Come cambia il mercato elettrico in Italia, tra Covid e comunità energetiche

Come sta cambiando il mercato elettrico in Italia in seguito alla riduzione dei consumi legata alla pandemia e alla crescita della produzione di energia elettrica nazionale coperta da impianti a fonte rinnovabile non programmabili, in primis fotovoltaico ed eolico. L’evoluzione del quadro normativo e il nuovo ruolo delle Comunità energetiche

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Evoluzione del mercato elettrico in Italia

Indice degli argomenti:

Viene presentata oggi in modalità on line la 4a edizione dell’Electricity Market Report 2020, realizzato dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, che fa il punto sull’evoluzione dei mercati elettrici in Italia, con attenzione al nuovo assetto regolatorio e alle nuove configurazioni per la condivisione dell’energia, a partire dalle Comunità energetiche.

Vi proponiamo  i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione odierna.

I partecipanti potranno scaricare una copia in pdf dell’Electricity Market Report 2020

A fondo pagina il PDF con l’Executive Summary completo, a firma di Simone Franzò


L’evoluzione attesa del sistema elettrico nazionale: obiettivi ed implicazioni

La transizione in atto all’interno del sistema elettrico ha portato, negli ultimi anni, ad una crescita significativa delle fonti rinnovabili all’interno del mix energetico nazionale, in primis con una crescita della produzione da impianti eolici e fotovoltaici, per loro natura non programmabili, che ha raggiunto circa 43 TWh nel 2019 (pari al 15,3% della produzione complessiva di energia elettrica).

Altri “fenomeni” di rilievo riguardano il calo della capacità installata totale (circa 119 GW attuali, contro i 128 GW del 2012-2013), soprattutto a causa del decommissioning di impianti termoelettrici tradizionali, ed – in ottica prospettica – le traiettorie previste dagli obiettivi europei e nazionali di riduzione della dipendenza da fonti fossili, i quali richiedono che la quota di generazione da fonti rinnovabili raggiunga il 55% della domanda elettrica al 2030.

Questi ed altri fattori, come l’incremento della generazione distribuita e la crescente elettrificazione dei consumi, hanno avuto impatti significativi sulla gestione del sistema elettrico negli ultimi anni, che con ogni probabilità saranno ulteriormente amplificati a seguito dell’importante evoluzione attesa. Anche in assenza di eventi perturbativi sulla rete, infatti, è necessario costituire un adeguato margine di adeguatezza in ogni istante. Una crescente “sostituzione” di impianti termoelettrici con impianti non programmabili può tradursi in una riduzione del margine di adeguatezza nelle ore in cui è inferiore la produzione da impianti FRNP, i quali in ogni caso non possono garantire un contributo all’adeguatezza pari a quello fornito dalla generazione termoelettrica, a causa dell’incertezza intrinseca sulla effettiva produzione.

Gli andamenti del MSD in Italia negli ultimi anni

L’evoluzione del sistema elettrico negli ultimi anni ha avuto un impatto sull’approvvigionamento di servizi di dispacciamento da parte di Terna, soprattutto in termini di aumento dei volumi scambiati, che mostrano un trend di sostanziale crescita a partire dal 2012, con prezzi medi dell’ordine dei 140 €/MWh per le attivazioni “a salire” e dei 25 €/MWh “a scendere”.

Gli effetti del lockdown sul sistema elettrico

La primavera del 2020 è stata caratterizzata, com’è noto, da un lockdown a livello nazionale che ha fermato molte attività produttive a partire dal 9 marzo. A conseguenza di ciò, emerge un generale calo della domanda di energia elettrica a partire dalla seconda settimana di marzo 2020.

Il calo della domanda si è tradotto in una decisa riduzione dei prezzi dell’energia, il cui valore medio nel periodo marzo-maggio 2020 è stato di 26,4 €/MWh contro gli oltre 52 €/MWh dello stesso periodo del 2019.

Oltre a confermarsi una riduzione della quantità totale di energia prodotta, si osserva come il peso della fonte solare nel mix produttivo del 2020 sia stata maggiore rispetto all’anno precedente. Ad aprile 2020, ad esempio, la produzione nazionale è stata pari a 567 GWh (contro i circa 660 GWh di aprile 2019) di cui il 13% proveniente da fonte solare. Al contrario, per le fonti fossili si denota una riduzione in valore assoluto dell’energia prodotta (dal 52% al 44%).

Nella primavera 2020, sul MSD si è avuto un forte incremento delle quantità scambiate sia “a salire” che “a scendere” rispetto al 2019, mentre non si è vista una così netta differenza in termini di prezzi medi. La combinazione dei due effetti ha avuto come risultato principale una crescita del controvalore dei servizi “a salire” (+137 mln€ sul MSD ex-ante e +67 mln€ sul MB tra marzo e maggio 2020 rispetto allo stesso periodo del 2019).

In totale, nel corso dei tre mesi considerati, il costo di approvvigionamento di servizi sul MSD (valutando il delta tra il controvalore dei servizi “a salire” e quello dei servizi “a scendere” è incrementato da 539 mln€ (nel 2019) a circa 829 milioni di € nel 2020.

Per effetto dell’emergenza sanitaria, in conclusione, il sistema elettrico ha visto incrementare la quota di energia prodotta da fonti rinnovabili non programmabili che hanno coperto forti percentuali nel mix di generazione, anticipando di fatto uno scenario atteso negli anni a venire. La variazione è stata improvvisa, mentre naturalmente l’incremento di quota delle FRNP nel mix di generazione nazionale sarà più graduale e soprattutto accompagnato da quelle misure volte a ridisegnare sotto diversi aspetti il sistema elettrico, come il Capacity Market o l’apertura del MSD.

Al netto della zona Centro-Sud, tuttavia, nel periodo considerato non si è osservata una crescita particolarmente elevata dei costi del MSD (anche in aree caratterizzate dalla forte presenza di impianti FERNP) mentre è stata notevole la riduzione dei prezzi dell’energia sul MGP.

I “meccanismi” atti ad abilitare l’evoluzione attesa del sistema elettrico

Negli ultimi anni sono stati introdotti diversi provvedimenti volti a dare una risposta alle esigenze sorte a seguito dell’evoluzione del sistema elettrico, tra i quali assumono grande importanza il processo di apertura del MSD a nuove risorse in grado di prestare flessibilità al sistema, al cui interno ricade il Decreto V2G per favorire l’integrazione tra veicoli elettrici e la rete elettrica, il progetto pilota Fast Reserve per abilitare risorse in grado di fornire un servizio di regolazione ultra-rapida di frequenza e il Capacity Market, che si pone l’obiettivo di assicurarsi la disponibilità di capacità produttiva nel lungo termine.

Il quadro normativo sulle Energy Community

Sulla scia del “Clean Energy for all Europeans Package”, approvato nella sua più recente versione a giugno 2019, sono state emanate due direttive che pongono le basi per l’introduzione delle “Energy community”: la “Renewable Energy Directive 2018/2001” (nota come RED II), pubblicata a dicembre 2018, e la “Directive on common rules for the internal market for electricity 2019/944” (cosiddetta Direttiva IEM), pubblicata a giugno 2019.

Quattro nuove “configurazioni” sono introdotte dalle due Direttive sopracitate: gli “Autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente”, le “Comunità Energetiche Rinnovabili”, i “Clienti attivi consorziati” e le “Comunità Energetiche di Cittadini”.

In particolare, le “Renewable Energy community” sono state introdotte per la prima volta nel quadro normativo europeo attraverso la RED II, che contiene norme volte a promuovere la diffusione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili ed aumentare l’accettazione da parte dei cittadini verso i progetti di nuovi impianti rinnovabili. Inoltre, viene introdotta la configurazione di “autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente”, la cui principale caratteristica è che si trovino all’interno dello stesso edificio o condominio.

Ad inizio 2020, l’Italia ha avviato il processo di recepimento della direttiva RED II, al fine di inserire all’interno del quadro normativo nazionale vigente le nuove configurazioni da essa introdotte. Il percorso è iniziato con il Decreto Milleproroghe, entrato in vigore a febbraio 2020. Il percorso è proseguito poi con la pubblicazione della Delibera ARERA 318/2020 (agosto 2020) e concluso (ad oggi) con il Decreto attuativo del MiSE, a settembre 2020.

Prima di questi provvedimenti, il quadro normativo-regolatorio italiano non consentiva iniziative di autoconsumo collettivo tra diversi utenti finali, poiché ciascuna configurazione di produzione poteva fornire energia ad un unico consumatore finale. Al fine di supportarne la diffusione, è stato riconosciuto un incentivo per un periodo di 20 anni per l’energia elettrica prodotta da ciascuno degli impianti a fonti rinnovabili facenti parte di tali configurazioni (e che risulti condivisa tra i membri) pari a 100 €/MWh nel caso in cui l’impianto di produzione faccia parte di una configurazione di autoconsumo collettivo e 110 €/MWh nel caso in cui l’impianto faccia parte di una comunità energetica rinnovabile.

Va sottolineato che il quadro normativo-regolatorio nazionale risulta ad oggi completo per l’attivazione della prima fase “pilota”, propedeutica al completo recepimento della Direttiva RED II, che tuttavia andrà recepita in modo definitivo entro giugno 2021.

Le soluzioni tecnologiche abilitanti le energy community

A partire dall’analisi del quadro normativo-regolatorio e grazie al confronto con gli operatori, sono identificate ed analizzate le soluzioni tecnologiche che possono essere implementate nell’ambito delle configurazioni di autoconsumatori collettivi e comunità energetiche.

Va evidenziato che tutte le tecnologie hardware e software potenzialmente coinvolte all’interno di tali configurazioni possono essere considerate tecnologie già “mature” e reperibili sul mercato.

Gli investimenti necessari riguardano l’installazione di nuovi impianti di generazione, con l’eventuale aggiunta di sistemi di accumulo, infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici o altri dispositivi hardware e software più avanzati per la gestione dei flussi energetici.

Al fine di analizzare gli investimenti tecnologici che possono essere effettuati per sviluppare una configurazione di autoconsumo collettivo di energia rinnovabile o di Comunità energetica rinnovabile, si passano in rassegna le configurazioni tecnologiche identificate:

  • “Pura condivisione”: configurazioni in cui è esclusivamente prevista l’installazione un impianto di generazione FER (es. fotovoltaico) con l’obiettivo di condividere virtualmente l’energia prodotta dall’impianto tra i membri della configurazione.
  •  “Condivisione digital”: configurazioni in cui è prevista l’istallazione, oltre che dell’impianto fotovoltaico, di dispositivi di misura installati presso ciascun POD e di una piattaforma software di monitoraggio. I dispositivi hardware (di misura) sono installati al fine di garantire visibilità sui dati di misura delle utenze di consumo e produzione.
  •  “Condivisione ottimizzata”: configurazioni che prevedono anche la presenza del sistema di storage, che consente in primo luogo di aumentare il livello di energia prodotta dall’impianto FER e condivisa all’interno della configurazione. In secondo luogo, esso rappresenta una risorsa “flessibile” potenzialmente utilizzabile per la fornitura di servizi ancillari.
  •  “Condivisione digital”: configurazioni che prevedono anche la presenza dell’infrastruttura tecnologica che abilita la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento da parte delle risorse “flessibili” disponibili e dell’infrastruttura per la ricarica dei veicoli elettrici.

Un focus particolare è riservato alle diverse tipologie di piattaforme software che possono essere utilizzate.

Un altro focus tecnologico riguarda i sistemi di storage, le cui installazioni al mese di ottobre 2020 risultano pari a 36.896 unità complessive, per una potenza totale di 170,3 MW e una capacità di 267,5 MWh. Al netto di una sola installazione stand-alone, tutte le batterie risultano abbinate ad un impianto fotovoltaico. La tecnologia più diffusa è il litio, con un prezzo che si attesta intorno ai 670 €/MWh.

L’apertura del MSD alle risorse di potenza inferiore a 55 kW, insieme alla recente introduzione del paradigma delle Energy Community, ha dato luogo allo sviluppo da parte dei technology provider di nuovi dispositivi hardware mirati specificatamente all’inserimento delle piccole risorse nel perimetro di monitoraggio e controllo della piattaforma.

Inoltre, a livello residenziale, la diffusione di elettrodomestici smart e sistemi di domotica potrebbe semplificare l’integrazione degli impianti domestici nelle logiche di monitoraggio e controllo di una piattaforma software centralizzata che governa una o più UVAM.

La sostenibilità economica delle energy community

L’analisi della sostenibilità economica associata alla creazione e gestione di configurazioni di “autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente” e di “comunità energetiche rinnovabili” ha riguardato 6 diversi “archetipi”:

  • (i) condominio con 20 utenti residenziali e (ii) centro commerciale con 65 negozi, come esempi di applicazione dell’autoconsumo collettivo da FER.
  • (iii) quartiere residenziale con 80 utenti residenziali; (iv) quartiere con utenti residenziali e del terziario contenente 60 utenti residenziali e 10 utenze tipo ufficio; (v) area urbana mista con un’utenza industriale che autoconsuma l’energia e condivide l’eccesso con 45 utenti residenziali; e (vi) distretto industriale con 14 PMI, come esempi di applicazione delle comunità energetiche rinnovabili.

Per tutti i risultati si rimanda al pdf in allegato.

Il potenziale di diffusione delle energy community

Seppur con differenze significative tra i diversi scenari presi in considerazione, le potenzialità di mercato nel nostro Paese sono ragguardevoli. Si stima infatti che potrebbero essere coinvolte nel prossimo quinquennio (2021-2025) circa 150-300 mila utenze non residenziali ed oltre 1 milione di utenze residenziali, dando vita (nello scenario intermedio) a circa 5-10 mila configurazioni di autoconsumo collettivo e circa 20.000 Comunità Energetiche Rinnovabili.

Le ricadute associate al manifestarsi di tali iniziative fanno riferimento a: ricadute di tipo economico, come ad esempio il volume d’affari generato per la fornitura delle componenti tecnologiche necessarie e le ricadute fiscali, e ricadute di tipo energetico ed ambientale, come ad esempio l’incremento della generazione fotovoltaica e la conseguente riduzione delle emissioni.

La diffusione delle comunità energetiche potrebbe portare, in totale, all’installazione di oltre 3,5 GW di impianti fotovoltaici e 1,3 GWh di capacità di accumulo, generando un volume d’affari di 4,6 miliardi di euro l’anno supportati da incentivi per 6,5 miliardi di € su un orizzonte di 20 anni.

Con riferimento allo scenario intermedio, si prevede che al 2025 le comunità energetiche e gli autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente possano contribuire al 45% della nuova potenza di fotovoltaico installata necessaria al nostro Paese per raggiungere l’obiettivo fissato dal PNIEC. Nel medesimo anno, il contributo rispetto alla produzione complessiva di fotovoltaico sarebbe circa dell’11%. Inoltre, la diffusione delle configurazioni di autoconsumo collettivo avrebbe come impatto positivo una riduzione delle perdite di rete stimata nell’intorno di circa 5,5 GWh/anno, pari a circa 100 GWh cumulati nel periodo 2021-2044.

La riduzione delle emissioni di CO2 in 25 anni si stima intorno ai 23 mln di tonnellate, che economicamente possono essere quantificate per un valore pari almeno ad altri 460 mln € nello scenario intermedio, con una valorizzazione cautelativa di 20 €/ton per la CO2. Ultimo ma non meno importante, va sottolineato che oltre ai benefici diretti quantificati nel presente studio, la diffusione di tali configurazioni potrebbe determinare una serie di ulteriori ricadute “sistemiche” positive, come ad esempio la fornitura di servizi ancillari a beneficio del sistema elettrico, di dare una spinta alla diffusione di soluzioni di efficienza energetica e della mobilità elettrica.


Electricity Market Report: Decentralizzazione, Elettrificazione, Digitalizzazione: quali prospettive per comunità energetiche ed aggregazioni virtuali?
25 Novembre 2020 ore 9.30

Scarica Introduzione ed Executive Summary dell’Electricity MarketReport 

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