossibilità di utilizzo in caso di black-

out


41

Protocolli – livello decentralizzato Punti di forza Barriere all’adozione

Ethernet • Costo di realizzazione dell’infrastruttura • Velocità di trasferimento dati • Copertura (distanze tra dispositivi)

• Necessità di cablaggio

Protocolli PLC • Utilizzo infrastruttura esistente • Velocità di trasferimento dati • Copertura (distanze tra dispositivi)

• Volume dati trasportabili • Perdite dati sul mezzo

Wifi

• Facilità di realizzazione infrastruttura • Velocità di trasferimento dati • Volume dati trasportabili • Copertura • Numero di dispositivi collegabili

• Costo di realizzazione dell’infrastruttura • Consumo energetico dei dispositivi

Bluetooth • Costo di realizzazione dell’infrastruttura • Facilità di realizzazione infrastruttura

• Copertura (distanze tra dispositivi) • Consumo energetico dei dispositivi • Velocità di trasferimento dati • Volume dati trasportabili • Numero di dispositivi collegabili

ZigBee

• Costo di realizzazione dell’infrastruttura • Facilità di realizzazione infrastruttura • Consumo energetico dei dispositivi • Numero di dispositivi collegabili

• Velocità di trasferimento dati • Volume dati trasportabili

6LoWPAN • Costo di realizzazione dell’infrastruttura • Consumo energetico dei dispositivi • Standardizzazione (basato su IPv6)

• Limitata capacità di configurazione e gestione • Comunicazione con altri protocolli di routing


42

Infrastruttura: maturità tecnologica

Maturità Progetti pilota

Commercializzazione R&D

Stadio di sviluppo

tecnologico

Wifi

Bluetooth

Zigbee Reti cellulari

DLS WiMAX

Fibra ottica

PLC

Ethernet

43

Definizione dei set di tecnologie abilitanti una EC

Beneficio Produzione ed utilizzo energia Intelligenza Infrastruttura

RIDUZIONE BOLLETTA

ENERGETICA

• FV, EOLICO, IDRO • PDC • CHP • SMART APPLIANCES • BUILDING AUTOMATION • ILLUMINAZIONE • E-MOBILITY • BATTERIE (applicazioni

«in ENERGIA»)

• SCADA, UNITÀ DI CAMPO

• SW DI GESTIONE STANDARD

• RETI WIRELESS/CABLATE E RELATIVI PROTOCOLLI

QUALITÀ ED AFFIDABILITÀ FORNITURA

• CHP • PDC • BUILDING AUTOMATION • BATTERIE (soprattutto

per applicazioni «in POTENZA»)

• STORAGE TERMICO

• SCADA, UNITÀ DI CAMPO

• SW DI GESTIONE CON ABILITAZIONE DEMAND RESPONSE

• RETI CABLATE E RELATIVI PROTOCOLLI

Ciascuno dei benefici associati alla realizzazione di una EC rende necessaria la presenza di un set di tecnologie abilitanti

44

Individuazione dei modelli paradigmatici di EC, sulla base della rilevanza di ciascuna tecnologia abilitante rispetto ai benefici

conseguibili negli ambiti di applicazione potenziali


Economics




Inquadramento

Metodologia

45

Definizione dei modelli paradigmatici di Energy Community

Paradigma EC ‘N’

(‘N’ = 1 … 6)

Cluster di end user

Set di tecnologie abilitanti

definito da:

END

USE

R

TEC

H

Cluster di end user EC Soluzioni tecnologiche EC in base a benefici

46

Definizione dei modelli paradigmatici di Energy Community

Paradigma EC ‘1’ RES

Paradigma EC ‘2’ CIE

Paradigma EC ‘3’ OCU

Paradigma EC ‘4’

IQI

Paradigma EC ‘5’ URB

Paradigma EC ‘6’ EXU

Ambiti «PURI» Ambiti «MISTI»

Residenziale Terziario Industriale Urbano Extra-Urbano

Centri commerciali

e logistici

Complessi ospedalieri e

Caserme

Campus universitari

ed Enti istituzionali

Energy intensive

Power quality intensive

47

Paradigma EC '1': RESidenziale

Paradigma EC ‘1’ RES

Residenziale

Prod/Utilizzo: FOTOVOLTAICO, PDC, ILLUMINAZIONE, SMART APPLIANCES, BUILDING AUTOMATION, E-MOBILITY, STORAGE ELETTRICO (applicazioni «in ENERGIA»)

Intelligenza: SCADA, RTU, SW DI GESTIONE STANDARD

Infrastruttura: RETI WIRELESS E RELATIVI PROTOCOLLI

48

Paradigma EC '2': Centri commerciali e logistici, Industriale Energy intensive

Paradigma EC ‘2’ CIE


Prod/Utilizzo: FOTOVOLTAICO, CHP, ILLUMINAZIONE, BUILDING AUTOMATION, STORAGE ELETTRICO (applicazioni «in ENERGIA»)

Intelligenza: SCADA, RTU, SW DI GESTIONE STANDARD Infrastruttura: RETI CABLATE E RELATIVI PROTOCOLLI

49

Paradigma EC '3': complessi Ospedalieri, Caserme, campus Universitari, enti istituz.

50

Paradigma EC '4': Industriale power Quality Intensive

51

Paradigma EC '5': URBano (residenziale + complessi ospedalieri)

52

Paradigma EC '6': EXtraUrbano (industriale power quality intensive + centri commerciali e logistici)

53

Metodologia

Redazione di case study di implementazione del paradigma EC in Italia, analizzati in termini di finalità del progetto,

architettura organizzativa, modalità

di finanziamento e tecnologie abilitanti Scenari di

diffusione

Economics




Inquadramento

54

Casi di studio di Energy Community in Italia

I casi di studio di seguito analizzati sono riconducibili a diversi ambiti di applicazione

Caso di studio/ Ambito di applicazione

Leaf Community – Gruppo Loccioni

Smart Polygeneration

Grid – Università di Genova

Smart Domo Grid – A2A

Residenziale X X

Terziario



X


X

Industriale Energy intensive X

Power quality intensive X X

55

Esempio di EC: progetto Leaf Community

56

Esempio di EC: progetto Smart Polygeneration Microgrid

57

Esempio di EC: progetto SmartDomoGrid

58

Messaggi chiave

I casi rappresentano tre concrete applicazioni di EC, ciascuna delle quali prevede l’adozione di un numero importante di tecnologie abilitanti il paradigma Energy Community (EC)

Trattandosi di progetti sperimentali, la finalità principale risiede nella dimostrazione della fattibilità «tecnica» di una EC, trascurando a questo stadio considerazioni di carattere economico

I progetti sono promossi o prevedono la partecipazione di università/enti di ricerca, produttori di tecnologie, utility ed integratori di sistema

I progetti sono, per una parte rilevante del budget complessivo, supportati da finanziamenti pubblici (principalmente ministeriali), al fine di promuovere l’integrazione «innovativa» di tecnologie

59

Valutazione della sostenibilità

economica dei modelli paradigmatici

individuati, sulla base di indicatori tradizionali e

creati ad hoc Scenari di diffusione

Economics




Inquadramento

Metodologia

60

Paradigma EC 'n': ipotesi ed output

Utenze energetiche Fabbisogno energetico pre e post-EC

Benefici ottenibili Tecnologie abilitanti

Volume di investimenti necessario

Indicatori di convenienza economica

«tradizionali»

EC Baseline Cost Index

61




«tradizionali»


Si definiscono gli investimenti necessari in soluzioni di: • produzione e utilizzo dell’energia; • intelligenza; • infrastruttura;

per abilitare il paradigma EC, in termini di €, attualizzati all’istante di avvio dell’iniziativa

62




«tradizionali»


Ciascuno dei paradigmi verrà valutato in termini di sostenibilità economica, assumendo la prospettiva dell’insieme dei soggetti che investono pro-quota (di fabbisogno energia) nell’iniziativa: • Net Present Value • Internal Rate of Return • Pay-Back Time

63



«tradizionali»


63 63

EC Baseline Cost Index EL

L’indicatore rappresenta il costo «tecnologico» medio del kWh (elettrico e termico) che soddisfa il fabbisogno delle utenze all’interno della EC. Dal punto di vista di una utility che decida di realizzare una EC seguendo un «modello ESCo» (che prevede di sostenere gli investimenti necessari e di occuparsi della gestione degli asset per un numero

fissato di anni) e di vendere l’energia alle utenze energetiche presenti all’interno della EC, il valore di questo indicatore rappresenta quanto costa all’utility produrre ciascun kWh che venderà alle utenze all’interno della EC.

=


64

1 condominio composto da 30 unità abitative

200

Consumi interni di energia [MWh]

elettrica termica

Paradigma EC '1': ipotesi

65

Paradigma EC '1': output

INV = 715 k€


NPV = 67 k€ IRR = 5%

PBT = 14 anni

Indicatori di convenienza economica «tradizionali»

EC Baseline Cost IndexEL= 0,29 €/kWh

EC Baseline Cost

IndexTH= n.d.


66


4.050 850


elettrica termica

67


INV = 3.100 k€


NPV = 2.504 k€ IRR = 16%

PBT = 8 anni



EC Baseline Cost IndexTH=

0,005 €/kWh


68


1 complesso ospedaliero (≈ 400 posti letto)

Utenze energetiche

7.875 13.500


elettrica termica

69

INV = 7.441 k€


NPV = 11.023 k€ IRR = 23%

PBT = 6 anni




0,01 €/kWh



70


4.399 16.630


elettrica termica

71


INV = 1.887 k€


NPV = 4.857 k€ IRR = 38%

PBT = 4 anni



EC Baseline Cost

IndexTH= 0,006 €/kWh


72


8.866 14.663


elettrica termica

73


INV = 11.082 k€


NPV = 8.579 k€ IRR = 15%

PBT = 8 anni




0,008 €/kWh


74


8.449 17.480


elettrica termica

75


INV = 6.854 k€


NPV = 1.969 k€ IRR = 13%

PBT = 8 anni




0,007 €/kWh


76

Quadro sinottico dei paradigmi EC: IRR, risparmio ed utilizzo grid

77

Quadro sinottico dei paradigmi EC: IRR, risparmio ed utilizzo grid

78

Quadro sinottico dei paradigmi EC: EC baseline cost index

79

Focus: le prospettive di sviluppo delle tecnologie innovative

Cogenerazione/trigenerazione-d Cogenerazione/trigenerazione-c FV-d

FV-c

Eolico-d Eolico-c

Solare termico-d Pompe di calore-d

Mini idroelettrico-c

Impianti di generazione di energia Eolico-d: sono allo studio soluzioni che prevedono l’impiego di mini aerogeneratori ad asse verticale, in grado di sfruttare il vento da qualsiasi direzione esso provenga (anche di intensità minore rispetto agli aerogeneratori ad asse orizzontale) e caratterizzati da minori rumorosità e vibrazioni, tanto da essere studiati anche in applicazioni integrate all’edificio (BAWT - Building-Augmented Wind Turbines). Cogenerazione/trigenerazione-d: attesa importante riduzione del costo delle fuel cell nel medio periodo (circa il 50% al 2018, rispetto ad un costo che ad oggi è mediamente triplo rispetto alle alternative tecnologiche più mature disponibili sul mercato) dovuto in primo luogo alle economie di scala conseguibili a seguito di una maggiore diffusione, oltre alla ricerca attualmente in corso riguardante il miglioramento delle prestazioni tecniche attuali e la ricerca di nuovi materiali più performanti.

80


Utenze energetiche «smart» E-mobility – c/d: per quanto riguarda i veicoli elettrici, ci si attende un dimezzamento del costo delle batterie intorno al 2020, grazie alle economie di scala conseguibili. Parimenti, sono allo studio nuove batterie caratterizzate da una maggiore densità energetica, quali le batterie litio-zolfo, zinco-aria e litio-aria, che permetterebbero di incrementare l’autonomia dei veicoli elettrici. Per quanto riguarda i sistemi di ricarica dei veicoli elettrici, sono allo studio soluzioni per la ricarica dei veicoli elettrici alternative alla «tradizionale» ricarica tramite colonnina, quali in particolare la ricarica ad induzione (sia stazionaria sia in moto), la ricarica a risonanza magnetica e e la sostituzione della batteria scarica con una carica (cd. «battery swapping»).

81


Sistemi di storage

Batterie: una prima direzione di sviluppo attesa riguarda il miglioramento delle performance tecniche (quali densità energetica, vita utile, capacità di carica/scarica, range di temperatura ottimale per il funzionamento) ed economiche (costo) delle tecnologie di accumulo elettrochimico già mature per altre applicazioni (quali le batterie al litio, ampiamente diffuse oggi in settori quali l’elettronica e le comunicazioni). Per le tecnologie più promettenti che ancora non hanno raggiunto la maturità per applicazioni «energy storage» (in particolare litio/ioni e sodio/cloruro di nickel) ci si attendono importanti miglioramenti al 2020 (quali il dimezzamento del costo di produzione), a seguito in particolare delle economie di scala conseguibili grazie alla diffusione dei veicoli elettrici. Una seconda traiettoria di sviluppo riguarda la ricerca di nuovi materiali per la realizzazione di batterie (quali le batterie metalli/aria e le batterie al magnesio). Altri sistemi di accumulo di energia elettrica: ricerca attiva su diverse tecnologie di accumulo ad oggi non mature, quali sistemi di accumulo elettrico (supercondensatori, SMES), meccanico (volani, CAES adiabatico) e chimico (idrogeno) E-mobility: è allo studio la possibilità di utilizzare i veicoli elettrici come sistemi di storage «distribuito» (cd. «vehicle-to-grid»), da caricare/scaricare in base alle esigenze contingenti del sistema elettrico.

82


83


84

Realizzazione di scenari potenziali di diffusione

delle EC in Italia e di ogni soluzione innovativa

che ne abiliti la realizzazione


Economics




Inquadramento

Metodologia

85

Il potenziale delle EC in Italia: mercato TEORICO

In primis, abbiamo identificato le condizioni di fattibilità teorica dei diversi paradigmi di EC sul territorio italiano

86

Il potenziale delle EC in Italia: mercato 5% Se si dovesse realizzare il 5% del mercato teorico individuato in Italia, si otterrebbero tali risultati, in termini di # EC, volume d’affari e soluzioni tech:

87

Il potenziale delle EC in Italia: mercato 10%

Se si dovesse realizzare il 5% del mercato teorico individuato in Italia, si otterrebbero tali risultati, in termini di # EC, volume d’affari soluzioni tech:

88 88

Il potenziale delle EC in Italia: mercato 15% Se si dovesse realizzare il 15% del mercato teorico individuato in Italia, si otterrebbero tali risultati, in termini di # EC, volume d’affari e soluzioni tech:

89

L’italianità della filiera delle soluzioni abilitanti la EC

Con riferimento ai volumi d’affari alle EC individuati in Italia, si classificano in maniera relativa le diverse soluzione abilitanti la EC:

90

Studio strategico - schema concettuale

1.Mappatura e studio soluzioni abilitanti le EC e scenari di aggregazione

2.Analisi casi studio ed EC paradigmatiche

3.Valutazione scenari potenziali di diffusione delle EC in Italia

Casi studio in Italia e all’estero

1.Valutazione benefici sistemici delle EC per l’Italia

2.Analisi delle barriere/driver per la diffusione delle EC

3.Temi strategici per il sistema-Paese dalla diffusione delle EC

Studio tecnologico Scenario strategico

Riflessioni strategiche per il sistema Paese

91

Metodologia – panoramica

Input: studio tecnologico

Impatti per l’Italia dalla diffusione delle EC Valutazione dei benefici a livello di EC*

e a livello aggregato di sistema-Paese

(*) EC paradigmatici Residenziale Commerciale Edifici Pubblici Industria

Fattori critici di successo delle EC

“Lezioni” di sistema dai casi studio e best practices

Barriere oggi in Italia Normative Economiche Culturali

Definizione strategica di

EC

Temi e implicazioni strategiche per il Paese

92

Metodologia

Definizione degli obiettivi strategici di

una Energy Community e degli

attori-chiave e identificazione delle

dimensioni di riferimento per il suo

sviluppo Barriere alla diffusione

e considerazioni

Impatti per l’Italia dalla diffusione delle EC

Casi studio internazionali

Mappatura normativa

Inquadramento

Definzione strategica di Energy Community

93

Possibile definizione strategica di Energy Community /1

Si tratta di comunità di utenze (private, pubbliche, o miste) localizzate in una determinata area di riferimento in cui end user (cittadini, imprese, Pubblica Amministrazione, ecc.), attori di mercato (utilities, ecc.), progettisti, addetti alla pianificazione e politici cooperano attivamente per sviluppare livelli elevati di fornitura «intelligente» di energia:

favorendo l’ottimizzazione dell’utilizzo delle fonti rinnovabili e dell’innovazione tecnologica nella generazione distribuita

e abilitando l’applicazione di misure di efficienza,

al fine di ottenere benefici sulla economicità, sostenibilità e sicurezza energetica

94

Possibile definizione strategica di Energy Community /2

Sono 4 gli elementi strategici rilevanti per le Energy Community (EC):

Dimensione politica (normativa)

Mercato energetico (offerta tecnologie/soluzioni)

Sostenibilità/economicità (sistema energetico, utilities e utenza finale)

“Cittadinanza energetica” (conoscenza, aspetti socio-culturali)

95

Metodologia di analisi

Analisi dei consumi di energia in Italia e dello

status delle fonti rinnovabili e della

generazione distribuita

Barriere alla diffusione e considerazioni



Mappatura normativa

Inquadramento


96

Premessa: la procedura adottata per le previsioni

Per elaborare le previsioni di domanda energetica è stata utilizzata la stessa metodologia adottata dalla Banca Mondiale:

Procedura bootstrap sui dati passati che consente di definire il trend

Internalizza le variabili di input del modello (PIL e indici prezzi al consumo, popolazione, temperatura e clima)

Consente di sviluppare analisi di sensitività sulle variabili chiave definendo per ciascuna di esse un coefficiente di elasticità βi

I modelli bootstrap, sono modelli stocastici generali che spiegano come si generano i

dati di una serie storica y1, y2,…, yn . Può essere così formulato: Yt=f(t)+ut Secondo l’approccio classico alle serie storiche, si suppone che esista una legge di

evoluzione temporale del fenomeno, rappresentata da f(t), stimabile in vari modi Quello usato nel presente studio è un modello dei minimi quadrati, che minimizza la

somma dei quadrati della distanza fra i dati osservati e la curva della funzione La procedura bootstrap consente di approssimare media e varianza di uno stimatore

attraverso il ricampionamento dei dati

97

L'energia in Italia: consumi energetici finali

Consumi energetici finali in Italia (Ktep)

Dai valori massimi del 2005, i consumi finali di energia sono in contrazione (-12% in valore assoluto) I fattori principali sono due: La crisi economica L’efficienza energetica

132.763 134.544

132.630

129.514 127.996

120.944

124.783

122.095

119.008 117.223

115.000

120.000

125.000

130.000

135.000

140.000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

98

L’energia in Italia: l’apporto delle rinnovabili

Consumi finali da fonti rinnovabili (Ktep) Contributo % delle rinnovabili

Il contributo delle rinnovabili è in aumento:

Nel 2013, oltre il 29% dei consumi finali elettrici è coperto da fonti rinnovabili

La quota di rinnovabili ha raggiunto quasi il 14% dei consumi finali (*) Stima

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Eurostat, 2014

0

5.000

10.000

15.000

20.000

2004 2006 2008 2010 2012

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

2004200520062007200820092010201120122013

% RES nei consumi totali% RES nei trasporti% RES nei consumi elettrici% RES nei consumi termici

99

L’energia in Italia: obiettivi nazionali e performance

L’apporto delle rinnovabili sui consumi finali è molto maggiore rispetto agli obiettivi annuali

Con questo ritmo, al 2020 quasi il 25% dei consumi finali potrebbe essere coperto da fonti rinnovabili

Molto dipenderà dalla ripresa economica e dei consumi finali

(*) Stima Fonte: rielaborazione TEH-A su dati GSE, 2014

N.B. Obiettivi estrapolati dalla SEN e dai piani nazionali su rinnovabili ed efficienza energetica

Apporto delle fonti rinnovabili ai consumi totali

100

Alcune considerazioni

La penetrazione delle fonti rinnovabili in Italia sembra destinata ad aumentare ulteriormente e in misura importante

Gli impianti rinnovabili sono generalmente di media e piccola taglia e sono quindi molto diffusi sul territorio

Vista la più difficile programmazione della produzione (soprattutto di solare ed eolico), il rendimento di questi impianti migliora se si sfruttano delle tecnologie di gestione della domanda (sia spostando i consumi, sia aggregando più utilizzatori)

Introduzione tecnologie di accumulo porta ad una ulteriore spinta sulle rinnovabili attenuando la difficoltà di programmazione

In alcuni Paesi significativi, come Germania e Danimarca (si vedano slide successive), la penetrazione delle rinnovabili si è sviluppata, in modo spontaneo, anche attraverso le Energy Community e la proprietà condivisa degli impianti, meglio se di media-piccola taglia (ad eccezione dell’eolico offshore)

101

Generazione distribuita e microgenerazione /1 Generazione distribuita (GD): impianti di generazione di potenza nominale

<10 MVA

Sottoinsieme della GD è la piccola generazione (PG): impianti per la produzione di energia elettrica, anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione fino a 1 MW

Microgenerazione (MG): impianti per la produzione di energia elettrica, anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione inferiore a 50 kWe

Caratteristiche principali:

Impianti connessi, di norma, ai sistemi di distribuzione dell’energia elettrica (anche in via indiretta) e installati al fine di:

Alimentare carichi elettrici in prossimità del sito di produzione dell’energia elettrica (è noto che la stragrande maggioranza delle unità di consumo risultano connesse alle reti di distribuzione dell’energia elettrica), frequentemente in assetto cogenerativo per lo sfruttamento di calore utile

Sfruttare fonti energetiche primarie (in genere di tipo rinnovabile) diffuse sul territorio e non altrimenti sfruttabili mediante i tradizionali sistemi di produzione di grande taglia

Inoltre tali impianti sono caratterizzati da un’elevata differenziazione in termini di caratteristiche tecnologiche, economiche e gestionali

102

Generazione distribuita e microgenerazione /2

Nel 2013 risultano installati in Italia 515 mila impianti di GD (di cui quasi 500 mila fotovoltaici di piccola taglia) per:

Una potenza efficiente lorda complessiva pari a 23 GW ~20% della potenza efficiente lorda del parco di generazione nazionale; la potenza media dei singoli impianti varia a seconda della fonte:

‒ idroelettrica: ~1 MW

‒ termoelettrici rinnovabili (geotermia e biogas): ~ 1,3 MW

‒ eolica: ~ 1 MW

‒ fotovoltaica: ~ 0,04 MW

Una produzione lorda di 34 TWh ~12% dell’intera produzione nazionale di energia elettrica (pari a circa 277 TWh)

All’interno della GD, circa il 44% della produzione lorda (13 TWh) è stata prodotta tramite impianti di PG (332.919 impianti per 11 GW)

Anche nel 2013 la produzione da GD è aumentata rispetto agli anni precedenti e, di conseguenza, è aumentato il peso di tale produzione sull’intera produzione nazionale di energia elettrica

103


Produzione lorda per le diverse fonti di generazione distribuita in Italia (GWh)

(*) Stima Fonte: rielaborazione TEH-A su dati AEEG, 2013

-

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

24.000

28.000

32.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Idrica Bionenergia Fonti non rinnovabili Geotermica Eolica Fotovoltaica

104

Produzione di energia elettrica dalle diverse fonti nell’ambito della generazione

distribuita in Italia (val. %), 2013*

(*) Stima Fonte: rielaborazione TEH-A su dati AEEG, 2013


105

Evoluzione del numero di impianti, potenza efficiente lorda e produzione lorda di GD in Italia, 2004-2013

(*) Stima Fonte: rielaborazione TEH-A su dati AEEG (per anni 2004-2011) e Terna (per anno 2012), 2014

2.48

1

2.54

4

2.63

1

10.22

3

34.69

3

74.18

8

159.8

76

335.3

18

478.3

31

514.9

15

3.85

2

3.89

1

4.03

6

4.26

7

4.75

4

5.66

4

8.22

5

17.91

1

21.02

2

22.88

8

14.27

1

13.14

6

13.49

3

13.22

0

15.19

2

16.44

5

19.83

7

29.23

8

31.12

5

34.34

8

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Numero Impianti Potenza efficiente lorda (MW) Produzione lorda (GWh)


106

Ripartizione della produzione lorda da GD tra energia immessa in rete ed energia autoconsumata per tipologia di alimentazione degli impianti

(val. %), 2011

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati AEEG (ultimo anno disponibile), 2014


107

Perché la Generazione Distribuita è rilevante per le Energy Community

La generazione distribuita è l’elemento tecnologico che permette di coinvolgere comunità di soggetti nella generazione

Una quota significativa di generazione distribuita e di microgenerazione fa parte di SEU* e SESEU**:

Monitorare l’evoluzione della GD e della MG significa monitorare l’evoluzione dei SEU e SESEU

La GD e la MG sono gli elementi essenziali per implementare, facendo leva sull’ICT, delle energy community intelligenti

SEU e SESEU, insieme con le RIU*** (circa 80 – anche se la maggior parte di queste non è alimentata a fonti rinnovabili), producono oltre 30 TWh l’anno

(*) SEU - Sistemi Efficienti d’Utenza (**) SESEU - Sistemi Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza (***) RIU – Reti Interne d’Utenza

108

Le cooperative elettriche

Ad oggi, in Italia ci sono 73 cooperative elettriche:

Concentrazione nell’arco alpino (per l’89% in Trentino A.A.)

80.000 utenze (per il 45% socie delle cooperative)

500 GWh prodotti

Reti di proprietà per 1.600 km

Fatturato di circa 120 mln €

Costo dell’elettricità inferiore di circa il 30% per i clienti delle cooperative

Distribuzione geografica delle cooperative elettriche in Italia (val. %)

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Confcooperative, 2012

109


Mappatura delle fonti normative di

riferimento, loro analisi critica in relazione alla diffusione delle EC e considerazioni sulle

possibile linee di sviluppo normativo




Mappatura normativa

Inquadramento


110

Normativa italiana ed Energy Community – Panoramica Le Energy Community in Italia afferiscono a vario titolo ad un corpus

normativo legislativo e regolatorio frammentario, sia pure in costante evoluzione

Le definizioni originarie hanno lasciato spazi per interpretazioni, per le quali si sono rese necessarie successive deliberazioni di chiarimenti e disciplina

Leggi decreti e deliberazioni definiscono – seppur non esplicitamente – le EC come:

SEU - Sistemi Efficienti d’Utenza

SESEU - Sistemi Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza

RIU - Reti Interne d’Utenza

Cooperative elettriche

Hanno un riscontro nel recepimento di direttive europee, specialmente per quanto riguarda l’efficienza negli usi finali e le norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica

111

Le fonti di riferimento per le Energy Community /1

Il corpus normativo italiano consta di:

I. Decreti legislativi, leggi ordinarie e decreti ministeriali attuativi

Decreto legislativo 115/08, come modificato dal decreto legislativo 56/10

Legge 99/09

Decreto ministeriale 10 dicembre 2010

Decreto legislativo 93/11

II. Deliberazioni e documenti per la consultazione dell'Autorità per l'energia elettrica il gas ed il sistema idrico (AEEG)

Deliberazione dell’Autorità 26 luglio 2010, ARG/elt 113/10

Deliberazione 16 febbraio 2012 46/2012/R/EEL

Deliberazione 12 dicembre 2013 578/2013/R/EEL

N.B.: situazione del quadro normativo aggiornata a marzo 2014

112

Le fonti di riferimento per le Energy Community /2 I. Decreti legislativi, leggi ordinarie e decreti ministeriali attuativi /1

Decreto legislativo 115/08, come modificato dal decreto legislativo 56/10

- Definisce i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) (art. 2, comma 1, lettera t)

- Definisce i Sistemi Equiparati ai SEU (SESEU) (art. 10, comma 2)

- Definisce le modalità per la regolazione dei SEU (art. 10, comma 1 e 2)

Legge 99/09 (e decreto ministeriale 10 dicembre 2012 emanato per attuazione dell’art. 30, comma 27, legge 99/09)

- Definisce i sistemi per la tariffazione di trasmissione e distribuzione e quelli a copertura degli oneri generali di sistema per le Reti Interne di Utenza (RIU) ed i clienti finali collegati al sistema elettrico nazionale attraverso reti private con eventuale produzione interna


113



I. Decreti legislativi, leggi ordinarie e decreti ministeriali attuativi /2

Decreto legislativo 93/11

- Equipara i sistemi di distribuzione chiusi ai RIU, così come definite nella L. 99/09

Decreto ministeriale 10 dicembre 2010

- Attua quanto disposto dall’articolo 30, comma 27, della legge n. 99/09

- Individua criteri per definire i rapporti fra gestori di reti elettriche di trasmissione e di distribuzione in concessione, gestori di reti elettriche private e soggetti connessi a tali reti

- Fornisce chiarimenti in merito all’“obbligo di connessione di terzi”

- Definisce Reti Pubbliche (gestite da soggetti titolari di una concessione di trasmissione o di distribuzione) e Reti Private, inclusive delle RIU, come reti con obbligo di libero accesso al sistema elettrico

- Introduce la categoria di Sistema di Auto-Approvvigionamento Energetico

114



I. Decreti legislativi, leggi ordinarie e decreti ministeriali attuativi /3 Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

- “sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, è direttamente connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’impianto per il consumo di un solo cliente finale ed è realizzato all’interno dell’area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente”

Sistemi Equiparati ai SEU (SESEU) - “sistemi esistenti alla data di entrata in vigore del suddetto regime di regolazione,

ovvero sono sistemi di cui, alla medesima data, sono stati avviati i lavori di realizzazione ovvero sono state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla normativa vigente;

- hanno una configurazione conforme alla definizione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera t) o, in alternativa, connettono, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, esclusivamente unità di produzione e di consumo di energia elettrica nella titolarità del medesimo soggetto giuridico.”

115



II. Deliberazioni e documenti di consultazione dell’Autorità /1

Deliberazione dell’Autorità 26 luglio 2010, ARG/elt 113/10 (e Allegati)

- Definisce le categorie di cooperative

- Disciplina le modalità applicative applicabili alle cooperative in materia di

• Erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, dei servizi di connessione e di dispacciamento e dei servizi di vendita (libera e maggior tutela) e fatturazione

• Regolazione della qualità dei servizi

• Scambio sul posto, conto energia e ritiro dedicato

• separazione amministrativa e contabile (unbundling)

Deliberazione 16 febbraio 2012, 46/2012/R/EEL (e Allegati)

- Aggiorna e sostituisce il Testo integrato approvato con la deliberazione ARG/elt 113/10

116

Le fonti di riferimento per le Energy Community /6 II. Deliberazioni e documenti di consultazione dell’Autorità /2

Deliberazione 12 dicembre 2013, 578/2013/R/EEL (e Allegati) /a

- Aggiorna il Testo integrato delle disposizioni per la regolamentazione delle cooperative elettriche (ARG/elt 113/10 e Allegati e successive modifiche)

- Attua quanto previsto dall’articolo 10 del decreto legislativo 115/08 e dall’articolo 33, comma 5, della legge 99/09 in relazione ai sistemi semplici di produzione e consumo

- Aggiorna il teso integrato delle disposizioni dell’Autorità per la regolamentazione delle Cooperative Elettriche


117




Deliberazione 12 dicembre 2013, 578/2013/R/EEL (e Allegati) /b

- Definisce le categorie di sistemi semplici di produzione e consumo (SSPC):

sistemi di autoproduzione (SAP)

• cooperative storiche dotate di rete propria

• consorzi storici dotati di rete propria

• altri sistemi di autoproduzione (ASAP)

sistemi efficienti di utenza (SEU)

altri sistemi esistenti (ASE)

sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU)

118




Deliberazione 12 dicembre 2013, 578/2013/R/EEL (e Allegati) /c

- Viene regolato il consumo istantaneo di energia in sito

- Regola altresì le caratteristiche di contiguità necessarie per prefigurare un SEU

- Definisce e regola i possibili casi, definendo procedure per ottenere la qualifica, protezioni da casi di morosità ed i vantaggi fiscali e l’accesso ad eventuali incentivi

119

Quadro di riferimento delle reti elettriche

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati AEEG, 2013

120

Quadro di riferimento dei sistemi semplici di produzione e consumo

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati AEEG, 2013

121

Considerazioni sull’impianto normativo attuale /1

Nella attuale normativa italiana manca una esplicita menzione delle Energy Community

È sicuramente positivo l’impianto che vuole dare una struttura normativa e regolatoria definita alle reti private, all’autoproduzione e ai sistemi di autoconsumo

Esistono tuttavia anche motivi di incertezza e rallentamenti:

Regole a volte troppo generiche ed il proliferare di interpretazioni hanno frenato uno sviluppo aperto delle reti private (e quindi delle EC)

Un esempio è l’incertezza legata alla definizione dei SEU*, chiarita dall’Autorità solo a dicembre 2013, che ha di fatto frenato il loro sviluppo

La normativa, pur introducendo il concetto di cogenerazione legato ai SEU*, è concentrata in modo specifico solo sul sistema elettrico

(*) SEU - Sistemi Efficienti d’Utenza

122

Considerazioni sull’impianto normativo attuale /2

Permangono problemi legati alla sostenibilità finanziaria del sistema

In modo particolare resta aperto (anche se l’Autorità ha messo qualche punto fermo) il tema degli oneri di sistema, che ha ricadute dirette sulle reti private e SEU

Lo sviluppo delle rinnovabili e della generazione diffusa ben si sposa con lo sviluppo delle reti private e dei SEU: sarebbe però opportuna l’elaborazione di uno scenario condiviso di sviluppo a lungo termine, valutando attentamente anche l’impatto che questo sviluppo potrebbe avere sul sistema nazionale

Necessità di salvaguardare la sicurezza del sistema, ma al tempo stesso favorire lo sviluppo di reti private

Chiarezza sul ruolo che le Energy Community possono avere nel sistema energetico italiano

Impatti che un forte sviluppo delle EC potrebbe avere sul sistema della distribuzione

123

Possibili linee guida sul fronte normativo /1

Ad oggi il Legislatore ed il Regolatore si sono concentrati sulla normazione di stati di fatto, in parte inseguendo l’innovazione tecnologica o sanando vuoti che da questa vengono creati

Quanto traspare per il futuro non sembra indicare un cambio di passo nonostante un dibattito molto acceso su alcuni temi (ad esempio, gli oneri di sistema)

Il tema delle EC non è affrontato direttamente e sembra comunque legato alla normazione della generazione distribuita di elettricità (solo parzialmente di calore) da fonti rinnovabili

Le EC sono virtualmente al centro di un complesso nodo di interessi da parte di vari attori in campo (Utility, Produttori da FER*, Distributori, Utenti) e qualunque decisione in materia altererà un difficile status quo

(*) FER – fonti energetiche rinnovabili

124


Fondamentale per lo sviluppo delle EC sarebbe il riconoscimento di un diverso paradigma regolatorio:

Disaccoppiare le revenue delle Utility dalla vendita di commodity

Fare evolvere il sistema verso una impostazione service-based in cui coesistono servizi e commodity

Pur non essendo un vero driver in grado di guidare la transizione, le EC possono diventare un servizio evoluto offerto

Non più solo kilowattora, ma un servizio che mette a disposizione una struttura tecnica e finanziaria per generare energia

Le Utility garantiscono know-how, tecnologie ed economie di scala per la gestione di sistemi locali come quelli di una EC, fornendo prestazioni e efficienze altrimenti assai difficili

125


La normativa legata alle EC trascura l’efficienza energetica e l’innovazione tecnologica se non collegata alla generazione da FER*

L’efficienza non è sicuramente un attivatore di EC, ma può diventare un punto di forza per EC una volta costituite, sfruttando tecnologie, dimensione e capacità di razionalizzare

L’innovazione legata alla smart energy può determinare un salto di qualità delle EC fornendo l’intelligenza e gli strumenti per evolvere le EC da autoproduttori a soggetti che autoconsumano e si autopagano

Ad oggi non sono previsti incentivi diretti per le EC o i soggetti ad essi assimilabili

L’esenzione dal pagamento degli oneri di sistema, oggi confermato dalla normativa per l’energia autoconsumata, è in realtà una forma di incentivazione indiretta

Si potrebbe valutare l’utilità di una riduzione – se associati alle EC – degli incentivi alle FER

(*) FER – Fonti Energetiche Rinnovabili

126


(*) Quando lo stimolo a costituire EC è interno ed è basato su key driver legati a precisi ritorni,

prevalentemente economici (**) Quando i key driver sono in capo a soggetto o ente esterno (produttore/istituzione) e coinvolgono

membri della EC sulla base di ritorni predefiniti e certi

Analisi di casi Paesi e best practice in Europa, individuazione dei key-driver per lo sviluppo delle EC e analisi dei

modelli paradigamtici di nascita di EC (EC auto-

dirette* e EC etero-dirette**)




Mappatura normativa

Inquadramento


127

Il confronto internazionale /1

Obiettivi:

Analizzare la struttura socio-economica di riferimento

Analizzare il contesto normativo/istituzionale

Individuare best practice

Trarre indicazioni utili al contesto italiano

Fattori di successo Replicabilità

Mercato dell’energia Innovazione community-driven Sensibilità sociale

Contesto socio-economico

Condizioni abilitanti Legislazione Regolamentazione

Contesto normativo/istituzionale

Pratiche di riferimento

Elementi di riflessione strategica per l’Italia

128

Sono stati scelti 3 Paesi e 1 caso di studio europei per il confronto:

GERMANIA: Energia prodotta dalle FER community-owned

pari al 48% - 51% di tutta la produzione FER Ruolo esteso delle FER (vento, biomasse e

PV) e sostegno istituzionale (Energiewende)

DANIMARCA: Oltre 2.000 impianti eolici community-owned Interesse storico (iniziato a metà anni ‘70) Sistema regolatorio incentivante e

redistributivo

REGNO UNITO: Pubblicazione Community Energy Strategy

2014 Impatto minore sul mercato, ma dibattito

diffuso (a livello accademico ed istituzionale)

CASO DI STUDIO

FRANCIA: Progetto GreenLys (Grenoble e Lione)


129

Il concetto di Energy Community non è formalmente recepito nelle politiche dei Paesi esteri. Tuttavia sono numerose le attività che, a vario titolo, sviluppano la cooperazione di più soggetti attorno a temi energetici

Il focus di queste politiche è predominantemente sulla produzione di energia elettrica (contesto consolidato e disponibilità di dati) e meno sulla produzione di calore

Le fonti rinnovabili hanno, nei casi proposti, un ruolo predominante, per 3 motivi:

1. Permettono l’accesso alla produzione anche individuale, in microgenerazione o in rete di microproduttori

2. Sono soggette a vario titolo a incentivi e feed-in-tariffs (FITs) 3. Spesso la motivazione chiave che porta alla costituzione di una

EC è la sensibilità ambientale dei partecipanti Quando la definizione di EC coinvolge l’adeguamento di strumenti

tecnologici o di ICT, il tema aderisce a quello di Smart Grid


130

Produzione e consumi elettrici nei Paesi europei analizzati

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Eurostat, 2014 N.B.: FER – Fonti Energetiche Rinnovabili

131

Germania: il sistema in breve

Assetto proprietario nelle FER

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Pembina Institute

0

20

40

60

80

100

Privato

Community

Energiewende*: le fonti energetiche rinnovabili giocano un ruolo importante (e crescente) nella produzione nazionale di elettricità: 109 TWh nel 2013 e copre il 20% dei consumi. La produzione di calore da FER ammonta a circa 160 TWh (soddisfacendo l’11% dei consumi 2013)

La sicurezza energetica e il cambiamento climatico sono temi sensibili e animano il dibattito politico: la social awareness è molto alta

Cresce l’attenzione istituzionale per le grid, con particolare attenzione verso le smart grid (ad es., "Legge riguardante misure per accelerare l’espansione delle reti", aprile 2013)

La quota di community owned a fonti energetiche rinnovabili è elevata (circa 50%)

(*) Strategia nazionale per la transizione della Germania verso un'economia sostenibile per mezzo di energie rinnovabili, efficienza energetica e sviluppo sostenibile

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati BMU - Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation, Building and Nuclear Safety, 2013

132

Germania: analisi dei driver per le EC /1 La Germania non dispone di un sistema espressamente incentivante di aggregazione in EC. Le ragioni della loro creazione, più o meno spontanea, deve quindi ricercarsi nella situazione contestuale. Il ruolo delle FER è senz’altro centrale, così come lo è l’attenzione della popolazione ai temi ambientali

3,8% 6,

2%

12,7

%

23,5

%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

% del totale consumienergetici finali

% del consumo elettricolordo

2000

2005

2010

2011

2012

Ruolo delle fonti energetiche rinnovabili in Germania

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati BMU - Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation, Building and Nuclear Safety, 2013

133

Germania: analisi dei driver per le EC /2

134

Fonte:Steinbeis Research Institute for Solar and Sustainable Thermal Energy Systems

Germania: pratiche di riferimento

La utility locale (Stadtwerke Neckarsulm) si è fatta promotrice del sistema, coinvolgendo la municipalità e i privati cittadini, caldeggiando la tecnologia necessaria

Il progetto ha ottenuto € 5,6 milioni dal progetto

“Energy in minds”, finanziato sotto il programma CONCERTO dell’Unione Europea

Il progetto è stato accompagnato da interventi di efficienza energetica: 3.000 abitazioni coinvolte (risparmio di energia 33,3%)

Sistemi di generazione a biomassa e fotovoltaico garantiscono inoltre la generazione di energia elettrica, che viene normalmente scambiata con la rete nazionale

La comunità di Neckarsulm

Neckarsulm è una piccola cittadina in Germania di 27.000 abitanti. Vanta il sistema di storage stagionale più grande del mondo: un sistema di stoccaggio sotterraneo, che incamera acqua riscaldata soprattutto da fotovoltaico e boiler a pellet a 80°da utilizzare per il riscaldamento domestico durante l’inverno

(*) Il programma CONCERTO è una importante iniziativa della Commissione Europea volta ad incoraggiare le comunità locali nello sviluppo di iniziative concrete verso la sostenibilità e un’alta efficienza energetica

135

Danimarca: il sistema in breve La Danimarca è caratterizzata da un’incidenza significativa

di FER: circa il 35% della produzione di elettricità (11 TWh nel 2013) e il 39% dei consumi

Vanta un sistema segnato dall’importanza di impianti eolici (onshore e offshore). A partire dagli anni ‘70, la Danimarca ha costruito una forte specializzazione industriale in queste tecnologie

Nel mercato del calore, si contraddistingue per la costituzione di numerose heat community, sviluppate grazie al teleriscaldamento. Particolarmente rilevante per capacità ed estensione è la community di Copenaghen

Il progressivo abbandono delle fonti tradizionali (ribadito in ossequio agli obiettivi 20-20-20) sta portando la Danimarca ad un sistema parcellizzato di generazione diffusa

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Pembina Institute

Assetto proprietario nelle FER

0

20

40

60

80

100

Danimarca

Privato

Community

Farmer

Nota: «Farmer» include anche le wind farm a proprietà

136

Danimarca: analisi dei driver per le EC /1 Anche la Danimarca non ha un sistema di sostegno formalizzato per le EC; i motivi dell’aggregazione in comunità sono quindi da ricercarsi nel contesto storico e di policy

137

Danimarca: analisi dei driver per le EC /2

138

Danimarca: pratiche di riferimento /1

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Middelgrunden Off-shore Wind Farm, 2014

Middelgrunden off-shore wind farm

Il più grande progetto di proprietà cooperativa del mondo nell’eolico off-shore: 20 turbine da 2MW al largo di Copenaghen (investimento iniziale da 48 mln €)

E’ posseduto al 50% da 10.000 investitori danesi della Middelgrunden Wind Turbine Cooperative e al 50% dalla municipalità

Le azioni hanno reso il 7,5% all’anno nei primi 6 anni (questi redditi sono esentasse fino a 400 €/anno)

L’iniziativa si è spontaneamente originata nel 1996 dall’impegno del Copenaghen Environment and Energy Office (CEEO) e di un gruppo di cittadini

La partecipazione è stata assicurata da 4 anni di consultazioni (1996-2000): costruzione della accettabilità sociale

Per i primi 10 anni, la wind farm ha venduto elettricità alla rete a un prezzo stabilito: oggi è al prezzo di mercato (più incentivi per FER)

L’impianto produce il 4% dell’elettricità consumata a Copenaghen

139

Danimarca: pratiche di riferimento /2 Le heat community in Danimarca

Già negli anni ‘70 – ‘80 le crisi petrolifere avevano spinto verso sistemi di heat community

Nel 1986 cinque municipalità hanno sviluppato i primi progetti pilota per la costruzione di infrastrutture di teleriscaldamento

Oggi il sistema di teleriscaldamento del distretto di Copenaghen è il più significativo per dimensioni (50 milioni di m2) e struttura: 4 impianti in cogenerazione, 4 termovalorizzatori, 50 peak load boiler sono gestiti da oltre 20 imprese, collegando circa 500.000 abitanti

I cittadini e le imprese sono consumatori, ma possono allacciarsi alla rete anche come produttori

In tutta la Danimarca, oltre il 60% del riscaldamento di acqua e ambienti è coperto da teleriscaldamento (oltre 600 sistemi locali)

La maggioranza dei sistemi è alimentata in cogenerazione o attraverso termovalorizzazione, ma oltre 50 sistemi locali sono predominantemente o parzialmente alimentati a solare termico, nonostante la bassa incidenza degli incentivi

140

Danimarca: approfondimento Il meccanismo del BRP (balance responsible party)

In Danimarca, i produttori di energia elettrica da piccoli impianti combinati (CHP <5MW) e da rinnovabili sono responsabili per il proprio rischio di bilanciamento. Sono cioè finanziariamente obbligati con il Trasmission System Operator – TSO (Energynet.dk), per ogni sbilanciamento nella produzione, nel consumo o nella vendita

In alternativa, possono firmare un contratto standard con un Balance Responsible Party - BRP, ovvero un’impresa (spesso un impresa di vendita o la stessa Energynet.dk) che soddisfi i requisiti tecnici

Il BRP è chiamato a corrispondere delle fee prestabilite per la produzione e il consumo, qualora le quantità prodotte/consumate siano eccedenti il contratto del prosumer di cui è responsabile

In pratica, i produttori sono sottoposti agli oneri da sbilanciamento, ma hanno accesso ad una sorta di mercato assicurativo e, in cambio di una quota fissa individuata da contratto, sono in grado di trasferire interamente il rischio di oscillazioni inattese nella produzione, nel consumo o nella vendita

141 Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Energynet.dk, 2014

Regno Unito: il sistema in breve

Le Energy Community nel Regno Unito Ruolo meno rilevante delle fonti energetiche rinnovabili (8% della produzione)

Sostegno a grandi progetti (eolico) e rilievo marginale dei progetti community-driven

Attenzione crescente verso il capacity market

Contenuto ma graduale sviluppo di EC: partecipazione pubblica tramite fondi (LCN) per progetti sperimentali

Manca tuttavia ancora il framework giuridico e un adeguato commitment da parte del governo centrale

142

Regno Unito: analisi dei driver per le EC /1

Il Regno Unito ha un’esperienza più ridotta di aggregazione in EC, anche per il diverso approccio alle FER. E’ comunque interessante analizzare quali sono gli stimoli a favore della costituzione di EC, in un contesto più tiepido alla loro formazione

143

Regno Unito: analisi dei driver per le EC /2

144

Regno Unito: pratiche di riferimento

Il "Modello Fintry"

Un forte committment verso l’ambiente ha spinto nel 2003 la comunità scozzese di Fintry a organizzarsi in un trust, con l’obiettivo di raggiungere zero emissioni e zero rifiuti

Il primo passo è stata la negoziazione del fondo (tramite una società sussidiaria) dell’accesso all’energia elettrica di una turbina eolica di proprietà di Falck Renewables

Il fondo ha 220 membri (la popolazione adulta di Fintry conta 500 individui) e non ha scopo di lucro

Il fondo fornisce il coordinamento per la microgenerazione di elettricità e calore; raccoglie fondi da destinare all’isolamento gratuito degli immobili; fornisce consulenza energetica alle famiglie; promuove la sensibilizzazione verso il trasporto efficiente

Gestione comunitaria, completa ed integrata di tutti gli aspetti energetici

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Fintry Development Trust, 2014

145

Le principali tappe verso le EC nei Paesi europei analizzati

146

Francia: il progetto pilota GreenLys a Lione e Grenoble /1 Obiettivi: Creazione di 2 piattaforme pilota a Grenoble e Lione entro il 2016, ciascuna con un totale di

500 clienti B2C e 20 clienti B2B

Testare l’accettazione sociale e l’attrattività dell’offerta

Testare in condizioni reali le relazioni tra Generazione Distribuita e Gestione della Domanda

Proporre una possibile evoluzione regolatoria al fine di permettere alla Gestione della Domanda di creare il massimo valore per il sistema elettrico

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati GDF SUEZ e Greenlys, 2014

Schema del progetto pilota del cluster

147

Francia: il progetto pilota GreenLys a Lione e Grenoble /2

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati GDF SUEZ e Greenlys, 2014

148

I driver delle energy community nei Paesi analizzati

Fonte: elaborazione TEH-A, 2014

149

Sinossi qualitativa dei driver delle energy community nei Paesi analizzati

= Presenza max

= Presenza min

LEGENDA:

(*) Rif. al caso di studio Greenlys

150

Una mappa interpretativa dei casi analizzati

Fonte: elaborazione TEH-A, 2014

151

Metodologia di analisi Valutazione degli impatti

per il Sistema-Paese dalla diffusione in Italia

delle EC (effetti aggregati e scomposti

per casi paradigmatici di EC) secondo diversi

scenari di penetrazione e individuazione delle principali implicazioni

strategiche




Mappatura normativa

Inquadramento


152

Simulazione impatti delle EC in Italia Metodologia Gli impatti della diffusione delle Energy Community in Italia sono stati stimati

tenendo conto dei possibili ambiti di applicazione (modelli paradigmatici) e di tre scenari di penetrazione (scenario “base” = 5% del potenziale teorico*, scenario “ottimistico” = 10%, scenario “di studio” = 15%)

A livello aggregato e di singolo paradigma di EC (Residenziale, Commerciale, Edifici Pubblici, Industriale) sono stati calcolati per i tre scenari di diffusione (5%, 10% e 15%):

1. Contributo agli obiettivi della Strategia Energetica Nazionale*:

Risparmio energetico (minor consumo di energia)

Impatto ambientale (minori emissioni di CO2 e relativi risparmi)

2. Impatto economico netto per i membri della EC

3. Effetti sul sistema elettrico (andamento dei consumi, load shifting ed oneri di sistema)

(*) Il potenziale “teorico” è stato stimato dal Politecnico di Milano in circa 475.000 Energy Community realizzabili in Italia (**) Il 2020 è l’anno di riferimento della Strategia Energetica Nazionale – SEN (marzo 2013)

153

Lo scenario dei consumi finali di energia in Italia al 2020

Fonte: rielaborazione TEH-A su dati Strategia Energetica Nazionale (SEN), 2013

2000 2005 2010 2015 2020

127126

141

167Scenario di risparmio 2020 (programma SEN)Scenario tendenziale 2020 (assenza di misure di efficienza energetica)

Scenario di riferimento al 2020 -24%

-12%

Con

sum

iene

rget

icif

inal

iin

Itallia

(Mte

p)

2013: 119* (anche per la crisi)

154

Risparmio energetico: settori aggregati

N.B.: lo Scenario Risparmio 2020 include anche i consumi del settori dei Trasporti. L’impatto totale delle EC ed il contributo al delta di risparmio si riferiscono a tutti e 6 i modelli paradigmatici di EC presi in considerazione.

Fonte: elaborazione TEH-A su dati Politecnico di Milano, 2014

119

141

126

2013 Tendenziale 2020 Risparmio 2020

Consumi finali totali di energia (Mtep)

+19%

-12%(-16 Mtep) Scenario

EC Impatto delle EC

Contributo delle EC al

delta di risparmio

5% 1,6 Mtep 9,9%

10% 3,2 Mtep 19,8%

15% 4,7 Mtep 29,7%

155

Risparmio energetico: focus settoriale /1

N.B. Si assume l’ipotesi per cui il consumo residenziale sia interamente autoconsumato

(*) Quota di minori consumi energetici imputabile alla diffusione delle Energy Community nello specifico segmento Fonte: elaborazione TEH-A su dati Politecnico di Milano, 2014

+41,1% -16,1% (-6,6 Mtep)

+21,1% -4,8%

(-0,8 Mtep)

156

Risparmio energetico: focus settoriale /2

(*) Quota di minori consumi energetici imputabile alla diffusione delle Energy Community nello specifico segmento Fonte: elaborazione TEH-A su dati Politecnico di Milano, 2014

3,1 3,3 2,8


+7,4%-15,2%

(-0,5 Mtep)

30,6 32,926,5


Industria (Mtep)

+7,5%-19,6%

(-6,4 Mtep)

Edifici Pubblici (Mtep)

157

Benefici ambientali: emissioni di CO2 – settori aggregati


Scenario EC

Minori emissioni di CO2 imputabili alle EC (mln tonn/anno)

5% -3,6

10% -7,3

15% -11,0

275,4

328,0

291,2


Emissioni CO2(mln tonnellate/anno)

+52,6-32,9

158

Benefici ambientali: emissioni di CO2 – focus settoriale

Minori emissioni di CO2 per settore (mln tonnellate/anno)


159

Benefici ambientali: risparmi da minori emissioni di CO2 – settori aggregati

Risparmio economico dalle minori emissioni di CO2 (valore in mln €/anno)

Contributo delle EC al risparmio totale da minori emissioni di CO2

Fonte: elaborazione TEH-A su dati GME e Politecnico di Milano, 2014

160

Benefici ambientali: risparmi da minori emissioni di CO2 – focus settoriale

Risparmio economico dalle minori emissioni di CO2 (valore in mln €/anno)

Contributo delle EC al risparmio totale annuo da minori emissioni di CO2 per settore

Font

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014

161

Impatto economico per l’utenza delle EC: settori aggregati

Valore economico netto* per gli end user (mld €/anno)

(*) Si fa riferimento ai ricavi dall’energia immessa in rete da produzione rinnovabile, risparmio sull’acquisto di energia dalla rete, risparmio in termini di produzione di energia termica da tecnologia tradizionale, ecc., al netto degli investimenti per le tecnologie di EC; non sono considerati gli effetti indiretti e indotti. L’aggregato si riferisce ai 4 paradigmi "puri" e ai 2 paradigmi "misti" di EC individuati dal Politecnico di Milano.


162

Impatto economico per l’utenza delle EC: focus settoriale

Valore economico netto* per gli end user per singolo settore (mld €/anno)

(*) Si fa riferimento ai ricavi dall’energia immessa in rete da produzione rinnovabile, risparmio sull’acquisto di energia dalla rete, risparmio in termini di produzione di energia termica da tecnologia tradizionale, ecc., al netto degli investimenti per le tecnologie di EC; non sono considerati gli effetti indiretti e indotti


163

Sostenibilità del sistema elettrico: andamento dei consumi

Nelle prossime slides si confronta l’andamento dei prelievi e delle immissioni in rete di elettricità da parte delle Energy Community paradigmatiche individuate dal Politecnico di Milano:

L’andamento è presentato su un giorno tipo estivo e uno tipo invernale.

Si ipotizza l’utilizzo di storage: pertanto, la produzione messa in rete è quella residuale (nel nostro modello, infatti, non si consente alla Energy Community di decidere, ora per ora, se stoccare o vendere).

Tutti i dati relativi alle performance delle Energy Community (peak e off-peak efficiency sono derivati dai dati del Politecnico di Milano, mentre quelli relativi al load shifting sono derivati dal caso studio francese di GreenLys).

164

Sostenibilità del sistema elettrico: andamento dei consumi Impatto netto su domanda borsa elettrica giornaliera (giorno tipo*) in Italia

in presenza e assenza di EC (MWh, Ipotesi scenario EC=5%)

(*) Rif. a domanda media oraria dei primi 3 mesi del 2014


165

Andamento dei consumi elettrici: settore residenziale Curva dei consumi in presenza e assenza di EC (MWh)


166

Andamento dei consumi elettrici: settore commerciale

Curva dei consumi in presenza e assenza di EC (MWh)


167

Andamento dei consumi elettrici: edifici pubblici Curva dei consumi in presenza e assenza di EC (MWh)


168

Andamento dei consumi elettrici: industria

Curva dei consumi in presenza e assenza di EC (MWh)


169

Load shifting: l’esempio del settore residenziale (estate)

Curva dei consumi (MWh) in un giorno tipo in presenza e assenza di EC: load shifting

Grazie alle EC, attraverso uno spostamento del carico, è possibile attenuare i picchi della domanda di elettricità rispetto allo scenario in loro assenza: nel caso esaminato viene spostato oltre il 50% dei consumi

N.B.: nell’esempio riportato il valore del solo load shifting al 56% (a parità di prezzi) per la EC è di 66 Euro/gg Fonte: elaborazione TEH-A su dati Politecnico di Milano, 2014

170

Sostenibilità del sistema elettrico: oneri di sistema

Incremento degli oneri di sistema in presenza di EC per tipologia di utenza

Al crescere della diffusione di EC nel Paese, si registra un corrispondente incremento degli oneri di sistema: ad es., nel caso della clientela residenziale, gli oneri per singolo utente passerebbero dagli attuali (2014) € 175 fino a € 184 all’anno (scenario EC = 15%)

Stante l’attuale situazione regolamentare, si dovrebbe pervenire ad una più equa redistribuzione degli oneri di sistema tra i diversi operatori

(*) Tale categoria include le altre tipologie di utenza (industriale, commerciale, ecc.)


171

Massima disponibilità a pagare per i servizi di EC

Stima indicativa della massima disponibilità teorica a pagare per i servizi associati alle EC in Italia per settore

(*) Rif. ad un complesso ospedaliero con consumo annuo di circa 7,8 mio KWh di fabbisogno elettrico e di 13,5 mio KWh di fabbisogno termico, pari ad una bolletta energetica di circa 2 mio Euro/anno

Le utility possono avere un ruolo importante come "aggregatori" N.B.: valore stimato come differenza fra il costo totale dell’energia acquistata prima di diventare EC e il costo residuo sostenuto per comprare dalla rete il differenziale di energia necessario per coprire i consumi della EC (ipotesi in presenza di stoccaggio)


172


Discussione di sintesi delle barriere normative, economiche e culturali alla diffusione delle EC

e valutazioni sul possibile modello di sviluppo per l’Italia




Mappatura normativa

Inquadramento


173

Barriere alla diffusione delle EC /1

(*) SEU - Sistemi Efficienti d’Utenza (**) Energy Services Company

Una diffusione più ampia delle Energy Community è condizionata e vincolata dalla presenza di alcune barriere all’ingresso, di natura economica e normativa:

1. Mancanza di un organico quadro regolatorio in materia

2. Incertezza sulle forme giuridiche di aggregazione delle EC (che permettono ad una EC di operare all’interno di uno schema economico e tecnico certo e sostenibile) e sulla definizione di responsabilità esterne ed interne

3. Incertezza interpretativa della normativa relativa ai SEU*, che ha di fatto bloccato gli investimenti nel settore, rallentandone lo sviluppo in modo significativo

4. Problematiche per il reperimento dei fondi: questi infatti devono spesso essere raccolti da diverse fonti, con relativa instabilità

Incertezza sulla presenza e l’assegnazione di incentivi L’ingresso delle ESCO** nel settore, per ora di fatto assenti, potrebbe

portare novità grazie alla possibilità di garantire dei progetti di taglia adeguata ad assicurarsi finanziamenti certi

5. Necessità di innovazione nel mercato

174

Esistono anche ulteriori barriere di natura culturale:

1. Carenza di figure professionali con conoscenza approfondita delle tecnologie e delle modalità di aggregazione delle Energy Community

2. Difficoltà ad accettare un costo iniziale elevato a fronte di risparmi futuri

3. Scarso appeal sociale del "prodotto" EC

4. Scarsa sensibilità e conoscenza del tema

Barriere alla diffusione delle EC /2

175

Considerazioni finali /1

Dalle simulazioni effettuate sui diversi scenari di diffusione delle energy community al 2020 emergono benefici potenziali legati all’efficientamento dei consumi elettrici e alla riduzione dell’impatto del sistema energetico sull’ambiente, nonché effetti positivi sulla sostenibilità del sistema elettrico nazionale (in termini di andamento della domanda nel corso della giornata e di attenuazione dei relativi picchi)

Allo stesso tempo, possono derivare importanti impatti economici aggregati dalla diffusione delle EC, con un valore economico netto per gli end user compreso tra 2 e 6 mld € (e, tra i settori, soprattutto per Industria e settore residenziale)

Manca tuttavia la definizione di un adeguato quadro regolatorio in materia, senza il quale è difficile immaginare un forte sviluppo delle Energy Community nel Paese: ciò è reso ulteriormente complesso anche dalla permanenza di alcune barriere iniziali, soprattutto di tipo culturale

176

Considerazioni finali /2

Appare quindi opportuno promuovere l’aggregazione dei consumatori in quanto le EC difficilmente nascono secondo processi bottom-up, né guidate da “oligopoli” (essendo i benefici diffusi nel sistema):

Per superare questa fase di stallo, oltre alla definizione di regole certe, le utility potrebbero svolgere anche il ruolo di soggetti aggregatori per la diffusione di EC nel Paese, a condizione che siano adeguatamente supportate in tale percorso

Interessanti opportunità per le utility potrebbero derivare dalla vendita dei servizi e delle tecnologie per le EC, compensando così i minori introiti derivanti dalla tradizionale fornitura elettrica

Osservatorio GDF SUEZ 2014 (rapporto finale) - Energy Community, un nuovo paradigma per...

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