SMART GRID REPORT · Umberto Bertelè Dipartimento di Ingegneria Gestionale Vittorio Chiesa ......

SMART GRID REPORT

Le prospettive di sviluppo delle Energy Community in Italia

energystrategy.it

Luglio 2014

www.energystrategy.it

Indice

IntroduzioneExecutive summary

1. Una definizione di «Energy Community»2. Le tecnologie abilitanti le Energy Community3. La diffusione delle Energy Community4. La valutazione economica ed energetica delle Energy Community5. Il quadro normativo-regolatorio sulle Energy Community6. Il potenziale di diffusione delle Energy Community

MetodologiaGruppo di lavoroLo School of ManagementL'Energy & Strategy GroupLe imprese Partner

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3www.energystrategy.it

Introduzione

Lo Smart Grid Report, giunto nel 2014 alla sua terza edizione, si focaliz-za quest’anno sul tema delle Energy Community. Il sistema energetico na-zionale - che negli ultimi anni è radi-calmente cambiato, soprattutto a cau-sa della rapida diffusione delle fonti rinnovabili, in primis fotovoltaico - ne-cessita dell’implementazione di nuove modalità “smart” di gestione ed eser-cizio che coinvolgano attivamente tut-te le fasi di generazione, distribuzione e consumo di energia, al fine di garan-tirne affidabilità e sicurezza nel funzio-namento.

Le Energy Community, intese come insiemi di utenze energetiche che de-cidono di effettuare scelte comuni per il soddisfacimento del proprio fabbi-sogno energetico, rappresentano in

prospettiva uno dei principali elementi costitutivi della nuova architettura del sistema energetico, oltre che un tema estremamente attuale e dall’impatto strategico potenzialmente elevato per il nostro Paese.

Tuttavia, il passaggio da un approccio “individuale” alla gestione dell’energia ad uno “collegiale” rende necessaria, da un lato, la valutazione dell’esistenza di un razionale economico che ne giu-stifichi l’adozione e, dall’altro lato, la comprensione delle opportunità e dei limiti di questo nuovo approccio, che vanno dalla fattibilità normativa al re-perimento delle risorse finanziarie ne-cessarie per realizzare gli investimenti.

Lo Smart Grid Report intende affron-tare in maniera puntuale ciascuno di

4 © ENERGY & STRATEGY GROUP–2014

Introduzione

questi temi, presentando un quadro dei principali ambiti d'applicazione delle Energy Community, studiandone la sostenibilità economica, il poten-ziale di mercato e gli scenari attesi di diffusione in Italia ed analizzandone le criticità intrinseche. Infine, ma non meno importante, lo studio fornisce un’analisi esaustiva dell’attuale qua-dro normativo-regolatorio nazionale che ha un impatto sulla diffusione del-le Energy Community, evidenziando inoltre i principali aspetti su cui il le-gislatore dovrebbe porre particolare attenzione al fine di promuoverne la diffusione, anche alla luce dei rilevanti benefici “sistemici” ottenibili.

Lo Smart Grid Report, con il quale si rinnova e rafforza la già stretta collabo-razione tra l’Energy&Strategy Group e il Dipartimento di Energia del Politec-nico di Milano, si basa su un ampio

numero di interviste a key informant e operatori del settore. La sua realizza-zione è stata resa possibile, come ogni anno, grazie al prezioso supporto delle imprese Partner e Sponsor, che si sono dimostrate particolarmente attente e interessate ai temi di frontiera discus-si in questo studio e a cui va il nostro sentito ringraziamento.

Lo Smart Grid Report, il quarto proget-to di ricerca del 2014 di Energy & Stra-tegy Group, segue gli studi sulla diffu-sione delle green practices nel sistema industriale italiano, il Solar Energy Re-port e il Report sulle Rinnovabili Elet-triche Non Fotovoltaiche. Il prossimo appuntamento è previsto per Ottobre, con la presentazione dei risultati della nuova edizione dell’Energy Efficiency Report. Resta invariato l’obiettivo degli studi di Energy & Strategy, ossia quello di rappresentare un momento di con-


fronto, aggiornamento e networking per la community italiana dell’energia e delle nuove tecnologie energetiche,

che, nonostante le difficoltà di mercato e normative, continua a crescere anno dopo anno.

Umberto BertelèDipartimento di Ingegneria Gestionale

Vittorio ChiesaDipartimento di Ingegneria Gestionale

Maurizio DelfantiDipartimento di Energia


La terza edizione dello Smart Grid Re-port si colloca in un periodo di transi-zione per il sistema energetico del no-stro Paese, il quale, dopo essere stato interessato negli ultimi anni dalla mas-siccia diffusione delle fonti rinnovabili, è chiamato a ridisegnare le sue mo-dalità di gestione e funzionamento, anche sulla scorta della valenza “strate-gica” che tale riassetto può avere.

In questo scenario, lo studio si propone di affrontare una tematica di frontiera, ossia le Energy Community, che in uno scenario a tendere rappresenteranno uno dei blocchi costitutivi della Smart Grid, allorché si assisterà alla formazio-ne di aggregazioni di utenze energeti-che che condivideranno la gestione ed il soddisfacimento dei propri fabbiso-gni energetici.

Lo studio è stato condotto utilizzando approcci metodologici diversi, ancor-ché interrelati e complementari tra di loro: dall’analisi della letteratura all’a-nalisi della normativa, dal confronto con ricercatori, professori universitari ed operatori del settore articolato su circa 100 interviste, all’analisi compa-rativa di rapporti di ricerca e studi di settore italiani e internazionali, alla rea-lizzazione di oltre 20 casi di studio su un campione di imprese operanti nel set-tore ed impegnate in progetti concre-ti, infine alla realizzazione di modelli quantitativi per la stima della sosteni-bilità economica e del potenziale di dif-fusione delle Energy Community.

Lo studio è stato suddiviso in 6 capitoli. Il capitolo 1 intende fornire una defi-nizione del concetto di Energy Com-

Executive Summary


Executive Summary

munity, individuando i benefici conse-guibili grazie alla sua implementazione ed analizzando le categorie di utenze energetiche potenzialmente interes-sate a costituirsi in una Energy Com-munity, dal cui matching derivano una serie di modelli di Energy Community, oggetto d’analisi dei successivi capi-toli. Il capitolo 2 offre una mappatura delle soluzioni tecnologiche abilitanti le Energy Community, analizzandole sia dal punto di vista funzionale che della maturità tecnologica. Il capitolo 3 sviluppa invece un quadro aggiorna-to delle principali iniziative attualmen-te in fase di realizzazione in Italia sul tema Energy Community, individuando in particolare i soggetti coinvolti nella realizzazione, le finalità del progetto e le soluzioni tecnologiche adottate. Il capitolo 4 fornisce una stima della con-venienza economica della realizzazione delle Energy Community e la relativa “sostenibilità energetica”. Il capitolo 5,

invece, presenta un quadro dell’attuale impianto normativo-regolatorio che ha un impatto sulla diffusione delle Energy Community in Italia, al fine di evidenzia-re i principali “limiti” su cui il legislato-re dovrebbe focalizzare l’attenzione. Il capitolo 6, infine, offre innanzitutto una stima del potenziale di mercato in Italia delle Energy Community, in particolare individuando e quantificando quattro scenari “attesi” di diffusione al 2030 e le relative ricadute sia sul sistema energe-tico che sul sistema Paese. In secondo luogo, in questo capitolo si analizzano le principali criticità che caratterizzano l’approccio dell’Energy Community, con particolare enfasi sul reperimento delle risorse finanziarie necessarie per rea-lizzare gli investimenti, presentando il punto di vista degli altri stakeholder po-tenzialmente coinvolti, quali i fornitori di servizi energetici e gli istituti di credito.

Nel seguito si passeranno in rassegna


i diversi temi trattati e le principali evi-denze emerse, rimandando ai rispettivi capitoli per i necessari dettagli.

Una definizione di Energy Community

Il concetto di Energy Community fa rife-rimento ad un insieme di utenze ener-getiche che decidono di effettuare scelte comuni dal punto di vista del soddisfacimento del proprio fabbiso-gno energetico, al fine di massimizzare i benefici derivanti da questo approccio collegiale, grazie all’implementazione di soluzioni tecnologiche per la gene-razione distribuita di energia e la ge-stione intelligente dei flussi energetici. Nell’ambito dell’evoluzione del sistema elettrico verso la Smart Grid, le Energy Community - seppur in generale non limitate al vettore elettrico - rappre-sentano uno degli elementi costitutivi, essendo tipicamente connesse alla rete elettrica pubblica, seppur vi sono dei

casi di applicazioni cosiddette off-grid, in contesti ove la rete elettrica non è presente in maniera capillare.

Le categorie di utenze energetiche potenzialmente interessate a costitu-irsi parte di una Energy Community sono molteplici. In particolare, si pos-sono individuare: (i) utenze in ambito residenziale, quali ad esempio i con-domini ed i complessi residenziali; (ii) utenze in ambito industriale, quali ad esempio i distretti industriali; (iii) uten-ze in ambito terziario, quali ad esem-pio i centri commerciali/logistici ed i complessi ospedalieri. In particolare, le aggregazioni di utenze che si costitui-scono in una Energy Community posso-no essere sia omogenee, nel caso in cui facciano parte della medesima catego-ria, o miste, se invece appartengono a categorie differenti.

La realizzazione di una Energy Com-


Executive Summary

munity permette di conseguire una serie di benefici per le utenze ener-getiche presenti al suo interno, che vanno dal miglioramento della quali-tà e dell’affidabilità della fornitura di energia - inteso come la possibilità di garantire alle utenze energetiche par-te della Energy Community un’elevata power quality - all’ottimizzazione del-la spesa per l’energia - intesa come la possibilità di garantire alle utenze ener-getiche un costo di approvvigionamen-to dei vettori energetici inferiore rispet-to alle modalità di approvvigionamento tradizionali.

Le diverse categorie di utenze ener-getiche, in base alle specifiche pecu-liarità, attribuiscono una diversa rile-vanza ai potenziali benefici, il cui peso relativo permette di caratterizzare le aggregazioni di utenze energetiche e, conseguentemente, di individuare la configurazione di Energy Community

più appropriata.

La caratterizzazione delle utenze ener-getiche – rimandando al Capitolo 1 per i necessari dettagli a riguardo – ha per-messo di individuare 5 modelli di Ener-gy Community: (i) modello residenziale (RES), riferito ad un condominio com-posto da 30 unità abitative; (ii) modello terziario, con focus sull’ottimizzazione della spesa per l’energia (TER-HEI), riferito ad un cluster di 3 centri com-merciali limitrofi aventi una superficie espositiva di circa 2.500 m2 ciascuno; modello terziario, con focus sul miglio-ramento della qualità e dell’affidabili-tà della fornitura di energia (TER-HPI), riferito ad un complesso ospedaliero avente circa 400 posti letto; modello industriale (IND-HPI), riferito ad un clu-ster di 3 stabilimenti industriali limitrofi appartenenti a 3 PMI aventi un fattu-rato di circa 30 mln € ciascuna; un mo-dello urbano (URBANO) – esempio di


Energy Community mista, riferito ad un complesso ospedaliero e 5 condomini limitrofi.

Oltre ai benefici per le utenze energe-tiche incluse in una Energy Community, grazie alla diffusione di queste ulti-me è possibile conseguire una serie di benefici sistemici, che rendono le Energy Community di interesse anche per la collettività. Si fa riferimento in primo luogo a benefici per il sistema elettrico, quali la possibilità da parte delle Energy Community di contribuire alla sicurezza dell’esercizio del sistema elettrico ed all’incremento della capa-cità da parte dello stesso di accogliere quantità crescenti di impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, i quali si traducono in costi evitabili di investimento e gestione del sistema elettrico. In secondo luogo, vi sono altri importanti benefici conseguibili a livello di sistema Paese, quali la ri-

duzione della dipendenza energetica dall’estero – uno dei principali fardelli che grava sulla competitività del nostro Paese – e lo sviluppo di filiere nazio-nali relative ai produttori delle tecnolo-gie abilitanti le Energy Community.

Le tecnologie abilitanti le Energy Community

Per realizzare una Energy Community, risulta necessaria l’adozione di un set di tecnologie abilitanti, le quali posso-no essere classificate, in base alle relati-ve funzionalità, in tre categorie: (i) pro-duzione ed utilizzo dell’energia, ossia tecnologie che consentono di produr-re in loco l’energia di cui necessitano le utenze all’interno dell’Energy Com-munity e di consumare tale energia in maniera “smart“ ed efficiente; (ii) ge-stione, controllo e monitoraggio dei flussi energetici, ossia tecnologie che consentono di controllare da remoto


Executive Summary

gli asset di produzione/distribuzione/accumulo/consumo di energia presen-ti all’interno dell’Energy Community e di gestire i flussi energetici all’interno della stessa; (iii) distribuzione dei flus-si energetici ed informativi, ossia tec-nologie che consentono di distribuire i flussi energetici ed informativi tra gli asset di produzione/accumulo/consu-mo di energia ed i sistemi di gestione all’interno dell’Energy Community.

Per quanto concerne le tecnologie per la produzione e l’utilizzo dell’ener-gia, di fatto la loro diffusione risulta ad oggi piuttosto ampia – con la principa-le eccezione rappresentata dai siste-mi di storage. La vera novità risiede nel passaggio, da parte delle utenze energetiche che si costituiscono in una Energy Community, da un ap-proccio “individuale” alla gestione dell’energia ad uno “collegiale”, che per essere implementato richiede la

contestuale adozione di altre cate-gorie di soluzioni tecnologiche, ossia quelle necessarie per gestire e distri-buire i flussi energetici tra le utenze all’interno dell’Energy Community.

Le peculiarità che caratterizzano cia-scuna tecnologia dal punto vista fun-zionale, con particolare riferimento a quelle per la produzione e l’utilizzo dell’energia, le rendono più o meno adatte all’adozione nei 5 modelli ana-lizzati. Ad esempio, i sistemi di stora-ge cosiddetti power intensive (come ad esempio le batterie al litio) risultano maggiormente adatti in quegli ambiti ove risulta prioritario il miglioramen-to della qualità e dell’affidabilità della fornitura di energia, viceversa i sistemi cosiddetti energy intensive (come ad esempio le batterie al piombo o al sale) sono più adatti ove la priorità risiede nell’ottimizzazione della spesa per l’e-nergia, specie nei casi dove è prevista


un’importante presenza di impianti alimentati da fonti rinnovabili non pro-grammabili. L’analisi ha così permesso di individuare, per ciascuno dei model-li, uno specifico set di tecnologie abi-litanti ed il relativo dimensionamento.

Guardando infine le diverse soluzioni tecnologiche dal punto di vista della loro maturità, emerge che, in generale, la variabile tecnologica non rappresenta l’aspetto più critico per la diffusione delle Energy Community, dato che la maggior parte di esse risulta avere un grado di maturità medio-alto. Ciò no-nostante – come si discuterà nel seguito – su alcune specifiche tecnologie il mi-glioramento delle perfomance tecnico-economiche potrà accelerare la traietto-ria di diffusione delle Energy Community.

La diffusione delle Energy Community

Le iniziative attualmente in fase di re-

alizzazione nel nostro Paese sul tema Energy Community sono in numero piuttosto limitato. Ciò deriva in pri-mis dal fatto che – come si discuterà in maniera più ampia nella sezione dedi-cata alla normativa - all’interno dell’at-tuale quadro normativo-regolatorio non è prevista in Italia la definizione di Energy Community nell’accezione considerata all’interno dello studio. D’altro canto, vi sono due categorie di configurazioni impiantistiche, op-portunamente definite e regolate, che sono riconducibili alla definizione di Energy Community, ossia le cosid-dette Reti Interne di Utenza e Coo-perative storiche. Di queste ad oggi si annoverano rispettivamente 73 e 77 realizzazioni in Italia. In base alla rego-lazione vigente, inoltre, non risulta pos-sibile realizzarne di nuove.

Guardando alle più recenti iniziative censite, esse fanno riferimento a pro-


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getti a carattere prevalentemente sperimentale - focalizzati soprattut-to in ambito terziario ed industriale - volti alla valutazione della fattibilità tecnica e delle modalità di integrazio-ne di soluzioni tecnologiche innovati-ve, piuttosto che basati sulla sussisten-za di un solido razionale economico.

Un esempio emblematico fa riferimen-to al progetto “SCUOLA” (acronimo di Smart Campus as Urban Open LAbs) recentemente promosso dal Politec-nico di Milano in collaborazione con l’Università di Brescia, A2a ed altre 12 imprese, avente l’obiettivo di realizza-re una Energy Community all’interno di un campus universitario, similmen-te a quanto già realizzato nell’ambito del progetto Smart Polygeneration Microgrid presso il campus di Savo-na dell’Università di Genova, da parte dell’Università stessa in collaborazione con Siemens.

Il denominatore comune di queste ini-ziative – che prevedono investimenti importanti, nell’ordine dei milioni di euro - è indubbiamente rappresentato dalla stretta collaborazione tra sog-getti attivi nel mondo della ricerca (università, enti pubblici di ricerca), im-prese (fornitori di tecnologie, system integrator, utility) ed istituzioni (Mini-steri, Regioni), che contribuiscono a finanziare nella maggior parte dei casi analizzati una quota consistente degli investimenti in gioco.

La valutazione economica ed energe-tica delle Energy Community

Per comprendere se ed in che misura le Energy Community risultano econo-micamente convenienti, si è dovuto in-nanzitutto definire un set di tecnologie abilitanti per ciascuno dei 5 modelli di Energy Community individuati. In par-ticolare, nelle simulazioni si ipotizza


che l’investimento per la realizzazio-ne della Energy Community sia a ca-rico delle utenze energetiche che si costituiscono nella stessa - pro-quota rispetto al relativo fabbisogno energe-tico - e che nessuna delle tecnologie abilitanti è presente presso le utenze energetiche prima che esse si costitu-iscano nell’Energy Community.

Nel complesso si sono analizzati due differenti scenari, che prevedono ri-spettivamente il pagamento degli one-ri generali di sistema e di rete esclusi-vamente sulla quota parte di energia elettrica prelevata dalla rete pubblica per soddisfare il fabbisogno dalle uten-ze energetiche all’interno dell’Energy Community (analogamente a quanto previsto per i SEU - al netto della recen-te modifica introdotta dal decreto “ta-glia bollette”, di cui si parla all’interno del capitolo sulla Normativa), ed il pa-gamento degli oneri generali di siste-

ma e di rete sulla totalità dell’energia elettrica consumata dalle utenze ener-getiche all’interno dell’Energy Com-munity (direzione verso la quale sembra tendere per il futuro la regolazione).

Il quadro che ne è emerso risulta piut-tosto interessante. Nello scenario in cui il pagamento degli oneri generali di sistema e di rete avviene esclusiva-mente sull’energia elettrica preleva-ta da rete, i modelli di Energy Com-munity presentano ritorni economici sull’investimento molto interessanti, soprattutto in termini di tasso interno di rendimento (IRR), con una prevalen-za degli ambiti industriale e terziario, che presentano IRR tra il 20% ed il 40%.

È tuttavia da sottolineare che i tem-pi di pay-back dell’investimento sono generalmente superiori alle soglie di accettabilità normalmente adottate da investitori privati, rispettivamente infe-


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riori a 2 anni in ambito industriale, 4 in ambito terziario e 6 in ambito residen-ziale. Il modello residenziale risulta es-sere quello meno sostenibile dal punto di vista economico, con un IRR intorno al 4% ed un tempo di pay-back nell’or-dine dei 15 anni.

Dalle simulazioni relative al secondo scenario emerge che l’attribuzione de-gli oneri generali di sistema e di rete sull’energia elettrica consumata – e non esclusivamente sulla quota prele-vata da rete - ha un rilevante impatto negativo in termini di peggioramen-to degli economics dell’investimento, aumentando mediamente del 30-50% il tempo di ritorno dell’investimento per i diversi modelli. Tale effetto è partico-larmente accentuato nei casi in cui l’im-plementazione dell’Energy Community, come ad esempio in ambito industriale, permette di incrementare sensibilmen-te il livello di indipendenza dalla rete

elettrica.

Inoltre, è stata anche valutata la so-stenibilità energetica dei modelli di Energy Community, in termini di ri-duzione del fabbisogno energetico delle utenze all’interno dell’Energy Community rispetto alla situazione precedente alla realizzazione della stessa ed in termini di riduzione de-gli scambi di energia elettrica con la rete, intesi come sommatoria di pre-lievi ed immissioni di energia. Dall’a-nalisi emerge che, da un lato, la rea-lizzazione delle Energy Community rappresenta un potenziale volano per la promozione degli interventi di effi-cientamento energetico, che verreb-bero inseriti all’interno di iniziative di più ampia portata. Le riduzioni attese del fabbisogno energetico complessi-vo sono infatti mediamente pari o su-periori al 10% nei diversi modelli ana-lizzati. Dall’altro lato, la realizzazione


delle Energy Community permette di ridurre il peso delle utenze energeti-che sulla rete elettrica di una quantità pari o superiore al 50% rispetto alla situazione precedente alla realizza-zione delle Energy Community. Unica eccezione è rappresentata dal modello residenziale, dove a seguito dell’elettri-ficazione del consumo termico - grazie all’adozione della pompa di calore - ed all’adozione del fotovoltaico, gli scam-bi complessivi con la rete elettrica au-mentano, nonostante l’adozione di un sistema di storage.

Il quadro normativo-regolatorio sulle Energy Community

Come sempre accade quando si parla di mercati dell’energia, oltre agli aspetti tecnologici è indispensabile analizzare l’impatto del quadro normativo-rego-latorio sulla diffusione delle Energy Community, tanto più alla luce del fat-

to che – come detto in precedenza – da un lato la variabile tecnologica non rappresenta un fattore particolamente critico per la diffusione delle Energy Community, dall’altro lato l’assetto re-golatorio ha anche un forte impatto sui ritorni economici dell’investimento.

Dall’analisi emerge in primo luogo, come anticipato sopra, che l’attuale quadro normativo-regolatorio in Ita-lia non prevede la definizione di Ener-gy Community, nell’accezione consi-derata all’interno dello studio. D’altro canto, vi sono diverse configurazioni impiantistiche (ossia modelli di Energy Community) attualmente normate che, seppur in maniera diversa, sono prossi-me alla definizione di Energy Commu-nity considerata nello studio. In partico-lare, alcune, come ad esempio i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU), scontano criticità che ne limitano la portata e ne rallentano la diffusione, mentre al-


Executive Summary

tre configurazioni impiantistiche, come ad esempio le Reti Interne di Utenza (RIU), maggiormente coerenti con la definizione di Energy Community con-siderata all’interno del Rapporto, sono di fatto inapplicabili a causa dei vin-coli temporali di entrata in esercizio.

In secondo luogo, l’attuale quadro normativo-regolatorio si focalizza prevalentemente sull’incentivazione di soluzioni tecnologiche singole – attraverso meccanismi ormai ben noti, quali ad esempio i Titoli di Efficienza Energetica o il Conto Energia Termico – trascurando le aggregazioni di più tecnologie/utenti.

Analizzando i modelli di Energy Com-munity rispetto alle configurazioni im-piantistiche attualmente previste dal quadro-regolatorio, emerge che i mo-delli industriale e terziario sono quelli più vicini a quella che potremmo chia-

mare fattibilità normativa, nella misu-ra in cui essi rientrano in una specifica configurazione impiantistica già defi-nita (i cosiddetti Sistemi di Distribuzio-ne Chiusi), sulla quale tuttavia ad oggi manca il provvedimento che ne regoli l’accesso alla rete. Viceversa, i modelli residenziale ed urbano non sono in-quadrabili all’interno delle configu-razioni impiantistiche già normate, sebbene le caratteristiche del primo lo rendono assimilabile ad un Sistema Efficiente di Utenza multi-cliente. Ri-leggendo quest’analisi alla luce della sostenibilità economica e degli impatti sistemici associati ai diversi modelli – discussi in dettaglio nel capitolo suc-cessivo – si nota come risulti prioritario abilitare il modello di Energy Commu-nity in ambito industriale, dal momento che esso è caratterizzato da un’eleva-ta fattibilità economica e da rilevanti benefici sistemici conseguibili grazie alla sua diffusione, traendo spunto da


altre realtà a livello europeo dove tale modello risulta già implementabile. Discorso analogo vale per il modello terziario, dove tuttavia la convenienza economica risulta meno marcata rispet-to al modello industriale. Viceversa, il modello di Energy Community in ambi-to residenziale presenta – come discus-so in precedenza - una ridotta fattibilità economica, a fronte di elevati benefici sistemici potenzialmente conseguibili. Pertanto, appare auspicabile l’avvio di un processo di regolazione di questo modello, valutando anche l’opportuni-tà di introdurre strumenti di incentiva-zione ad hoc che ne rendano sostenibi-le la realizzazione.

Il potenziale di diffusione delle Ener-gy Community

Il potenziale di diffusione teorico del-le Energy Community in Italia, stimato sulla base del livello di replicabilità dei

modelli di Energy Community analiz-zati, consta di circa 450.000 Energy Community, corrispondenti ad un vo-lume d’investimento nell’ordine dei 500 mld €, la massima parte del quale riferito agli ambiti residenziale ed in-dustriale.

A partire da questi valori, nello studio vengono delineati quattro scenari di diffusione attesa delle Energy Com-munity in Italia, considerando come orizzonte temporale di riferimento il 2030 e sulla base di: (i) evoluzione del quadro normativo-regolatorio, in ter-mini di modifiche dei modelli di Energy Community realizzabili nel sistema elet-trico e dei ruoli e delle responsabilità dei diversi attori che sono parte del sistema energetico; (ii) evoluzione tec-nologica, in termini di miglioramento delle performance tecnico-economiche delle soluzioni tecnologiche che ancora non hanno raggiunto un grado di matu-


Executive Summary

rità elevato (come ad esempio i sistemi di storage). In particolare, lo scenario più ottimistico, che simula un’evolu-zione della normativa nel breve perio-do favorevole alla diffusione delle Ener-gy Community ed il raggiungimento dei target di costo e performance attesi per le tecnologie abilitanti le Energy Community non ancora mature, preve-de che al 2030 si realizzino in Italia quasi 100.000 Energy Community, cui è associato un volume d’affari di 160 mld € (mediamente pari a circa 10 mld €/anno).

Viceversa, lo scenario più conservati-vo prevede la realizzazione di un nu-mero di Energy Community di gran lunga inferiore ma comunque rag-guardevole, nell’ordine delle 25.000 unità, per un volume d’affari di circa 50 mld €. La variabile normativa risul-ta essere quella più impattante, nella misura in cui, a parità di dinamiche tec-

nologiche, un’evoluzione otttimistica del quadro normativo-regolatorio per-metterebbe di raddoppiare il numero di Energy Community realizzate.

A tale potenziale sono associate rica-dute sistemiche piuttosto rilevanti. In termini di costi sostenuti a livello di sistema elettrico – e quindi in ultima istanza da tutte le utenze energetiche – questi potrebbero essere ridotti tra 0,3 ed 1 mld € all’anno (pari a circa il 10-30% del totale sostenuto ad oggi), in base all’effettivo livello di diffusione delle Energy Community. In secondo luogo, altri importanti benefici sistemi-ci potrebbero essere conseguiti, primi fra tutti la riduzione della dipendenza energetica dall’estero, di un valore fino a circa 10 mld €/anno, pari a circa un sesto dell’attuale bolletta energe-tica per l’import ed in linea rispetto al target fissato dalla Strategia Energeti-ca Nazionale al 2020 (14 mld €/anno),


e lo sviluppo di filiere nazionali riferi-te alle tecnologie abilitanti le Energy Community, le quali potrebbero acca-parrarsi un giro d’affari nell’ordine dei 10-40 mld € al 2030 (mediamente pari ad 1-3 mld € all’anno).

Affinché tale potenziale si traduca in realizzazioni concrete, appare necessa-rio che il legislatore definisca un fra-mework normativo-regolatorio che promuova la diffusione delle Energy Community, tenendo opportunamente in considerazione i sopraccitati benefici che la loro diffusione può permettere di conseguire, non trascurando tuttavia gli impatti di tale diffusione sui gestori di rete. Questi ultimi, con particolare riferimento ai gestori delle reti di di-stribuzione, vedrebbero come conse-guenza della diffusione delle Energy Community una diminuzione degli in-vestimenti di rete necessari (e della re-lativa remunerazione, stabilita a livello

regolatorio), nell’ordine dei 20-100 mln € all’anno. D’altro canto, nell’ambito di un più generale ri-disegno del sistema elettrico, essi potrebbero assumere un nuovo ruolo che tragga benefici dalla diffusione delle Energy Com-munity, come ad esempio assumersi la responsabilità dell’attività di dispac-ciamento a livello locale - ossia di rete di distribuzione (oggi di pertinenza del gestore della rete di trasmissione) – ivi compresi i flussi energetici scambiati con le Energy Community.

Infine, analizzando il modello dell’E-nergy Community nel suo complesso, emerge come la novità più rilevante ri-sieda nel passaggio da un approccio individuale ad uno collegiale rispetto alla gestione dell’energia. Se, da una parte, il nuovo approccio consente di ottenere benefici di scala - dovuti alla maggiore taglia degli investimenti - e benefici riguardanti le sinergie che si


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riescono ad ottenere dall’unione di più utenze energetiche, d’altro lato esso sconta una serie di criticità, che devono essere attentamente valutate e superate al fine di abilitare un’ampia diffusione delle Energy Community. Si fa riferimento in particolare a: (i) con-sapevolezza dei vantaggi derivanti dall’approccio collegiale alla gestio-ne dell’energia; (ii) reperimento del-le risorse finanziarie necessarie per realizzare la Energy Community; (iii) capacità di prendere decisioni in ma-niera collegiale e stabilità nel tempo delle aggregazioni di utenze.

Sebbene tali criticità abbiano un di-verso peso in base alle categorie di utenze energetiche analizzate, dall’a-nalisi emerge che il reperimento delle risorse finanziarie necessarie per la realizzazione delle Energy Communi-ty risulta l’aspetto cui porre maggior attenzione, trasversalmente alle cate-

gorie di utenze energetiche. A questo proposito, sono attualmente ogget-to di studio schemi alternativi rispet-to a quello che prevede che le utenze energetiche che si costituiscono in una Energy Community sostengano il rela-tivo investimento. Uno particolarmen-te interessante, analizzato all’interno dello studio e di cui si rilevano esem-pi di implementazione a livello inter-nazionale, fa riferimento al cosiddetto microgrid-as-a-service, il quale pre-vede che un soggetto terzo, esterno alla Community, si occupi della realiz-zazione dell’Energy Community - ivi compreso il reperimento delle risorse finanziarie necessarie - e della succes-siva gestione della stessa, vendendo l’energia alle utenze energetiche all’in-terno dell’Energy Community. Questo schema elimina il problema del repe-rimento delle risorse finanziarie per realizzare la Energy Community a ca-rico del cliente finale (utenze energeti-


che), ribaltando tale onere sul soggetto terzo. In questa prospettiva, anche gli istituti di credito guardano al finan-ziamento delle Energy Community come un business potenzialmente in-teressante ed emergente, anche sulla scorta della forte contrazione degli in-vestimenti cui si è assistito nel mondo delle rinnovabili. Tuttavia essi ad oggi lamentano l’instabilità percepita del quadro normativo-regolatorio – al pari di altri player industriali – che li tie-ne lontani dal finanziamento di queste

iniziative. Inoltre rilevano alcune criti-cità insite in questo business, parte delle quali già riscontrate nell’ambito del finanziamento all’efficienza ener-getica. In particolare, si fa riferimento alla capacità di valutare dal punto di vista tecnico gli interventi da finanziare – che prevedono l’adozione congiunta di più tecnologie – e dei relativi ritorni economici ed alla garanzia dell’affida-bilità della controparte, che in questi casi è rappresentata da un’aggregazio-ne di clienti.

Davide ChiaroniResponsabile della Ricerca

Simone FranzòProject Manager

Federico FrattiniResponsabile della Ricerca


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1Una definizione di «Energy Community»


1. Una definizione di «Energy Community»

• Una «Energy Community» può essere definita come un insieme di utenze energetiche che decidono di

effettuare scelte comuni dal punto di vista del soddisfacimento del proprio fabbisogno energetico, al fine di massimizzare i benefici derivanti da questo approccio «collegiale», implementabile attra-

verso soluzioni di generazione distribuita e di gestione intelligente dei flussi energetici.

• Nell’ambito dell’evoluzione del sistema elettrico verso la Smart Grid, le Energy Community rappresen-

tano uno dei principali elementi costitutivi della sua nuova architettura (*).


(*) Il «paradigma» Energy Community non è tuttavia limitato all’ambito elettrico, dal momento che esso abbraccia l’in-tero fabbisogno energetico delle diverse tipologie di utenze energetiche.

fonte: MSTEC



• Le Energy Community, note anche come «microgrid», possono essere classificate, in base al fatto di

essere connesse o meno alla rete elettrica «pubblica», come «on-grid» e «off-grid».

• Le microgrid che non sono connesse alla rete sono tipicamente quelle realizzate in Paesi in via di sviluppo,

dove la rete elettrica non è presente in modo capillare, o per particolari applicazioni (ad esempio, i rifugi

alpini).

• Più in generale, le microgrid presentano sempre un punto di connessione con la rete elettrica e

possono, a seconda delle situazioni, essere esercite in parallelo oppure no.

(*)I modelli di Energy Community considerati all’interno dello studio non tengono conto, in prima battuta, dell’effettiva fattibilità dal punto di vista normativo-regolatorio, che sarà comunque oggetto d’analisi nel capitolo 5.

Focus dello studio sulle Energy Community «on grid»,

quali soggetti attivi all’interno della nuova architettura di sistema elettrico/energetico (*)



• Dalla definizione di Energy Community si possono dedurre:

• Benefici dell’approccio «Energy Community»: si fa riferimento alle ricadute positive per le utenze

energetiche ed a livello «sistemico» (ovvero di sistema elettrico e di sistema Paese) derivanti dalla

realizzazione di Energy Community;

• Utenze energetiche «target»: si fa riferimento alle categorie di utenze energetiche che, per loro

caratteristiche peculiari, sono potenzialmente interessanti per costituire una Energy Community;

• Soluzioni tecnologiche abilitanti: si fa riferimento al set di tecnologie che devono essere adottate

all’interno di una Energy Community per soddisfare le esigenze energetiche delle utenze parte della

Community.



I benefici delle Energy Community

• La diffusione delle Energy Community all’interno del sistema energetico può dar luogo a due ordini

di benefici:

• Benefici per le utenze energetiche all’interno della Energy Community:

• Miglioramento qualità ed affidabilità della fornitura di energia:

• Miglioramento della qualità del servizio (riduzione numero/durata interruzioni);

• Miglioramento della gestione della rete e dei guasti.

• Ottimizzazione spesa energetica:

• Copertura del fabbisogno energetico delle utenze al minimo costo;

• Dispacciamento in tempo reale delle risorse locali, mantenendo un adeguato margine di riserva

e massimizzando l’autoconsumo;

• Partecipazione attiva alla gestione del sistema (riduzione degli sbilanciamenti, possibilità di

offrire servizi di rete).

Vi sono altre tipologie di benefici per le utenze energetiche che si costituiscono in una Energy Community,

ritenuti tuttavia meno rilevanti, quali ad esempio la promozione dell’immagine «green» delle utenze

energetiche.

Driver per la realizzazione di Energy Community



• Benefici «sistemici» (per il «sistema energetico» ed il «sistema paese»):

• Benefici energetici (gestione ottimizzata delle risorse di rete):

• Fornitura di un profilo prevedibile verso la rete, aumentando l’affidabilità,la prevedibilità e

l’efficienza del sistema;

• Fornitura di servizi di regolazione alla rete elettrica, o servizi utili a contribuire alla sicurezza

dell’esercizio, piuttosto che all’efficienza del sistema e del mercato elettrico (ad es. regolazione

di potenza attiva);

• Aumento della hosting capacity della rete (tramite ad es. la regolazione di potenza reattiva)

ed integrazione degli impianti FRNP;

• Riduzione delle perdite (di conversione, trasporto e distribuzione);

• Migliore utilizzo e gestione delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione (minore impegno

delle infrastrutture) con la riduzione/eliminazione o il differimento di nuovi investimenti.

• Benefici ambientali

• Riduzione delle emissioni inquinanti.

• Benefici sostenibilità energetica:

• Riduzione della dipendenza energetica dall’estero;

• Sviluppo di filiere nazionali.

I benefici delle Energy Community

Driver per la promozione delle Energy Community


Le utenze energetiche «target» per la realizzazione di Energy Community

• Sulla base della definizione di Energy Community e dei benefici conseguibili grazie alla sua

implementazione, si individuano diverse aggregazioni di utenze energetiche potenzialmente

interessanti per la realizzazione di Energy Community:

• Utenze residenziali;

Es: condomini, complessi residenziali.

• Utenze del settore industriale;

Es: distretti industriali.

• Utenze del settore terziario;

Es: centri commerciali/logistici, complessi ospedalieri, campus universitari.

Le aggregazioni di utenze che danno luogo ad una Energy Community possono essere omogenee

(ossia fanno parte della medesima categoria) o miste (ossia fanno parte di diverse categorie).

La dimensione spaziale delle diverse aggregazioni può essere fortemente eterogenea, tuttavia risente

di «vincoli» di natura tecnica e/o economica che caratterizzano i diversi vettori energetici e che ne

limitano pertanto la dimensione:

• Nell'ordine delle centinaia di metri/chilometri per il vettore termico;

• Nell'ordine dei chilometri/decine di chilometri per il vettore elettrico.



• Ciascuna utenza energetica la cui aggregazione dà luogo ad una Energy Community deve auspicabilmente

essere «soggetto attivo» all’interno della Community; in quanto deve fornire il proprio contributo alla

gestione ed al corretto funzionamento della Community:

• Utenza in ambito residenziale => «Smart Home»

• Utenza in ambito industriale/terziario => «Smart Building»

Le utenze energetiche «target» per la realizzazione di Energy Community


La «Smart Home»

• Con l’espressione «Smart Home» si intende l’evoluzione del «tradizionale» contesto abitativo, verso

una configurazione in cui la casa è in grado di fornire diverse tipologie di servizi a beneficio delle

utenze residenziali, mediante l’implementazione al suo interno di un network di dispositivi «smart»

(ossia monitorabili, accessibili e controllabili da remoto).

• I servizi che una «Smart Home» è in grado di offrire vanno oltre la gestione «intelligente» dei flussi

energetici all’interno della casa, e sono suddivisibili in 3 categorie:

• Gestione dell’energia: si fa riferimento al monito-

raggio ed alla regolazione del funzionamento delle

apparecchiature all’interno della casa, all’integrazio-

ne con impianti di produzione di energia da fonte

rinnovabile ed all’interazione con il sistema elettrico;

• Sicurezza: si fa riferimento all’assistenza volta a mi-

gliorare la qualità della vita domestica (ad es. attra-

verso la rilevazione delle anomalie ed il controllo

delle condizioni dell’aria interna agli ambienti, la

protezione dalle intrusioni);

• Supporto alla vita quotidiana: si fa riferimento alla

comunicazione ed all’interazione in real time, anche

a distanza, con gli impianti (ad es. elettrico, termico,

idrico) ed i dispositivi presenti all’interno della casa.SI

CU

REZZ

A

GESTIONE ENERGIA

SMART HOME

SUPPO

RTO VITA

QU

OTID

IAN

A



• Focalizzando l’attenzione sulla gestione dell’energia, questo ambito può essere analizzato attraverso

due distinte dimensioni di analisi:

• «Controllo» dei consumi energetici: si fa riferimento al grado di consapevolezza dei consumi

energetici associati alle diverse apparecchiature presenti all’interno della casa e della relativa spesa

sostenuta ed alla possibilità di modificare il «normale» utilizzo delle apparecchiature;

• «Relazione» con il sistema energetico: si fa riferimento al grado di interazione fra l’utente

residenziale e gli altri player del sistema energetico (gestori di rete, retailer, etc.).

La «Smart Home»

SIC

URE

ZZA

GESTIONE ENERGIA

SMART HOME

SUPPO

RTO VITA

QU

OTID

IAN

A


La «Smart Home»

• Per quanto riguarda il «controllo» dei consumi energetici, si possono distinguere 3 livelli:

• Conoscenza nulla dei consumi energetici;

• Consapevolezza dei consumi energetici: conoscenza dei consumi energetici della casa (a livello

aggregato o disaggregato) e della relativa spesa sostenuta, sia in real time che a cadenze temporali

predefinite (es. giorno, settimana, mese);

• Modifica dei consumi energetici: alterazione delle modalità di utilizzo delle apparecchiature

all’interno della casa, in termini di:

• Spostamento del funzionamento;

• Modulazione del funzionamento;

Tale modifica può perseguire due finalità:

• Ottimizzare i consumi energetici in funzione delle tariffe dell’energia (e della potenza

contrattuale prestabilita) e/o della produzione di energia da parte degli impianti di produzione

(tipicamente da fonte rinnovabile) presenti all’interno della casa;

• Fornire «servizi di flessibilità» a beneficio del sistema elettrico (cd. «demand response»).

Con l'espressione «demand response» si fa riferimento a qualsiasi variazione intenzionale del profilo di

consumo di un utente volto a modificare il consumo globale o la domanda istantanea di energia.

Vi sono due categorie di «approcci» per implementare la demand response:

• «incentive-based programmes»: basati sulla definizione di incentivi a beneficio delle utenze coinvolte;

• «price-based programmes»: basati sulla variazione del prezzo dell'energia.

Live

llo d

i «sm

artn

ess»



• Per quanto riguarda la «Relazione» con il sistema energetico, si possono distinguere 4 livelli:

• Nulla: nessuna alterazione del «normale» profilo di utilizzo delle apparecchiature presenti

all’interno della casa;

• Bassa: alterazione del «normale» profilo di utilizzo delle apparecchiature presenti all’interno

della casa sulla base di segnali di prezzo ricevuti dall’esterno (retailer);

• Media: alterazione del «normale» profilo di utilizzo delle apparecchiature presenti all’interno

della casa sulla base di segnali di prezzo ricevuti dall’esterno (retailer) e di segnali «di sistema»

ricevuti dall’esterno (gestori di rete);

• Alta: alterazione del «normale» profilo di utilizzo delle apparecchiature presenti all’interno della

casa sulla base di segnali di prezzo ricevuti dall’esterno (retailer) e di segnali «di sistema» ricevuti

dall’esterno (gestori di rete) e fornitura di servizi a valore aggiunto da parte di service provider (es. tariffe customizzate su energia o potenza impegnata).

La «Smart Home»Li

vello

di «

smar

tnes

s»


La «Smart Home»

• Dall’incrocio delle due dimensioni di analisi emerge una possibile «traiettoria evolutiva»

dell’utenza residenziale verso la Smart Home:

• Procedendo verso livelli di «smartness» crescenti, è necessario dotarsi di un set più ampio di

tecnologie abilitanti.

oggi

nulla

cono

scen

za

nulla

cons

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bassa

Co

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Relazione con il sistema energeticomedia alta

Le aggregazioni

CONSUMER

PROSUMER «BASIC»

PROSUMER «MEDIUM»

PROSUMER «ADVANCED»

«SMART HOME»



• Le diverse aggregazioni di utenze energetiche potenzialmente «target» per la realizzazione di Energy

Community (ambiti residenziale, industriale e terziario) sono caratterizzate da diverse peculiarità, da

cui dipende in primo luogo il livello di rilevanza dei driver alla base della realizzazione di Energy

Community.

• Il «peso relativo» dei diversi driver permette di caratterizzare le aggregazioni di utenze energetiche e,

conseguentemente, di individuare le configurazioni di Energy Community più appropriate (SI VEDA

CAPITOLO 2).

La caratterizzazione delle utenze energetiche


La caratterizzazione delle utenze energetiche: rilevanza qualità/affidabilità fornitura di energia

• Con l’espressione «miglioramento qualità ed affidabilità della fornitura di energia» si intende la

possibilità di garantire alle utenze energetiche parte della Energy Community un'elevata «power quality», intesa nella duplice accezione di garanzia della continuità della fornitura di energia (ad

esempio in termini di numero/durata delle interruzioni) e di minimizzazione dei «disturbi» (ad esempio

in termini di buchi di tensione, armoniche, etc.) che possono impattare negativamente sul funzionamento

delle utenze energetiche.

• È possibile attribuire un diverso grado di rilevanza di questo potenziale beneficio per le diverse

tipologie di utenze energetiche, tenendo conto della probabilità di accadimento di tali eventi

(interruzioni e «disturbi» di vario genere) e dell’impatto (in termini economici) degli stessi.




Utenza energeticaProbabilità di accadimento

Indicatori Valore(*) Valore

Impatto economico

Industriale

Terziario

Residenziale

Settori «high power quality intensity»

Settori «high power quality intensity»

Settori «low power quality intensity»

Settori «low power quality intensity»

Percentuale utenze soggette a interruzioni

Percentuale utenze soggette a interruzioni

Numero interruzioni annue (riferite alla

% di utenze)

Numero interruzioni annue (riferite alla % di

utenze)

92%≤ 12 (L+B)

92%≤ 12 (L+B)

93%≤ 24 (T)

93%≤ 24 (T)

3,3 – 13,3 €/evento/kW

3,3 – 13,3€/evento/kW

0,5 – 3,3€/evento/kW

0,5 – 3,3€/evento/kW

Percentuale utenze soggette a

interruzioni

Numero interruzioni annue (riferite alla %

di utenze)

85%

≤ 5 (prolungate estese)

30 €/evento

(*) L = interruzioni lunghe; B = interruzioni brevi; T = interruzioni transitorie.

Fonte: rielaborazione su dati AEEG



Utenza energetica Rilevanza

Residenziale Bassa

IndustrialeSettori «high power quality intensity» Alta

Settori «low power quality intensity» Medio-bassa

Settori «high power quality intensity» AltaTerziario

Settori «low power quality intensity» Bassa



La caratterizzazione delle utenze energetiche: rilevanza ottimizzazione spesa per energia

• Con l’espressione «ottimizzazione spesa per energia» si intende in primo luogo la possibilità di

garantire alle utenze energetiche parte della Energy Community un costo di approvvigionamento

dei vettori energetici inferiore rispetto alle modalità di approvvigionamento «tradizionali» (ad

esempio l'acquisto di energia elettrica da rete o la produzione in loco di energia termica attraverso

caldaia tradizionale).

• Dall’analisi del «peso» della spesa per l’approvvigionamento dei vettori energetici è possibile

attribuire un diverso grado di rilevanza di questo potenziale beneficio per le diverse tipologie di

utenze energetiche.



Utenza energeticaRilevanza spesa per

approvvigionamento vettori energetici

Indicatore Valore

Residenziale≥ 5% (4a voce di spesa, dopo casa, alimentari e

trasporti)

Spesa per energiaSpesa totale

Spesa per energiaFatturato

Spesa per energiaFatturato

IndustrialeSettori «high energy intensity» ≥ 2%

Settori «low energy intensity» < 2%

Settori «high energy intensity» ≥ 2%Terziario

Settori «low energy intensity» < 2%

Fonte: rielaborazione su dati ISTAT, MiSE e TERNA.




Utenza energetica Rilevanza

Residenziale Alta

IndustrialeSettori «high energy intensity» Alta

Settori «low energy intensity» Medio-bassa

Settori «high energy intensity» AltaTerziario

Settori «low energy intensity» Media


La caratterizzazione delle utenze energetiche «target»: quadro sinottico

Le peculiarità di ciascuno degli ambiti analizzati, in termini di rilevanza dei benefici, influenzano

l’individuazione delle soluzioni tecnologiche abilitanti più adatte per ciascuno.

Rilevanza qualità/affidabilità fornitura di energia

Rile

vanz

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pes

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er e

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«ENERGY SAVING» AREA

«POWER QUALITY» AREA

RES

IND - HEI

TER- HEI

TER- HQI IND - HQI

RES: RESidenziale

IND-HEI: INDustriale High Energy Intensity

TER-HEI: TERziario High Energy Intensity

IND-HPI: INDustriale High Power quality Intensity

TER-HPI: TERziario High Power quality Intensity



I modelli di Energy Community

rilevanza qualità/affidabilità fornitura di energia

rile

vanz

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esa

per

ene

rgia

«ENERGY SAVING» AREA

«POWER QUALITY» AREA

RES

IND - HEI

TER- HEI

TER- HQIURBANO IND - HQI

NomeModelli di Energy Community

Tipo Proxy (*)

Aggregazione omogenea

RES Condominio

TER-HEI Cluster di centri commercialiIND-HPI Cluster di imprese industrialiTER-HPI Complesso ospedaliero

Aggregazione mista URBANO Condominio + Complesso ospedaliero

(*) La definizione dei modelli di Energy Community (e delle relative proxy) prescinde dalla reale fattibilità sulla base dell’attuale quadro normativo-regolatorio, che sarà successivamente oggetto d’analisi (SI VEDA CAPITOLO 5).

Fonte: rielaborazione da Osservatorio GDF-SUEZ 2014 - Energy & Strategy, TEH-A


I modelli di Energy Community:RES

Variabile ValoreFabbisogno annuo di energia elettrica complessivo 97,5 MWh

• Descrizione

• 1 condominio composto da 30 unità abitative, ciascuna avente un fabbisogno elettrico annuo di

3.250 kWhe e da un fabbisogno termico annuo di 15.000 kWht.

• Sintesi flussi energetici

• Principali variabili

RETE

0 MWhe

97,5 MWhe

Energia elettrica Energia termica

450 MWht

Σ utenze energetiche

Fabbisogno annuo di energia termica complessivoCosto di acquisto dell’energia elettrica da rete

Costo di produzione energia termica mediante tecnologia tradizionale

Valore dell’energia immessa in rete da FER

450 MWh0,19 €/kWh0,09 €/kWh

0,06 €/kWh



I modelli di Energy Community:TER-HEI

Variabile ValoreFabbisogno energia elettrica complessivo delle utenze energetiche 4.500 MWh

RETE

0 MWhe

4.500 MWhe


945 MWht


Fabbisogno energia termica complessivo delle utenze energeticheCosto di acquisto dell’energia elettrica da rete



945 MWh0,16 €/kWh0,07 €/kWh

0,06 €/kWh

• Descrizione

• 3 centri commerciali caratterizzati da una superficie espositiva di circa 2.500 m2 ciascuno, aventi

un fabbisogno elettrico annuo di circa 1.500 MWhe ed un fabbisogno termico annuo di circa 315

MWht




I modelli di Energy Community:IND-HPI

Variabile ValoreFabbisogno di energia elettrica complessivo delle utenze energetiche 4.600 MWh

• Descrizione

• 3 stabilimenti industriali aventi un fatturato di circa 30 mln € (*) ciascuno, aventi un fabbisogno

elettrico annuo di circa 1.500 MWhe e da un fabbisogno termico annuo di circa 5.500 MWht.



RETE

0 MWhe

4.600 MWhe


16.630 MWht





16.630 MWh0,13 €/kWh0,05 €/kWh

0,06 €/kWh

(*) Si fa riferimento ad una PMI «tipo».



I modelli di Energy Community:TER-HPI

Variabile ValoreFabbisogno energia elettrica complessivo delle utenze energetiche 8.750 MWh

RETE

0 MWhe

8.750 MWhe


15.000 MWht





15.000 MWh0,16 €/kWh0,05 €/kWh

0,06 €/kWh

• Descrizione

• 1 complesso ospedaliero avente circa 400 posti letto, caratterizzata da un fabbisogno elettrico

annuo di 8.750 MWhe e da un fabbisogno termico annuo di 15.000 MWht.




I modelli di Energy Community:URBANO

Variabile ValoreFabbisogno di energia elettrica complessivo delle utenze energetiche 9.237 MWh

• Descrizione

• 5 condomini ed 1 complesso ospedaliero.



RETE

0 MWhe

9.237 MWhe


17.250 MWht





17.250 MWh0,16 €/kWh0,05 €/kWh

0,06 €/kWh



2Le tecnologie abilitanti le Energy Community


2. Le tecnologie abilitanti le Energy Community


• La realizzazione di una Energy Community necessita dell’adozione di soluzioni di generazione

distribuita e di soluzioni gestione intelligente dei flussi energetici.

• Ciascuna delle soluzioni tecnologiche abilitanti le Energy Community può essere caratterizzata in termini

di:

• Funzionalità: si fa riferimento al «ruolo» che ciascuna tecnologia assolve all’interno di una Energy

Community;

• Grado di maturità tecnologica: si fa riferimento al miglioramento atteso delle performance tecnico-

economiche rispetto alle prestazioni attuali;

• Grado di centralizzazione: si fa riferimento all’ambito di applicazione della tecnologia, in base

all’applicabilità presso una singola utenza energetica (building) e/o a livello centralizzato (ossia a

servizio di più utenze energetiche) all’interno di una Energy Community.



Produzione ed utilizzo dell’energia

Gestione, controllo e monitoraggio flussi energetici

Distribuzione flussi energetici ed informativi

Tecnologie che consentono di produrre in loco l’energia di cui necessitano le utenze all’interno

della Energy Community e di consumare tale energia in

maniera «smart» ed efficiente.

Tecnologie che consentono di controllare da remoto gli asset di produzione/distribuzione/accumulo/consumo di energia presenti all’interno della Energy Community e di gestire i flussi

energetici all’interno della Energy Community.

Tecnologie che consentono di distribuire i flussi energetici ed informativi tra gli asset di

produzione/accumulo/consumo di energia ed i sistemi di

gestione all’interno della Energy Community.

• Sulla base delle funzionalità che ciascuna tecnologia assolve all’interno di una Energy Community, esse

possono essere suddivise in 3 cluster: • Produzione ed utilizzo dell’energia;

• Gestione, controllo e monitoraggio dei flussi energetici;

• Distribuzione dei flussi energetici ed informativi.




Le tecnologie abilitanti le «Energy Community»: Produzione ed utilizzo di energia

• Il cluster «produzione ed utilizzo di energia» (*) annovera al suo interno:

• Impianti di produzione di energia elettrica e termica;

• Utenze energetiche «smart», che utilizzano in maniera efficiente l’energia di cui necessitano e/o

sono in grado di implementare logiche di funzionamento innovative (quali sistemi di illuminazione

efficienti, sistemi di building automation e smart appliances);

• Sistemi di storage dell’energia elettrica (sia elettrochimici che non) e termica.

(*) Per la descrizione delle diverse tecnologie e delle relative performance tecnico-economiche si rimanda ai precedenti Solar Energy Report, Report Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche, Smart Grid Report ed Energy Efficiency Report.(**) In corsivo sono indicate le fonti non programmabili.

Energia prodotta /Tipologia di fonte (**)

Elettrica Termica

Rinnovabile

Tradizionale

Fotovoltaico, eolico, mini-idroelettrico

Geotermico, solare termodinamico

Cogenerazione/trigenerazione

Solare termico

Pompe di calore



Grado di centralizzazione

Building area (*)

Fotovoltaico (*)

Geotermico

Cogenerazione

Solare termodinamicoEolico

Basso Alto

Alta

Bassa

Mini-idroelettrico

Impianti di produzione di energia

Eolico

CogenerazionePompe di calore

Solare termico

Community area (**)

Mat

urit

à te

cno

log

ica

(*) Comprende il set di tecnologie applicabili a livello di singola utenza energetica.(**) Comprende il set di tecnologie applicabili a livello centralizzato.





Building area

Sistemi di illuminazione efficienti

Mobilità elettrica

Storage termico

Storage elettrico

Mobilità elettrica (vehicle-to-grid)

Basso Alto

Alta

Bassa

Utenze energetiche

«smart»

Sistemi di storage

dell’energia

Sistemi di building automation

Smartappliances

Community area

Mat

urit

à te

cno

log

ica


Le tecnologie abilitanti le «Energy Community»: Gestione flussi energetici

• Il cluster «Gestione, controllo e monitoraggio flussi energetici» annovera al suo interno:

• Sistemi software di gestione, controllo e monitoraggio dei flussi energetici, i quali:

• in fase previsionale, elaborano le previsioni di consumo di energia da parte delle utenze e

di produzione da parte degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili

all’interno della Energy Community e pianificano il funzionamento «ottimale» (dal punto di vista

tecnico e/o economico) degli asset di produzione/accumulo/consumo di energia.

• In fase di esercizio, ottimizzano il funzionamento della Energy Community sulla base delle

effettive condizioni di funzionamento e rappresentano l’interfaccia di questa verso il sistema

elettrico (in particolare con il gestore della rete di distribuzione), abilitando una diretta interazione

con esso.

• Sistemi hardware di gestione, controllo e monitoraggio degli asset di produzione/ accumulo/

consumo di energia che, a livello centralizzato e decentralizzato, contribuiscono al governo

della Energy Community, impartendo le relative modalità di funzionamento sulla base delle

scelte effettuate dal software di gestione e della misurazione in loco dei principali parametri di

funzionamento della Energy Community; nei casi in cui è rilevante la «power quality», sono necessari

sistemi di protezione e automazione avanzati.



Le tecnologie abilitanti le «Energy Community»: Gestione flussi energetici


Building area

Basso Alto

Alta

Bassa

Sistemi software

di gestione, controllo e

monitoraggio

Sistemi hardware

di gestione, controllo e

monitoraggio

Sistemi hardware

Sistemi hardware

Sistemi software

Community area

Mat

urit

à te

cno

log

ica


Le tecnologie abilitanti le «Energy Community»: distribuzione flussi energetici ed informativi

• Il cluster «Distribuzione flussi energetici ed informativi» annovera al suo interno:

• Reti di distribuzione dell’energia elettrica (rete elettrica) e termica (rete di teleriscaldamento);

• Infrastruttura di comunicazione che abilita lo scambio informativo tra i vari «nodi» di una Energy

Community (asset di produzione/ accumulo/consumo di energia e sistema di gestione), al fine di

abitare il loro corretto funzionamento e della Energy Community nel suo complesso.




• Le reti di distribuzione dell’energia elettrica (rete elettrica) e termica (rete di teleriscaldamento) fanno

riferimento tipicamente ad infrastrutture realizzate ex-novo per trasportare l’energia dai punti di

produzione ai punti di consumo (ed eventuale accumulo temporaneo).

• In particolare, la rete elettrica interna alla Energy Community ha uno o più punti di connessione con

la rete «pubblica».




Building area

Basso Alto

Alta

Bassa

Distribuzione flussi energetici

Reti di distribuzione energia

Community area

Mat

urit

à te

cno

log

ica




• L’infrastruttura di comunicazione può essere caratterizzata sulla base di:

• Mezzo fisico che abilita la comunicazione, distinguendo tra:

• Reti cablate:

• Fibra ottica;

• Cavo attraverso cui è trasportata l’elettricità (Power Line Communication – PLC);

• Cavo coassiale;

• Linea telefonica (Digital Subscriber Lines - DLS).

• Reti wireless:

• Onde radio a bassa potenza;

• Radiazione infrarossa.



• Protocolli di comunicazione che regolano lo scambio informativo all’interno dell’infrastruttura e che

sono legati al mezzo fisico utilizzato, distinguendo tra:

Protocolli per reti cablate

Intelligent buildings (*)

Protocolli per reti wireless

Ethernet, OTN, HomePlug

Home PNA, KNX, UPB, UPnP, X10

Zigbee, Bluetooth, 6lowPAN, Wifi, WiMax, reti cellulari (GSM,

UMTS, LTE)

(*) I protocolli che fanno parte di questa categoria sono stati definiti per abilitare la comunicazione tra apperacchiature presenti all'interno degli edifici. Essi si avvalgono di altre tecnologie/standard di comunicazione ( ad esempio Ethernet o WiFi ) per lo scambio fisico delle informazioni e si occupano di far comunicare i dispositivi dal punto di vista logico.





Building area

Basso Alto

Alta

Bassa

Distribuzione flussi informativi

(protocolli)

Ethernet

Bluetooth

Zigbee

6lowPAN

Wifi

Reti cellulari

SONET, SDH, OTN

WiMAX

IEC 61850

HomePNA, KNX, UPB, UPnP, X10

Community area

Mat

urit

à te

cno

log

ica


Il matching tra le tecnologie abilitanti le «Energy Community» ed i benefici conseguibili

• Le caratteristiche peculiari delle tecnologie per la «produzione ed utilizzo dell’energia» all’interno

di una Energy Comunity le rendono più o meno adatte alle diverse finalità per cui una Energy

Community può essere realizzata.

FRNP(FV, eolico, mini-idroelettrico)

Ottimizzazione spesa per energia Miglioramento qualità/affidab. fornitura

FRNP: Fonti Rinnovabili Non Programmabili FRP: Fonti Rinnovabili ProgrammabiliFTE: Fonti Tradizionali di Energia

UTENZE ENERGETICHE

«SMART»

TECNOLOGIE PER APPLICAZIONI IN ENERGIA(batterie al piombo, al sale)

TECNOLOGIE PER APPLICAZIONI IN POTENZA

(batterie al litio)

FRP o FTE(solare termico, solare termodina-mico, geotermico, cogenerazione,

pompe di calore

Pro

duz

ione

ed

uti

lizzo

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Sist

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3La diffusione delle Energy Community


3. La diffusione delle Energy Community

Le Energy Community in Italia

• I principali esempi di Energy Community esistenti in Italia sono analizzati in questo capitolo

rispetto a:

• L’obiettivo per cui l’Energy Community è stata costituita;

• I soggetti che hanno promosso la realizzazione dell’Energy Community;


Le Energy Community in Italia

• L’entità dell’investimento necessario per realizzare l’Energy Community sostenuto dai soggetti

promotori ed eventuali enti pubblici;

• Le caratteristiche principali dell’Energy Community ed in particolare le soluzioni tecnologiche

utilizzate.



Le Energy Community in Italia:il progetto Smart Polygeneration Microgrid

Progetto di ricerca e sviluppo che intende realizzare una Energy Community all’interno di un campus

universitario, per:

• Sperimentale innovative tecnologie smart implementabili in ambito cittadino;

• Ridurre il consumo di energia e l’impatto ambientale del campus.

Il sito della sperimentazione è il campus di Savona dell’Università di Genova

Università di Genova

Siemens

Novembre 2012: firma accordo tra promotori

Febbraio 2014: presentazione Energy Community

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

Esempio di Energy Community in ambito terziario


Le Energy Community in Italia:il progetto Smart Polygeneration Microgrid

Investimento complessivo: 8-10 mln €.

Finanziamento pubblico: 2,4 mln € da MIUR nell’ambito degli interventi speciali di sviluppo nel settore

dell’energia.

Produzione ed utilizzo di energia: impianti fotovoltaici da 80 kWe, 3 impianti solari termodinamici da

1 kWe e 3 kWth ciascuno, 3 micro-turbine a gas in assetto trigenerativo complessivamente da 160 kWe e

290 kWth, caldaie a gas naturale da 500 kWth ciascuna, pompa di calore da 100 kWth, sistema di accumulo

elettrico (batteria ZEBRA da 65kWe/140 kWhe) e termico, 1 stazioni di ricarica veicoli elettrici e 2 veicoli

elettrici.

Gestione: software («Distribution Energy Mangement System»), ed hardware di gestione (centralizzato

– «Supervisory Control And Data Acquisition» - e decentralizzato – «Remote Terminal Unit»).

Distribuzione: rete distribuzione energia elettrica e termica (teleriscaldamento), fibra ottica (protocollo

IEC 61850).

INVESTIMENTO


CARATTERISTIChE PRINCIPALI



Le Energy Community in Italia:il progetto SCUOLA (Smart Campus as Urban Open LAbs)

Progetto di ricerca e sviluppo che intende realizzare una Energy Community all’interno di un campus

universitario, per:

• Rinnovare il campus in chiave sostenibile;

• Sperimentale innovazioni prodotte dalla ricerca universitaria;

• Ripensare stili di vita diversi e costruire ambienti più accoglienti.

Il sito della sperimentazione è il campus Leonardo del Politecnico di Milano.

Politecnico di Milano

Università degli Studi di Brescia

Giugno 2013: presentazione progetto

Aprile 2014: approvazione progetto

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI



Le Energy Community in Italia:il progetto SCUOLA (Smart Campus as Urban Open LAbs)

Investimento complessivo: 10 mln €

Finanziamento pubblico: 4 mln € da Regione Lombardia per progetti di ricerca industriale e sviluppo

sperimentale nel settore delle smart cities and communities (13 partecipanti, A2a capofila)

Produzione ed utilizzo di energia: impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo elettrico integrati

(per autoconsumo e servizi di rete); impianti PV/T per recupero di calore, pompe di calore (aria, acqua)

con accumulo termico; infrastruttura di ricarica per veicoli elettrici, piattaforme di ricarica smart per i

dispositivi mobili degli studenti, visori e applicazioni smartphone.

Gestione: software («Distribution Energy Mangement System»), ed hardware di gestione (centralizzato

– «Supervisory Control And Data Acquisition» - e decentralizzato – «Remote Terminal Unit», sensori e at-

tuatori per la gestione ottima degli edifici, sistemi di monitoraggio da remoto dell’illuminazione interna/

esterna).

Distribuzione: rete distribuzione energia elettrica e termica (teleriscaldamento).

INVESTIMENTO





Le Energy Community in Italia:il progetto Leaf Community

Progetto di ricerca e sviluppo che intende creare la prima comunità integrata ecosostenibile in Italia,

per sperimentare la fattibilità di soluzioni tecnologiche innovative.

Il sito della sperimentazione è l’area dello stabilimento produttivo di Loccioni situata in provincia di Ancona

(Marche).

Gruppo Loccioni

≈ 50 imprese partner che supportano a vario titolo l’iniziativa

2008: avvio del progetto

2015: creazione microgrid

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

Esempio di Energy Community “mista”


Le Energy Community in Italia:il progetto Leaf Community

Investimento complessivo: > 1 mln €

Finanziamento pubblico: no

I principali ambiti che caratterizzano il progetto sono:

• Leaf house (palazzina di 6 appartamenti);

• Leaf Working e Leaf Lab (edifici industriali);

• Leaf Mobility (mobilità all’interno della community);

• Leaf Education (scuola dell’infanzia);

• Leaf Energy (impianti FER).

Produzione ed utilizzo di energia: 5 impianti fotovoltaici da 1,2 MWe (4 impianti sui tetti della Leaf House

ed 1 impianto a terra da 920 kWe), 2 impianti mini-idroelettrici da 36 e 49 kWe, impianto solare termico

(7 pannelli), pompa di calore geotermica, caldaie a condensazione, sistema di accumulo elettrico (ad

idrogeno con cella a combustibile accoppiata e 2 batterie al litio da 5,5 kWh ciascuna), building automation,

isolamento termico, sistemi di illuminazione efficienti.

Gestione: software di gestione (piattaforma di monitoraggio «My Leaf», sistema di power flow optimiza-

tion in via di sviluppo).

Distribuzione: rete distribuzione energia elettrica.

INVESTIMENTO

Esempio di Energy Community “mista”



Le Energy Community in Italia:il progetto Leaf Community - la Leaf House


La Leaf House è una palazzina composta da sei appartamenti, che raccoglie diverse soluzioni tecnologiche

innovative per la produzione e la gestione dell’energia, di seguito dettagliate.

Impianti di produzione: pannelli FV (20 kWp), pannelli solari termici (7 unità, pari a 16 m2), pompa di calore ge-

otermica per climatizzazione (3 sonde verticali da 100 metri ciascuna).

Utenze energetiche «smart»: soluzioni per isolamento termico (infissi, tapparelle, finestre e porte) ed acustico, building

automation per gestione di tutti gli impianti all’interno dell’edificio e monitoraggio dei consumi delle utenze energetiche

e della produzione elettrica e termica da energia solare, sensori per il controllo dei principali parametri di comfort abita-

tivo (concentrazione CO2, temperatura, umidità) e sistema di recupero delle acque meteoriche.

Storage dell’energia: sistema di accumulo ad idrogeno + celle a combustibile e 2 batterie al litio da 5,5 kWh ciascuna

per accumulo energia elettrica in eccesso da FV (indipendenza dalla rete mediamente per 20 ore al giorno).

Rispetto ad un’abitazione tradizionale, il fabbisogno energetico della Leaf house per l’attività di raffrescamento è

inferiore di oltre il 30% (20 kWh/m2 vs 30 kWh/m2) ed inferiore di oltre il 70% (27 kWh/m2 vs 100 kWh/m2) per il riscal-

damento.


Le Energy Community in Italia:gli altri progetti in corso

Progetto di ricerca e sviluppo che intende realizzare un sistema sperimentale per studiare e testare

la gestione intelligente ed attiva del consumo e della produzione di energia da parte di uno «Smart

User», al fine di ridurre i costi di approvvigionamento dell’energia e seguire profili di scambio con la

rete elettrica imposti.

Il sito della sperimentazione è a Pontedera presso l'azienda Pontlab.

YANMAR R&D EUROPE, PONTLAB, ENEL INGEGNERIA E RICERCA, s.d.i. automazione industriale,

Università di Firenze.

Settembre 2012: accordo di collaborazione tra partner

Aprile 2013: avvio del progetto

Investimento complessivo: 0,3 mln €

Finanziamento pubblico: no

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

INVESTIMENTO

Smart User



Progetto di ricerca e sviluppo che intende sviluppare e dimostrare una soluzione integrata di assetto

urbano che integri le funzionalità di distribuzione energetica, gestione di reti di edifici, gestione stra-

de e monitoraggio real time della città.

I siti della sperimentazione sono le città di Bari e Cosenza.

CNR, DATA MANAGEMENT, ELETTRONIKA, ENEA, ENEL, GE, IBM, Politecnico di Bari, Università

della Calabria

Ottobre 2012: ammissione a finanziamento

(durata prevista: 32 mesi)


Finanziamento pubblico: 17 mln € da MIUR - bando "Smart Cities and Communities and Social Innova-

tion" del MIUR.

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

INVESTIMENTO

RES NOVAE (Reti, Edifici, Strade, Nuovi Obiettivi Virtuosi per l’Ambiente e l’Energia)




Progetto dimostrativo che intende realizzare una energy community in ambito urbano, per rinnovare parte

del parco appartamenti di edilizia sociale in chiave sostenibile, sperimentare innovazioni in tema di effi-

cienza energetica, tecnologie costruttive, reti teleriscaldamento smart, autoproduzione e stoccaggio di

energia, altre tecnologie smart multifunzionali ed ammodernare l’illuminazione pubblica, integrandola con

funzioni smart per il cittadino.

Il sito della sperimentazione è la città di Bolzano.

Comune di Bolzano, EURAC, IPES, SEL, Agenzia CasaClima, TIS (terza parte)

Giugno 2014: avvio del progetto


Finanziamento pubblico: 8 mln € da Unione Europea - 7° Programma Quadro

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

INVESTIMENTO

SINFONIA



Progetto di ricerca e sviluppo che intende studiare la programmazione e gestione ottimale di micro-grid effettuata tramite dispositivi intelligenti integrati in grado di gestire lo scambio bi-direzionale

dell’energia. In particolare, il progetto vuole far sì che i generatori ed i carichi (individualmente e/o

aggregati) possano essere visti dalla rete come fornitori di servizi a beneficio della rete.

Softeco Sismat, ENEL INGEGNERIA E RICERCA, Università di Genova, Università di Bologna, s.d.i.

automazione industriale

Gennaio 2011: avvio del progetto


Finanziamento pubblico: 1,1 mln € da MISE - nell'ambito della Ricerca di Sistema Elettrico (bando del 12

dicembre 2008)

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

INVESTIMENTO

SmartGen





Progetto di ricerca e sviluppo che intende dimostrare la fattibilità tecnica della gestione delle reti ter-

miche ed elettriche di un distretto energetico di tipo terziario–industriale.

Il sito della sperimentazione è l'area Navicelli, situata a Pisa.

Navicelli di Pisa, Sviluppo Navicelli, Enel Ingegneria e Innovazione, Università degli Studi di PISA, PIN,

s.d.i. automazione industriale, Centro Servizi Artigianato.

Agosto 2010: avvio del progetto


Finanziamento pubblico: 1 mln € da Regione Toscana - nell’ambito del POR-FESR Toscano 2007 -2013

OBIETTIVO

SOGGETTI PROMOTORI

INVESTIMENTO

Navicelli SmartGrids


Le Energy Community in Italia:principali evidenze

• Il numero di Energy Community in Italia è piuttosto ridotto, stimabile in circa 8 casi. Le Reti Interne

di Utenza (RIU) e le Cooperative storiche, di cui se ne annoverano rispettivamente 73 e 77, possono

essere ricomprese all’interno della definizione di Energy Community considerata nel Rapporto,

tuttavia esse costituiscono un «insieme chiuso», di cui non sono attesi possibili ampliamenti (SI VEDA

CAPITOLO 5).

• Le nuove iniziative fanno riferimento a casi di Energy Community sperimentali, concepite come pro-

getti di Ricerca e Sviluppo per la valutazione della fattibilità tecnica e delle modalità di integrazione di

soluzioni tecnologiche innovative.

• Gli ambiti di applicazione prevalenti sono il terziario e l’industriale, viceversa non si riscontrano casi

esclusivamente dedicati all’ambito residenziale.

• In questi progetti di Energy Community si realizza una forte collaborazione tra soggetti attivi nel mon-

do della ricerca (università, enti pubblici di ricerca), imprese (fornitori di tecnologie, system integrator,

utility) ed istituzioni (Ministeri, Regioni), che contribuiscono a finanziare con vari mezzi una quota consi-

stente degli investimenti in gioco.




4La valutazione economica ed energetica delle Energy Community


4. La valutazione economica ed energetica delle Energy Community

La valutazione economica delle Energy Community

• Per valutare la sostenibilità economica dei diversi modelli di Energy Community, si sono presi in

considerazione i seguenti indicatori:

• Pay-Back Time (PBT) non attualizzato: indica l’istante temporale (espresso in anni) in cui l’investimento

necessario per la realizzazione della Energy Community viene interamente ripagato;

• Internal Rate of Return (IRR) unlevered: indica il tasso annuo di rendimento medio dell’investimento

(espresso in percentuale) associato alla realizzazione della Energy Community.

• I valori assunti da questi indicatori sono confrontati con un valore «soglia» definito per ciascuno dei

modelli di Energy Community (in base alla tipologia di soggetto investitore).

Modello di Energy Community Pay-Back Time «soglia» [anni] Internal Rate of Return «soglia» [%]

RES 4-6 4

TER-hEI 2-4 6

IND-hPI 1-2 8

TER-hPI 2-4 6

URBANO 2-4 6



• In particolare, la valutazione della sostenibilità economica è stata effettuata tenendo conto dei seguenti

scenari alternativi:

• Scenario 1: pagamento degli oneri generali di sistema e di rete esclusivamente sulla quota

parte di energia elettrica prelevata dalla rete pubblica per soddisfare il fabbisogno dalle utenze

energetiche all’interno dell’Energy Community (analogamente a quanto previsto per i SEU, prima

dell'entrata in vigore del decreto cosiddetto «taglia bollette» – SI VEDANO CAPITOLI 5 e 6);

• Scenario 2: pagamento degli oneri generali di sistema e di rete sulla totalità dell’energia elet-

trica consumata dalle utenze energetiche all’interno dell’Energy Community.




• Per ciascuno dei modelli di Energy Community è stato definito un set di tecnologie abilitanti (*).

• RES

• TER-hEI







• Fotovoltaico, pompa di calore• Sistemi di illuminazione effici-

enti, building automation, smart appliances, mobilità elettrica

• Sistema di accumulo elettrico (batteria per applicazione in energia)

• Fotovoltaico, cogenerazione• Sistemi di illuminazione effici-

enti, building automation, • Sistema di accumulo elettrico

(batteria per applicazione in energia)

• Sistema software di gestione, controllo e monitoraggio

• Sistemi hardware di gestione, controllo e monitoraggio



• Reti di distribuzione dell’e-nergia

• Infrastruttura di comunicazio-ne (wireless)


• Infrastruttura di comunicazio-ne (cablata)

(*) Si rimanda alla sezione Metodologia per le assunzioni sulla taglia delle tecnologie abilitanti adottate. Fonte: rielabo-razione da Osservatorio GDF-SUEZ 2014 - Energy & Strategy, TEH-A



• TER-hPI

• INDI-hPI







• Fotovoltaico, cogenerazione• Sistemi di illuminazione effici-

enti, building automation,• Sistema di accumulo elettrico

(batteria per applicazione «in energia» ed «in potenza»)

• Cogenerazione• Sistemi di illuminazione effici-

enti, building automation, • Sistema di accumulo elettrico

(batteria per applicazione «in potenza»)












• URBANO

• Si ipotizza che nessuna delle tecnologie abilitanti sia presente presso le utenze energetiche prima

che esse si costituiscano nella forma di Energy Community.

• Si ipotizza inoltre che l’investimento per la realizzazione della Energy Community sia a carico delle

utenze energetiche che si costituiscono nella stessa, pro-quota rispetto al relativo fabbisogno ener-

getico.




• Fotovoltaico, pompa di calo-re, cogenerazione

• Sistemi di illuminazione effi-cienti, building automation, smart appliances, mobilità elettrica

• Sistema di accumulo elettrico (batteria per applicazione «in energia» ed «in potenza»)







• I flussi finanziari considerati per il calcolo degli indicatori di sostenibilità economica sono:

• Costo di investimento per le tecnologie abilitanti;

• Costo di Operation&Maintenance per le tecnologie abilitanti lungo la vita utile;

• (Oneri generali di sistema e di rete sull’energia elettrica);

• Risparmio derivante da mancato acquisto di energia elettrica da rete;

• Risparmio derivante da mancata produzione di energia termica mediante tecnologia «tradizio-

nale»;

• Risparmio derivante da interventi di efficientamento energetico;

• Ricavo derivante da energia elettrica immessa in rete;

• Ricavo per miglioramento qualità ed affidabilità della fornitura di energia elettrica.

• I tassi di attualizzazione utilizzati per la stima dell’IRR unlevered sono indicati in Tabella.

Modello di Energy Community Tasso di attualizzazione [%]

RES 4

TER-hEI 6

IND-hPI 8

TER-hPI 6

URBANO 6




La Tabella mostra, per i diversi modelli di Energy Community analizzati, la stima dell’ammontare degli oneri

generali di sistema e di rete (solo parte variabile).

Modello di Energy Community Oneri generali di sistema e di rete [€/kWh] (*)

RES 0,077

TER-hEI 0,064

IND-hPI 0,059

TER-hPI 0,064

URBANO 0,066

(*) Si fa riferimento alla quota energia delle componenti A, UC, MCT, TRAS e tariffe obbligatorie per il servizio di distri-buzione, così come definite dall’AEEG a partire dal 1° Aprile 2014 (Delibera 133/2014/R/com; Delibera 199/11 e s.m.i

Fonte: rielaborazione su dati AEEG


La valutazione energetica delle Energy Community

• Per valutare la sostenibilità energetica dei diversi modelli di Energy Community, sono stati considerati

i seguenti indicatori:

• Tasso di Efficientamento Energetico (TEE): indica la variazione (espressa in percentuale) del

fabbisogno energetico delle utenze all’interno della Energy Community rispetto alla situazione

precedente alla realizzazione della Energy Community;

• Tasso di Affrancamento dalla Rete (TAR): indica la variazione (espressa in percentuale) degli scambi

di energia elettrica con la rete (intesi come sommatoria di prelievi ed immissioni di energia) necessari

per soddisfare il fabbisogno elettrico delle utenze all’interno della Energy Community rispetto alla

situazione precedente alla realizzazione della Energy Community.



La valutazione energetica delle Energy Community

• Le variabili considerate per il calcolo del Tasso di Efficientamento Energetico sono:

• Risparmio energetico conseguibile grazie all’adozione delle tecnologie «efficienti» (*);

• Variazione delle modalità di soddisfacimento del fabbisogno energetico (**).

• Le variabili considerate per il calcolo del Tasso di Affrancamento dalla Rete sono:

• Profilo di carico «tipo» dell’aggregazione di utenze energetiche;

• Profilo di produzione «tipo» degli impianti di generazione di energia (producibilità impianto

fotovoltaico: 1.300 kWh/kWp);

• Capacità di storage dell’energia da parte del sistema di accumulo.

(*) SI VEDANO gli Energy Efficiency Report per le stima del risparmio energetico conseguibile mediante l’adozione delle tecnologie «efficienti».(**) Si fa riferimento in particolare al modello di Energy Community in ambito residenziale, ove viene simulato lo scenario di «elettrificazione» del fabbisogno termico mediante l’adozione della pompa di calore.


Quadro della sostenibilità economica dei modelli di Energy Community: scenario 1

Scenario 1: Oneri generali di sistema e di rete su energia elettrica prelevata da rete

0

10

20

30

40

IND - HPI

TER - HPI

84 12 2016

IRR

[%]

PBT [anni]

TER - HEIURBANO

Volume d’investimento

[mln €]

RES

I < 1

1 ≤ I < 5

I ≥ 5



Quadro della sostenibilità economica dei modelli di Energy Community: scenario 2

• Scenario 2: Oneri generali di sistema e di rete su energia elettrica consumata

0

10

20

30

40

84 12 2016

IRR

[%]

PBT [anni]

Volume d’investimento

[mln €]

I < 1

1 ≤ I < 5

I ≥ 5IND - HPI

TER - HPI

TER - HEI

URBANO

RES


Quadro della sostenibilità economica dei modelli di Energy Community: confronto tra scenari

• Il pagamento degli oneri generali di sistema e di rete sull’energia elettrica consumata (scenario 2) de-

termina un aumento del tempo di pay-back dell’investimento (PBT) compreso tra il 25% ed il 50%

rispetto al caso di pagamento degli oneri esclusivamente sull’energia elettrica prelevata dalla rete (sce-

nario 1).

Modello di Energy Community

Pay-Back time (PBT)SCENARIO 1 [anni] SCENARIO 2 [anni] SCENARIO 2 vs 1 [%]

RES 15 19 +27

TER-hEI 8 10 +25

IND-hPI 4 6 +50

TER-hPI 6 8 +33

URBANO 8 12 +50



Quadro della sostenibilità economica dei modelli di Energy Community: confronto tra scenari

• Il pagamento degli oneri generali di sistema e di rete sull’energia elettrica consumata (scenario 2) de-

termina un peggioramento del tasso interno di rendimento dell’investimento (IRR) compreso tra il

37 ed il 66% rispetto al caso di pagamento degli oneri esclusivamente sull’energia elettrica prelevata

dalla rete (scenario 1).


Internal Rate of Return (IRR)SCENARIO 1 [anni] SCENARIO 2 [anni] SCENARIO 2 vs 1 [%]

RES 4 1 -66

TER-hEI 16 10 -37

IND-hPI 38 21 -45

TER-hPI 22 14 -37

URBANO 15 8 -48


La sostenibilità economica dei modelli di Energy Community

• La valutazione della sostenibilità economica è stata effettuata ipotizzando che nessuna delle soluzioni

tecnologiche abilitanti i diversi modelli di Energy Community sia presente presso le utenze ener-

getiche prima che esse si costituiscano nella forma di Energy Community.

• La Tabella riporta, con riferimento ai due scenari oggetto delle valutazioni economiche, la stima dell’im-

patto derivante dalla presenza di impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile (*), in

particolare fotovoltaico, prima della realizzazione dei modelli di Energy Community (**), su:

• Investimento necessario;

• Pay-Back Time; • Internal Rate of Return.

(*) Considerando le caratteristiche peculiari delle altre tecnologie abilitanti e le relative modalità tipiche di adozione, non si ritiene ragionevole simulare la condivisione di altre tecnologie pre-esistenti rispetto alla realizzazione della Energy Community.(**) Ad esclusione del modello residenziale («RES»), dove non si ritiene ragionevole un siffatto scenario, e del modello in-dustriale («IND-HPI»), dove non si prevede la presenza di un impianto di produzione di energia da fonte rinnovabile. Nei modelli analizzati è ragionevole ipotizzare (sebbene ciò non comporti effetti differenziali, trattandosi di flussi finanziari tra le diverse utenze che si costituiscono nella Energy Community) che il proprietario dell’impianto riceva dalle altre utenze un «indennizzo» per la condivisione dell’impianto stesso, pari al valore residuo dell’impianto al netto della quota-parte di sua pertinenza (sulla base dei consumi elettrici).



La sostenibilità economica dei modelli di Energy Community


Variazione investimento [%]

Variazione Pay-Back Time [%]

Variazione Internal Rate of Return [%]

TER-hEI -40 ÷ -30 -25 ÷ -20 35 ÷ 50

TER-hPI -35 ÷ -25 -15 ÷ -10 15 ÷ 20


Quadro della sostenibilità economica dei modelli di Energy Community

• La maggior parte dei modelli di Energy Community analizzati presenta ritorni economici sull’in-

vestimento molto interessanti, specialmente in termini di tasso annuo di rendimento medio dell’in-

vestimento, seppur i tempi di pay-back dell’investimento sono superiori alle «soglie di accettabilità»

tipicamente definite dai diversi soggetti per questo tipo di investimenti.

• Gli ambiti industriale e terziario presentano i ritorni economici più interessanti (fino al 38% di IRR

nel caso del modello industriale).

• L’attribuzione degli oneri generali di sistema e di rete sull’energia elettrica consumata (e non esclu-

sivamente sulla quantità di energia elettrica prelevata dalla rete) determina un rilevante impatto «nega-

tivo» in termini di peggioramento degli economics dell’investimento, aumentando fino al 50% il

tempo di ritorno dell’investimento.

• Questo effetto è particolarmente accentuato nei casi in cui l’implementazione dell’Energy Community

permette di incrementare sensibilmente il livello di «indipendenza» dalla rete elettrica (si vedano

slide successive).



Quadro della sostenibilità energetica dei modelli di Energy Community

-50%

-50%

-30%

-30%

-10%

-10%

10%

10%

30%

30%

50%

50%

70%

63%-37%

10%

10%

11%2%

57%

83%

46%

85%

70%

90%

90%

TEE

TAR

IND - HQI

TER - HQI

TER - HEI

URBANO

RES

TAR TEE



Quadro della sostenibilità energetica dei modelli di Energy Community

• La realizzazione delle Energy Community permette di ottenere importanti riduzioni del fabbisogno

energetico, mediamente pari o superiori al 10% nei diversi modelli analizzati, grazie all’adozione di

soluzioni energeticamente efficienti.

• Ciò rappresenta un aspetto «cardine» della realizzazione di una Energy Community, propedeutico

al corretto dimensionamento degli impianti di produzione/accumulo di energia all’interno della

Energy Community.

• Anche l’impatto delle utenze energetiche sulla rete elettrica si riduce notevolmente, di una quantità

pari o superiore al 50% dell’ «impegno» pre-realizzazione delle Energy Community.

• Unica eccezione è rappresentata dal modello residenziale, dove a seguito dell’«elettrificazione» del

consumo termico (grazie all’adozione della pompa di calore) ed all’adozione del fotovoltaico gli scambi

complessivi con la rete elettrica aumentano (nonostante l’adozione di un sistema di accumulo).



5Il quadro normativo-regolatorio sulle Energy Community


5. Il quadro normativo-regolatorio sulle Energy Community

Il quadro normativo-regolatorio sulle Energy Community in Italia

• L’attuale contesto normativo-regolatorio nazionale che influenza la diffusione delle Energy Community

può essere analizzato attraverso due differenti prospettive:

• Ambito di applicazione: si fa riferimento all’ «oggetto» del provvedimento, distinguendo tra:

• Provvedimento rivolto a singole tecnologie o utenze;

• Provvedimento rivolto ad aggregazioni di tecnologie o utenze.

• Finalità: si fa riferimento all’ «obiettivo» del provvedimento, distinguendo tra:

• Provvedimento finalizzato alla «definizione del perimetro d’azione» delle tecnologie/utenze (*);

• Provvedimento finalizzato a promuoverne la diffusione (attraverso un supporto incentivante).

(*) Per quanto riguarda le tecnologie, si fa riferimento alle norme tecniche che regolano la connessione dei dispositivi all’interno del sistema elettrico; per quanto riguarda le utenze, si fa riferimento alle configurazioni impiantistiche (modelli di Community) implementabili all’interno del sistema elettrico.


Il quadro normativo-regolatorio sulle Energy Community in Italia

AMBITO DI APPLICAZIONE/FINALITÀ (*) Singole tecnologie o utenze Aggregazioni di tecnologie o utenze

«Definizione del perimetro d’azione» delle tecnologie/utenze

Promuovere la diffusione delle tecnologie/utenze

• Norme tecniche CEI 0-16 e CEI 0-21 (storage)

• DM 06/07/2012 (FER elettriche) • DM 28/12/2012 (Conto Termico) • DM 20/07/2004 e s.m.i. (Titoli di

Efficienza Energetica) • Legge 296 27/12/2006 e s.m.i.

(Detrazioni fiscali) • Delibera AEEG 607/2013/R/eel

(Pompe di calore)

• Delibera AEEG 578/2013/R/eel (Sistemi Efficienti di Utenza)

• DCO AEEG 183/2013/R/eel (Sistemi di Distribuzione Chiusi)

(**)

(*) Nel seguito del CAPITOLO sono descritti i provvedimenti più recenti, evidenziati in grassetto. Per la descrizione degli altri provvedimenti (incentivi alla diffusione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica) SI VEDANO i Report Rinno-vabili Elettriche Non Fotovoltaiche 2013 e 2014 ed Energy Efficiency Report 2012 e 2013.(**) Il pagamento degli oneri generali di sistema e di rete sull’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica (e non sul to-tale dell’energia consumata) che caratterizza alcune configurazioni impiantistiche è considerato alla stregua di una forma d’incentivazione (seppur indiretta). SI VEDA CAPITOLO 6 per la recente modifica a tale incentivo.



La Delibera AEEG 578/2013/R/eel: I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo

• La Delibera AEEG 578/2013/R/eel del 12 Dicembre 2013 definisce le modalità per la regolazione dei

servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita nel caso di

configurazioni impiantistiche rientranti nella categoria dei Sistemi Semplici di Produzione e Con-

sumo (SSPC).

• Tali sistemi comprendono:

• Sistemi Efficienti di Utenza (SEU);

• Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza (SEESEU);

• Sistemi di Autoproduzione (SAP);

• Altri Sistemi Esistenti (ASE).



• I SSPC sono caratterizzati dall’insieme dei sistemi elettrici, connessi direttamente o indirettamente

alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di energia elettrica per la consegna alle unità di

consumo non si configura come attività di trasmissione e/o distribuzione, ma come auto-approvvi-

gionamento energetico.

• Queste configurazioni impiantistiche possono essere ricondotte ad una configurazione semplificata in

cui ci sia un unico produttore di energia elettrica,responsabile della gestione degli impianti di produ-

zione connessi al predetto sistema ed un unico cliente finale (con una sola unità di consumo). Esse

pertanto si avvicinano all’accezione di Energy Community considerata all’interno del Rapporto,

tuttavia con una serie di limitazioni.



La Delibera AEEG 578/2013/R/eel: I SEU

• I Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) sono sistemi in cui uno o più impianti di produzione di energia

elettrica, con potenza complessivamente non superiore a 20 MWe e complessivamente installata

sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili o in assetto cogenerativo ad alto rendimento,

gestiti dal medesimo produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente con-

nessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’unità di

consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica) e sono realizzati all’interno di un’area,

senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella

piena disponibilità del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o

dei proprietari dei relativi impianti di produzione.


La Delibera AEEG 578/2013/R/eel: I SEESEU

• I Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza (SEESEU) sono sistemi che rispettano

alcune delle seguenti caratteristiche:

• (i) realizzazioni per le quali l’iter autorizzativo, relativo alla realizzazione di tutti gli elementi principali

che le caratterizzano è stato avviato in data antecedente al 4 luglio 2008;

• (ii) sistemi esistenti al 31 Dicembre 2013, ovvero sono sistemi per cui, a tale data, sono stati avviati

i lavori di realizzazione od ottenute le autorizzazioni previste dalla normativa vigente;

• (iii) sistemi che rispettano i requisiti dei SEU;

• (iv) sistemi che connettono, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione

di terzi, esclusivamente unità di produzione e di consumo di energia elettrica gestite dal mede-

simo soggetto giuridico che riveste, quindi, il ruolo di produttore e di unico cliente finale all’interno

di tale sistema;

• (v) SSPC già in esercizio al 31 Dicembre 2013.

• => SEESEU-A (i + ii + iv); SEESEU-B (i + ii + iii); SEESEU-C (i + ii + v).



La Delibera AEEG 578/2013/R/eel: I SAP e gli ASE

• I Sistemi di Autoproduzione (SAP) sono sistemi che si distinguono tra:

• Cooperative e Consorzi storici (regolati dal Testo integrato cooperative elettriche - TICOOP): co-

operative di produzione e distribuzione dell’energia elettrica di cui all’articolo 4, numero 8 della

legge n. 1643/62, già esistente al 1° Aprile 1999 (data di entrata in vigore del D.Lgs. n. 79/99). Ad

oggi sono presenti in Italia 77 Cooperative e Consorzi storici. (Fonte: Osservatorio sulla coopera-

zione elettrica dell’arco alpino);

• Altri Sistemi di AutoProduzione (ASAP): sistemi in cui una persona fisica o giuridica produce

energia elettrica e, tramite collegamenti privati, la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo

per uso proprio o per uso delle società controllate, della società controllante e delle società

controllate dalla medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di

produzione e distribuzione dell’energia elettrica (Legge 1643/62, art.4, num.8), degli appartenen-

ti ai consorzi o società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche

rinnovabili e per gli usi di fornitura autorizzati nei siti industriali anteriormente al 1° aprile 1999.

• Gli Altri Sistemi Esistenti (ASE) sono sistemi non rientranti nelle altre configurazioni di SSPC, in cui una

linea elettrica di trasporto collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla

medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo

gruppo societario, ad una unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o

ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o

da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario.



Tipologia Potenza max Obbligo di FER o CAR (*)Vincoli di data Vincoli di assetto

SEESEU - A Nessun limite Non necessario Produttore=cliente

Autorizzazione chi-esta entro il 4 luglio

2008 ottenute entro il 21 dicembre 2013

SEESEU - B 20 MW Si

1cliente; 1produttore (anche diverso); 1unità di consumo;

realizzati all'interno di un'area di proprietà o nella piena dis-

ponibilità del cliente

Autorizzazione chi-esta entro il 4 luglio

2008 ottenute entro il 21 dicembre 2013

SEESEU - C Tipologia termine, valida fino al

31 dicembre 2015Nessun limite Non necessario

1 o più clienti nello stesso gruppo societario; 1 o più produttori (anche diversi)

Autorizzazione chiesta entro il 4

luglio 2008 Entrata in esercizio entro il 31

dicembre 2013

SEU 20 MW Si

1cliente; 1produttore (anche diverso); 1unità di consumo;

realizzati all'interno di un'area di proprietà o nella piena dis-

ponibilità del cliente

Nessun limite

ASAP Nessun limite Non necessario Consumo annuale almeno pari della propria produzioneNessun limite

ASE Nessun limite Non necessario NessunoEntrata in esercizio en-tro il 31 dicembre 2013

(*) FER=Fonti rinnovabili; CAR=cognerazione ad alto rendimento per almeno la metà dell'energia elettrica.

Fonte: rielaborazione da AEEG




• Ad eccezione dei SEU e degli ASAP, i SSPC rappresentano nella sostanza un «insieme chiuso» di cui

non si prevedono evoluzioni future, considerato il vincolo temporale di entrata in esercizio (o otteni-

mento delle autorizzazioni) entro il 31 dicembre 2013.

• Per le diverse categorie di SSPC sono previste specifiche applicazioni tariffarie (*), mostrate in Tabella.

• Focalizzando l’attenzione su SEU ed ASAP, il principale aspetto positivo che caratterizza i primi – e

che di fatto rappresenta un incentivo “indiretto” alla loro realizzazione – riguarda il pagamento del-

le componenti variabili degli oneri generali sull’energia elettrica prelevata da rete pubblica (e non

sull’energia consumata).

Tipologia Componenti fisse trasporto

Componenti variabili trasporto

Componenti fisse o generali

Componenti vari-abili oneri generali

ComponentiMCT

SEESEU - ASEESEU - B

SEU Punto di connesione con la

rete pubblica

Punto di connesione con la

rete pubblica

Energia elettrica prelevata da rete

pubblica


pubblica


pubblica

SEESEU - CPunto di

connesione con la rete pubblica


rete pubblica


pubblica


pubblica

Energia elettrica consumata

ASAP; ASEPunto di

connesione con la rete pubblica


rete pubblica


pubblica



(*) Modificate dal Decreto «taglia bollette» del 24/06/2014 (SI VEDA CAPITOLO 6) .



La Delibera AEEG 578/2013/R/eel: limiti e criticità dei SEU

• A fronte di ciò, vi sono diverse «criticità» che hanno limitato, e ad oggi limitano, la diffusione dei

SEU (*):

• Vincolo di un singolo cliente finale e di una sola unità di consumo:

• Rende difficilmente applicabile il modello in maniera diretta a contesti multi-cliente (centri com-

merciali, aeroporti, complessi condominiali, distretti industriali…).

• Vincoli nella localizzazione:

• Impone che ci sia continuità geografica tra gli impianti di produzione e consumo;

• Impone che l’impianto sia installato in un’area nella «completa disponibilità» del cliente finale;

• Possibile problema interpretativo su forme di proprietà quali «locazione» o «usufrutto».

• Inadempienza del cliente finale:

• Rischio imprenditoriale da parte del «produttore» per eventuali inadempienze della controparte;

(parzialmente mitigato dalla possibilità di richiedere un POD di emergenza da attivare in caso di

morosità).

(*) Secondo dati ministeriali, ad oggi risultano circa 20-22 TWh/anno di energia elettrica autoconsumata all'interno di SEU/SEESEU.



Il DCO AEEG 183/2013/R/eel • Il Documento di consultazione (DCO) dell’AEEG 183/2013/R/eel del 2 Maggio 2013 contiene gli orien-

tamenti da parte dell’Autorità (*) in relazione al quadro delle definizioni in materia di:

• Reti elettriche

• Reti elettriche pubbliche;

• Sistemi di Distribuzione Chiusi.

• Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (oggetto della Delibera 578/2013/R/eel).

(*) Seguiranno un DCO contenente gli orientamenti finali e una Delibera, che definirà l’accesso al sistema elettrico per gli SDC.

Reti pubbliche(trasmissione e distribuzione)

Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC)

Sistemi di Auto-Produzione (SAP)

Cooperative storiche

Consorzi storici

Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC)

Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

Altri Sistemi di Auto-Produzione (ASAP)

Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza

(SEESEU)

Altri Sistemi Esistenti (ASE)

Reti Interne d’Utenza (RIU)

Altre Reti Private

Reti elettriche



Il DCO AEEG 183/2013/R/eel:i Sistemi di Distribuzione Chiusi

• Le Reti Pubbliche, intese come reti elettriche gestite da soggetti titolari di una concessione di tra-

smissione o di distribuzione di energia elettrica, i quali hanno l’obbligo di connettere alla propria rete

tutti i soggetti che ne fanno richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano ri-

spettate le regole tecniche previste, non sono pertinenti rispetto all’oggetto del presente Rapporto.

• I Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC), tratteggiati in questo DCO, sono intesi come sistemi che di-

stribuiscono energia elettrica all’interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi

geograficamente limitato (non riforniscono clienti civili, al netto di particolari eccezioni espressamente

previste dalla regolazione dell’Autorità). Gli SDC si avvicinano all’accezione di Energy Community

considerata all’interno del presente Rapporto, pur con una serie di limitazioni.




• Tali sistemi sono caratterizzati dal fatto che:

• Il processo di produzione energetica degli utenti del sistema risulta integrato (per specifiche ragio-

ni tecniche o di sicurezza); oppure

• Il sistema distribuisce energia elettrica principalmente al proprietario o al gestore del sistema o

alle loro imprese correlate.

• Essendo dei veri e propri sistemi di distribuzione, gli SDC sono sottoposti all’obbligo di garantire l’acces-

so ai terzi, ossia in particolare all’obbligo di connessione di terzi in relazione alle unità di produzione e

di consumo realizzate all’interno del sito su cui insiste il SDC ed all’obbligo di libero accesso al sistema

in relazione agli utenti connessi a tali reti.

• Tali sistemi comprendono le Reti Interne di Utenza (RIU) e le Altre Reti Private, come definito dal D.Lgs.

n. 93/11 di recepimento della Direttiva 2009/72/CE relativa a norme comuni per il mercato interno dell’e-

nergia elettrica.


Il DCO AEEG 183/2013/R/eel:Reti Interne di Utenza e Altre Reti Private

• Le Reti Interne di Utenza (RIU) sono reti elettriche il cui assetto è conforme a tutte le seguenti condizioni:

• Esistono (o di cui sono stati avviati i lavori di realizzazione o ottenute le autorizzazioni necessarie) alla

data di entrata in vigore della legge n. 99 del 23 luglio 2009 (15 Agosto 2009);

• Connettono unità di consumo industriali, ovvero connettono unità di consumo industriali e unità

di produzione di energia elettrica funzionalmente essenziali per il processo produttivo indu-

striale, purché ricomprese in aree insistenti sul territorio di non piu' di tre comuni adiacenti (o

tre province adiacenti, nel caso in cui le unità di produzione da FER);

• Non sono sottoposte all'obbligo di connessione di terzi, fermo restando il diritto per ciascuno

dei soggetti ricompresi nelle medesime reti di connettersi, in alternativa, alla rete con obbligo di

connessione di terzi;

• Sono collegate tramite uno o più punti di connessione a una rete con obbligo di connessione di

terzi a tensione nominale non inferiore a 120 kV;

• hanno un soggetto responsabile che agisce come unico gestore della medesima rete (tale sog-

getto può essere diverso dai soggetti titolari delle unità di consumo o di produzione, ma non può

essere titolare di concessioni di trasmissione e dispacciamento o di distribuzione di energia elettrica).

• Le Altre Reti Private sono reti, diverse dalle RIU, che rientrano nella definizione di Sistemi di Distribu-

zione Chiusi. Ad oggi sono presenti in Italia 5 Altre Reti Private, secondo quanto definito dalla Delibera

AEEG ARG/elt 52/10 del 12 Aprile 2010.



Il DCO AEEG 183/2013/R/eel:le Reti Interne di Utenza

• Le RIU rappresentano un «insieme chiuso» di cui non si prevedono evoluzioni future, considerato il vin-

colo temporale di entrata in esercizio (o di ottenimento delle autorizzazioni) entro il 15 Agosto 2009.

• Ad oggi sono presenti in Italia 73 RIU, secondo quanto definito dalla Delibera AEEG ARG/elt 52/10 del

12 Aprile 2010 e s.m.i. I principali proprietari/gestori di rete sono indicati in Tabella.

Gestore/Proprietario RIU Numerosità Localizzazione

Fiat Group Purchasing Srl

EniPower SpA

Edison SpA

Versalis SpA

1: Piedimonte San Germano (FR); 2: Rivalta di Torino, Piossasco (TO); 3: Termini Imerese (PA); 4: Verrone,

Salussola (BI); 5: Pratola Serra, Prata di Principato Ultra (AV); 6: Foggia; 7: Brescia; 8: Torino "Iveco Stura"; 9:

Melfi (PZ); 10: Orbassano (TO); 11: Pomigliano d'arco, Acerra (NA); 12: Torino "Mirafiori"; 13: Suzzara (MN);

1: Livorno, Collesalvetti (LI), 2: Ferrera Erbognone (PV), Sannazzaro dè Burgondi (PV), Pieve Albignola (PV); 3:

Taranto; 4: Brindisi; 5: Ravenna

1: Torviscola (UD); 2: Terni

1: Venezia; 2: Porto Torres (SS)

13

5

2

2



• Per quanto riguarda le specifiche applicazioni tariffarie (*), la normativa nazionale (legge n. 99/09) pone

alcuni indirizzi:

• Per le Reti Interne di Utenza, i corrispettivi di trasmissione, e distribuzione, nonché gli oneri ge-

nerali di sistema sono applicati all’energia prelevata dal punto di connessione con la rete pubblica;

• Per le Altre Reti Private, i corrispettivi di trasmissione, distribuzione, dispacciamento, nonché gli

oneri generali di sistema sono applicati all’energia consumata dai singoli utenti di tali reti.

• L’Autorità (la quale ha potere di regolazione in materia di SDC) ha rimandato ad un successivo docu-

mento di consultazione la regolazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione,

dispacciamento e vendita nel caso dei SDC (SI VEDA Capitolo 6 per ulteriori dettagli circa le evoluzioni

del contesto normativo-regolatorio).

• Si segnala che, a livello europeo, 10 Paesi (Belgio, Francia, Germania, Gran Bretagna , Grecia, Lituania,

Olanda, Slovenia, Svezia, Ungheria) presentano già una regolazione degli SDC (**).

(*) Modificate dal Decreto «taglia bollette» del 24/06/2014 (SI VEDA CAPITOLO 6) .(**) Fonte: CEER, Status Review on the Transposition of Unbundling Requirements for DSOs and Closed Distribution System Operators - April 2013.



Le varianti alle norme tecniche CEI 0-16 e 0-21

• Le Norme tecniche CEI 0-16 e CEI 0-21 definiscono i criteri tecnici per la connessione degli Utenti

attivi e passivi alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata rispettiva-

mente superiore a 1 kV fino a 150 kV (reti AT ed MT) e fino a 1 kV compreso (reti BT).

• Tenendo conto delle innovazioni tecnologiche che si stanno delineando verso l’implementazione della

«Smart Grid» e delle richieste pervenute da parte dell’AEEG, nel Dicembre 2013 sono state pubblicate le

Varianti delle due norme (CEI 0-16 ed III V1; CEI 0-21 ed II V2).

• Con riferimento ai temi oggetto del presente Rapporto, le due Varianti introducono una definizione

di sistema di accumulo ed individuano le configurazioni impiantistiche ammissibili per l’adozione

di sistemi di accumulo in associazione ad impianti FER.Le modalità e le tempistiche per l'applicazione

delle Varianti in relazione ai sistemi di accumulo saranno definite dall'AEEG mediante successivi prov-

vedimenti ad hoc (*).

(*) A tal proposito, l’AEEG ha presentato i propri orientamenti in merito alle prime disposizioni relative ai sistemi di accu-mulo attraverso il DCO 613/2013/R/eel del 19 Dicembre 2013. Per ulteriori dettagli, SI VEDA il Solar Energy Report 2014.


Le varianti alle norme tecniche CEI 0-16 e 0-21: definizione di sistema di accumulo

• Insieme di dispositivi, apparecchiature e logiche di gestione e controllo, funzionale ad assorbire e

rilasciare energia elettrica, previsto per funzionare in maniera continuativa in parallelo con la rete di

distribuzione. Il sistema di accumulo (Energy Storage System, ESS) può essere integrato o meno con un

generatore/impianto di produzione (se presente).

• In caso di sistema di accumulo elettrochimico, i principali componenti sono le batterie, i sistemi di

conversione mono o bidirezionale dell’energia, gli organi di protezione, manovra, interruzione e

sezionamento in corrente continua e alternata e i sistemi di controllo delle batterie (Battery Management

System, BMS) e dei convertitori. Tali componenti possono essere dedicati unicamente al sistema di accu-

mulo o svolgere altre funzioni all’interno dell’impianto di Utente.



Le varianti alle norme tecniche CEI 0-16 e 0-21: schemi di connessione

• Sistema di accumulo connesso nella parte di impianto in corrente continua

• il contatore di produzione (M2), normalmente monodirezionale, deve essere di tipo bidirezionale

Rete di distribuzione

Caricoequivalente

Accumulo(ESS+BMS)

Generatore

M1Misura energia

scambiata

M2Misura energia

prodotta

Wh

Wh

AC

DC

DC



• Sistema di accumulo connesso nella parte di impianto in corrente alternata a valle del contatore di

produzione

• il contatore di produzione (M2), normalmentemonodirezionale, deve essere di tipo bidirezionale.


Caricoequivalente

Accumulo(ESS+BMS)

Generatore

M1Misura energia

scambiata

M2Misura energia

prodotta

Wh

Wh

AC

DC

DC




• Sistema di accumulo connesso nella parte di impianto

in corrente alternata a monte del contatore di produ-

zione

• I contatori di produzione (M2) e di scambio (M1) de-

vono essere di tipo bidirezionale, con possibilità di

rilevarei dati con dettaglio orario (in conformità con

quanto stabilito nella normativa vigente);

• Tra il sistema di accumulo ed il resto dell’impianto,

deveessere installato un contatore (M3) bidirezionale

per la misura dell’energia immessa nell’impianto dal

sistema di accumulo.


Caricoequivalente

Accumulo(ESS+BMS)

Generatore

M1Misura energia

scambiata

M3Misura energia

scambiata

M2Misura energia

prodotta

Wh

Wh

Wh

AC

DC

DC


La Delibera AEEG 607/2013/R/eel

• La Delibera 607/2013/R/eel prevede che dal 1° luglio 2014 sarà avviata una sperimentazione tariffaria

su scala nazionale rivolta ai clienti domestici che utilizzano, nell’abitazione di residenza, pompe di

calore elettriche come unico sistema di riscaldamento.

• Con riferimento ai temi oggetto del presente Rapporto, la Delibera promuove la diffusione di una delle

tecnologie ritenute maggiormente rilevanti per la realizzazione di Energy Community, soprattutto in

ambito residenziale.




• Le caratteristiche salienti della sperimentazione sono:

• Adesione volontaria da parte dei clienti;

• Applicazione della tariffa di rete «D1» (caratterizzata dall’assenza di progressività del costo del kWh

rispetto ai consumi complessivi annui, che invece caratterizza le tariffe di rete D2 e D3 attualmente

applicate ai clienti domestici);

• Assenza della necessità di installare un nuovo punto di prelievo dedicato alla pompa di calore

(diversamente da quanto oggi previsto per coloro che richiedano l’applicazione della tariffa «BTA» per

i soli consumi della pompa di calore);

• Termine fissato al 31 dicembre 2015 (fine attuale periodo di regolazione tariffaria).

0

0,10

0,20

0,60

0,40

0,30

0,50

900

1.800

5.400

3.600

7.200

2.700

6.300

9.000

4.500

8.100

Spesa annua unitaria

€/kW

h

kWh/anno

D3D1 - PDC

0

500

1.000

3.000

2.000

1.500

2.500

900

1.800

5.400

3.600

7.200

2.700

6.300

9.000

4.500

8.100

Spesa annua totale

€

kWh/anno

D3D1 - PDC

ANDAMENTO SPESA ANNUA LORDA (potenza impegnata = 6 kW)

Fonte: AEEG



• Le tipologie di impianti a pompa di calore elettrica che potranno beneficiare del provvedimento

sono:

• Pompe di calore aria-aria (costituita da un’unità esterna e da più unità interne) in grado unicamente di

riscaldare l’abitazione;

• Pompe di calore aria-acqua (costituita da un’unità esterna e da un sistema idronico di distribuzione del

calore nell’abitazione, tramite caloriferi o fan-coil) in grado di riscaldare l’abitazione ed eventualmente

anche di produrre acqua calda sanitaria.

• Non possono invece rientrare nella sperimentazione:

• Pompe di calore utilizzate come impianto di riscaldamento centralizzato dei condomini (impianti a

cui non si applica la tariffa per utenze domestiche);

• Pompe di calore a gas (i cui consumi elettrici sono di piccola entità);

• Le più piccole pompe di calore aria-acqua in grado di produrre solo acqua calda sanitaria.



Il quadro normativo-regolatorio nazionale sulle Energy Community: principali evidenze

• L’attuale quadro normativo-regolatorio si focalizza prevalentemente sull’incentivazione di soluzioni

«singole», trascurando le aggregazioni di più tecnologie/utenti.

• L’attuale quadro normativo-regolatorio nazionale non prevede la definizione di Energy Community,

nell’accezione considerata all’interno del Rapporto.

• Alcune delle configurazioni impiantistiche (modelli di community) attualmente normate, come ad

esempio i SEU, scontano «criticità» che ne limitano la «portata» e ne rallentano la diffusione, mentre

altre configurazioni impiantistiche, come ad esempio le RIU, maggiormente «coerenti» con la definizio-

ne di Energy Community considerata all’interno del Rapporto, sono di fatto inapplicabili a causa dei

vincoli temporali di entrata in esercizio.

• Gli operatori percepiscono inoltre una certa instabilità nell’attuale quadro normativo-regolatorio:

• Alcuni provvedimenti sono ancora in fase di consultazione;

• Alcuni recenti orientamenti (cfr. riduzione della spesa elettrica per le PMI – SI VEDA CAPITOLO 6)

fanno prospettare un’evoluzione «negativa» per il prossimo futuro.



• I diversi modelli di Energy Community analizzati nel Rapporto possono essere classificati in termini di «fat-

tibilità normativa», sulla base cioè della «coerenza» tra ciascun modello e le configurazioni impianti-

stiche previste a livello normativa-regolatorio.


Fattibilità normativa Dettagli

RES Bassa • Questo modello di Energy Community non è ad oggi definito. • Questo modello risulta non dissimile da un SEU «multi-cliente».

• Questo modello di Energy Community rientra nella categoria dei SDC. • Ad oggi manca la Delibera che ne regoli l’accesso alla rete.TER-hEI Media

• Questo modello di Energy Community rientra nella categoria dei SDC. • Ad oggi manca la Delibera che ne regoli l’accesso alla rete.IND-hPI Media

• Questo modello di Energy Community rientra nella categoria dei SDC. • Ad oggi manca la Delibera che ne regoli l’accesso alla rete.TER-hPI Media

• Questo modello di Energy Community non è ad oggi definito. • Questo modello ha pesanti «intersezioni» con le reti pubbliche.URBANO Bassa




• La Figura mostra la collocazione dei modelli di Energy Community analizzati rispetto alla fattibilità eco-

nomica e normativa.

(*) L’impatto è proporzionale alle ricadute sistemiche associate al potenziale «teorico» dei diversi modelli di Energy Community (SI VEDANO CAPITOLI 4 e 6).

Fatt

ibili

tà n

orm

ativ

a

Fattibilità economicaaltabassa

alta

bas

sa

TER - HEI TER - HPIIND - HPI

URBANO

RES

basso

medio

alto

Impatto del modello di EC (*)



• Il modello di Energy Community in ambito industriale presenta un’elevata fattibilità economica ed i

maggiori benefici «sistemici». Pertanto, come già avvenuto in altri Paesi europei, appare auspicabile la

sua completa regolazione al fine di abilitarne la diffusione, con attenzione alle ricadute sugli operatori

di rete.

• Tale regolazione consentirebbe anche l’abilitazione dei modelli di Energy Community in ambito terzia-

rio, lasciando ai soggetti investitori la possibilità di selezionare le tipologie di investimenti più convenienti,

anche in assenza di strumenti di incentivazione ad hoc.

• Il modello di Energy Community in ambito residenziale presenta invece una ridotta fattibilità econo-

mica, a fronte di elevati benefici «sistemici» potenzialmente conseguibili. Pertanto, appare auspicabile

l’avvio di un processo di regolazione di questo modello (che potrebbe essere assimilato ai già re-

golati Sistemi Efficienti di Utenza, tuttavia in un’accezione «multi-utente»), valutando inoltre possibili

strumenti di incentivazione ad hoc che ne rendano sostenibile l’investimento.



6Il potenziale di diffusionedelle Energy Community


6. Il potenziale di diffusione delle Energy Community

Il potenziale di diffusione delle Energy Community in Italia

• Per valutare il potenziale di diffusione «teorico» delle Energy Community in Italia, si è stimato il gra-

do di replicabilità dei modelli di Energy Community analizzati, tenendo conto:

• Del livello di diffusione delle utenze energetiche che possono costituirsi in Energy Community;

• Della possibilità di aggregazione delle utenze energetiche che possono costituirsi in Energy Com-

munity (dal punto di vista della vicinanza geografica).


Proxy del livello di diffusione

Proxy della possibilità di aggregazione

RES Numerosità dei condomini -

-

TER-hEI Numerosità dei centri commerciali Co-presenza a livello provinciale

Co-presenza a livello provinciale

Co-presenza a livello provinciale

IND-hPI Numerosità dei complessi ospedalieri

TER-hPI Numerosità delle industrie

URBANONumerosità delle unità di analisi

(condomini e complessi ospedalieri)




Modello di Energy Community Investimento medio [mln €/Energy Community]

RES 0,7

TER-hEI 3,1

IND-hPI 1,9

TER-hPI 7,4

11,6URBANO

• Il controvalore economico di tale potenziale «teorico» è stimato considerando un livello di investimento

medio per ciascun modello di Energy Community, come mostrato in Tabella, sulla base delle tecnologie

abilitanti presenti all’interno di ciascuno e del relativo dimensionamento (SI VEDA CAPITOLO 4).




• Sulla base del potenziale di diffusione «teorico» delle Energy Community in Italia, sono stimate:

• Le ricadute per il sistema elettrico (1/2);

Ricadute per il sistema elettrico Descrizione

Fornitura di un profilo prevedibile

verso la rete

Fornitura di servizi di regolazione alla

rete elettrica

Aumento della hosting capacity

ll mantenimento di un profilo programmato da parte dell’Energy Community rispetto alla rete pubblica comporta una minore variabilità del carico residuale, oltre ad una riduzione degli sbilanciamenti, che equivale ad una minore riserva di regolazione che il gestore della rete di trasmissione (Terna) deve approvvigionare sul Mercato dei Servizi del Dispacciamento (MSD).Il beneficio è stimato considerando i costi sostenuti da Terna su MSD ed, in par-ticolare, i costi legati allo sbilanciamento introdotto dalle FRNP.

I servizi di regolazione, forniti dall’Energy Community, sono utilizzati per gestire le congestioni della rete pubblica, predisporre adeguata capacità di riserva, e garantire l’equilibrio tra immissioni e prelievi anche in tempo reale aumentando la sicurezza del sistema e riducendo i costi di MSD.Il beneficio è stimato considerando i costi sostenuti da Terna su MSD per l’approvvigionamento della riserva «a scendere» e «a salire».

Aumento della capacità del sistema di accogliere impianti di Generazione Dif-fusa (presenti all’interno dell’Energy Community) senza effettuare nuovi investi-menti sulla rete pubblica. Il beneficio è stimato valorizzando il costo degli investimenti necessari per con-nettere in sicurezza quantità crescenti di Generazione Diffusa.



Ricadute per il sistema elettrico Descrizione

Riduzione delle perdite di rete (conversione, trasporto e

distribuzione)

Migliore utilizzo e gestione delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione

L’energia autoconsumata all’interno dell’Energy Community non deve più essere trasportata tramite la rete pubblica, comportando così una riduzione delle perdi-te del complessivo sistema.Il beneficio è stimato considerando che, per la quota di energia autoconsumata, le perdite legate al carico (valorizzate tramite il corrispondente fattore di perdita standard) non sono più sostenute dalla rete pubblica.

L’energia autoconsumata all’interno dell’Energy Community comporta un minore sfruttamento dei componenti della rete pubblica (linee e trasformatori) e, quindi, un differimento/riduzione degli investimenti di rete. Il beneficio è stimato considerando un allungamento della vita utile dei compo-nenti di rete.

• Le ricadute per il sistema elettrico (2/2);




• Le ricadute per il sistema Paese.

Ricadute per il sistema Paese Descrizione

Riduzione emissioni inquinanti

Riduzione dipendenza energetica

Sviluppo filiere nazionali

Riduzione delle emissioni di gas serra per una quota corrispondente all’energia elettrica prodotta (e successivamente auto-consumata o immessa in rete) all’interno delle Energy Community attraverso fonti rinnovabili (o, in parte, co-generazione), rispetto all’attuale mix di generazione presente a livello nazionale. Il beneficio è stimato valorizzando la quantità di CO2 equivalente evitata al va-lore attuale delle quote di emissione dell’European Union Emissions Trading Scheme (EU ETS), attualmente pari a circa 5 €/t. (Fonte: SendeCO2).

Riduzione dell’ importazione di energia dall’estero per una quota corrisponden-te all’energia prodotta (e successivamente auto consumata o immessa in rete) all’interno delle Energy Community. Il beneficio è stimato sulla base del valore attuale medio dell’energia importata dall’estero, pari a circa 0,4 mld €/Mtep (*).(Fonte: rielaborazione da MiSE – Strategia Energetica Nazionale).

Volume d’affari associato alla realizzazione delle Energy Community. Il beneficio è stimato sulla base della quota parte del volume d’affari associato alla realizzazione delle Energy Community che può essere intercettato da forni-tori di tecnologia nazionali (in base alla stima della quota di mercato relativa).

(*) La stima non considera il valore «strategico» della riduzione della dipendenza energetica dall’estero che, sebbene estremamente rilevante, appare di difficile quantificazione.



• Infine, sono delineati quattro scenari di diffusione «attesa» delle Energy Community in Italia, conside-

rando come orizzonte temporale di riferimento il 2030, sulla base di:

• Evoluzione del quadro normativo-regolatorio:

• Revisione del «disegno» del sistema elettrico: si fa riferimento alle modifiche delle configurazio-

ni impiantistiche (modelli di Community) implementabili nel sistema elettrico e dei ruoli e delle

responsabilità dei diversi attori (produttori di energia, gestori di rete, retailer, utenze energetiche e

soggetti «emergenti» – ad esempio gli aggregatori) che sono parte del sistema;

• Definizione di meccanismi incentivanti: si fa riferimento alla definizione di strumenti di incentiva-

zione volti a promuovere la diffusione delle Energy Community.

• Evoluzione delle tecnologie abilitanti:

• Miglioramento delle performance delle tecnologie: si fa riferimento ai trend attesi di sviluppo

delle tecnologie abilitanti le Energy Community, in termini di prestazioni tecniche ed economiche.

• A ciascuno dei quattro scenari sono associate le relative ricadute «attese» per il sistema elettrico e per

il sistema Paese.



Il potenziale di diffusione «teorico» delle Energy Community in Italia

• Il potenziale «teorico» delle Energy Community in Italia è stimabile nell’ordine delle 450.000 unità,

la massima parte delle quali riferite agli ambiti residenziale ed industriale.

• Il volume d’investimento associato alla realizzazione di questo potenziale è nell’ordine dei 500

mld €. La ripartizione di questo volume d’investimento tra i diversi modelli di Energy Community cam-

bia, rispetto alla ripartizione della numerosità, in virtù del diverso investimento unitario che caratterizza

ciascuno dei modelli.

RES

TER-HPI

TER-HEI

IND-HPI

URBANO

80,9%

8,2%

0,4%12,4%

0,1%

Numerosità (ripartizione %): TOT≈ 450.000

RES

TER-HPI

TER-HEI

IND-HPI

URBANO

55,2%

18,4%

22,2%

2,8%

1,3%

Volume d'affari (ripartizione %): TOT≈ 500 mld €


Le ricadute «sistemiche» derivanti dalla diffusione delle Energy Community: sistema elettrico

• Al fine di stimare le ricadute per il sistema elettrico derivanti dalla diffusione delle Energy Community, in

primis sono state individuate e quantificate le principali voci di costo sostenute a livello di sistema elet-

trico e che potrebbero essere ridotte grazie alla diffusione delle Energy Community, come mostrato

in Tabella.

Costi per il sistema elettrico Valore (*) [mln €/anno]

Approvvigionamento di servizi 1.000

Costi di sviluppo rete 2.000

Costi netti sostenuti da Terna per acquistare energia su MSD 350

Perdite di rete 1.200

250Costi netti sostenuti da Terna per lo sbilanciamento (**)

15-20Costi di mancata produzione da impianti FRNP

600Costi per interrompibilità

5.420TOTALE

(*) Riferiti all’anno 2012.(**) Valori ipotizzati sulla base dei costi sostenuti da Terna nel 2011, da considerare a seguito della decisione del Consiglio di Stato sulla Delibera AEEG 281/2012/R/efr.



Le ricadute «sistemiche» derivanti dalla diffusione delle Energy Community: sistema elettrico

• La Tabella mostra la relazione tra le ricadute per il sistema elettrico derivanti dalla diffusione delle

Energy Community e le voci di costo precedentemente individuate.

• Le ricadute per il sistema elettrico derivanti dalla diffusione delle Energy Community sono stimabili

complessivamente in circa 3 mld € all’anno, pari ad oltre la metà dei costi sostenuti a livello di sistema

elettrico su cui la diffusione delle Energy Community ha un potenziale impatto.

Ricadute per il sistema elettrico

Costi per il sistemaelettrico riducibili

Valore [mln €/anno]

Fornitura di un profilo prevedibile verso la rete

Approvvigionamento di servizi, costi netti sostenuti da Terna per lo sbilanciamento

300-500

Fornitura di servizi di regolazione alla retee lettrica

Approvvigionamento di servizi, costi netti sostenuti da Terna per acquistare energia su MSD, costi per interrompibilità

600-800

Aumento della hosting capacity

Costi di sviluppo rete, costi mancata produzione da impianti FRNP

600-800

Riduzione delle perdite di rete (conversione, trasporto e

distribuzione)Perdite di rete 700-900

Migliore utilizzo e gestione delle infrastrutture di

trasmissione e distribuzione Costi di sviluppo rete 200-300

TOTALE 2.400 – 3.300


Le ricadute «sistemiche» derivanti dalla diffusione delle Energy Community: sistema Paese

• Le ricadute per il sistema Paese derivanti dalla diffusione delle Energy Community sono mostrate in

Tabella.

• A livello di riduzione delle emissioni inquinanti, la diffusione delle Energy Community permetterebbe di

ridurre di circa la metà il totale delle emissioni registrate a livello nazionale.

• Anche la dipendenza energetica dall’estero si ridurrebbe in maniera sensibile, con una contrazione della

«bolletta per l’import» di circa un terzo.

(*) I benefici non risultano sommabili, essendo tra loro eterogenei.

Ricadute per il sistema Paese

Valore [u.d.m. ad hoc]

Controvaloreeconomico (*)

Riduzione emissioni inquinanti 180 - 220 MtCO2

50-60 MTEP

-

900 - 1.100 mln €/anno

20.000 - 24.000 mln €/anno

100 ÷ 120 mld €

Riduzione dipendenza energetica

Sviluppo filiere nazionali



Gli scenari di diffusione delle Energy Community in Italia

• I fattori da cui dipende il grado di diffusione delle Energy Community in Italia, legati all’evoluzione

del quadro normativo-regolatorio e tecnologico, hanno una diversa rilevanza (come mostrato in Tabel-

la), in funzione di:

• Impatto sulla sostenibilità economica degli investimenti nella realizzazione delle Energy Community;

• Possibilità di realizzare le Energy Community.

Categoriedi fattori Fattori Rilevanza

Evoluzione del quadro normativo-regolatorio

Evoluzione tecnologica

Revisione «disegno» del sistema elettrico

Definizione meccanismi incentivanti

Miglioramento performance tecnico- economiche delle tecnologie abilitanti

Alta

Media

Medio-bassa


Gli scenari di diffusione delle Energy Community in Italia: evoluzione quadro normativo-regolatorio

• All'interno dell'evoluzione del quadro normativo-regolatorio, la rilevanza del fattore «revisione del dise-

gno del sistema elettrico» è alta perché da esso dipende:

• La possibilità di realizzare le Energy Community;

• L’abilitazione di nuove «opportunità» per le Energy Community, in termini di «ruolo attivo» che

esse possono ricoprire all’interno dell’esercizio del sistema elettrico, e per i soggetti promotori della

loro realizzazione.

• Le principali traiettorie evolutive intraprese a livello normativo-regolatorio, dettagliate nel seguito, sono

sintetizzate in Tabella.

Traiettorie normative Provvedimento/i di riferimento

Sensibilizzazione/coinvolgimento delle utenze energetiche

Revisione delle regole del dispacciamento

Definizione del ruolo dell’aggregatore

Regolazione di «nuove» configurazioni impiantistiche (modelli di Energy Community)

Direttiva 2012/27/CE, DCO 232/2014/R/eel

DCO 354/2013/R/eel

DCO 354/2013/R/eel

Direttiva 2009/72/CE, DCO AEEG 183/2013/R/eel



Sensibilizzazione/coinvolgimento delle utenze energetiche: la Direttiva europea 2012/27/CE

• Il tema della sensibilizzazione/coinvolgimento delle utenze energetiche fa riferimento alla garanzia

della possibilità per le utenze energetiche (o per soggetti terzi da esse designati) di ottenere infor-

mazioni precise sui propri consumi energetici, al fine di migliorare i comportamenti riguardanti l’uso

dell’energia.

• Ciò rappresenta un fattore abilitante rispetto alla realizzazione delle Energy Community, soprattut-

to in ambito residenziale, dal momento che:

• Incrementa l’awareness delle utenze energetiche rispetto ad una corretta gestione della variabile

«energia»;

• Abilità la possibilità per soggetti terzi di fornire nuovi servizi a valore aggiunto.

• La Direttiva 2012/27/CE sull’efficienza energetica del 25 Ottobre 2012, che deve essere recepita da

parte degli Stati Membri entro il 5 giugno 2014 (*), affronta questa tematica in maniera puntuale.

(*) Alla data di chiusura del Rapporto, il Decreto di recepimento della Direttiva risulta in fase di gestazione. In particolare, il 4 Aprile 2014 è stato inviato al Senato lo schema di decreto legislativo, approvato in Consiglio dei Ministri.


Sensibilizzazione/coinvolgimento delle utenze energetiche: la Direttiva europea 2012/27/CE

• In particolare, la Direttiva introduce disposizioni in materia di misurazione e fatturazione dei consumi

energetici, volte ad accrescere la sensibilizzazione/partecipazione dei consumatori:

• Garantendo il facile accesso ai dati di misura e ad informazioni sui propri consumi - sia in tempo

reale sia storici, sulle determinanti della propria spesa energetica e sulle possibilità di migliorare

l’efficienza nell’uso dell’energia;

• Garantendo la messa a disposizione dei dati a terzi designati dai consumatori.

• A riguardo, l’AEEG sostiene (*) che la regolazione deve saper promuovere ed accompagnare lo sviluppo

dei nuovi modelli di business e di domanda, specialmente nel mercato retail. La Direttiva infatti attribu-

isce alle Autorità indipendenti di regolazione degli Stati Membri il compito di:

• Assicurare che la regolazione delle reti e delle tariffe di rete non sia di ostacolo all’efficienza ener-

getica e allo sviluppo della gestione attiva della domanda (cd. demand response);

• Promuovere la partecipazione attiva della domanda ai mercati elettrici (particolare attenzione viene

posta allo sviluppo di servizi di flessibilità dei carichi di piccola taglia, che possono essere venduti o

messi all’asta dai cd. aggregatori).

(*) Si fa riferimento alla Memoria 200/2014/I/efr.



Sensibilizzazione/coinvolgimento delle utenze energetiche: il DCO 232/2014/R/eel

• In questo ambito, il Documento di Consultazione (DCO) 232/2014/R/eel dell’AEEG sulle «opportuni-

tà tecnologiche per la messa a disposizione dei dati di consumo di energia elettrica ai clienti finali

in bassa tensione», prendendo le mosse dalle prime sperimentazioni in atto riguardanti la fornitura

di informazioni sui consumi elettrici agli end user, effettua una ricognizione delle diverse modalità

di messa a disposizione dei dati di consumo di energia elettrica e di prelievo di potenza.

• Per rendere disponibili al consumatore informazioni ulteriori rispetto a quelle da utilizzare per la fattura-

zione, è necessario riuscire ad acquisire tali dati dal misuratore.

• All’interno del DCO sono individuate tre soluzioni alternative:

• Soluzione A: attraverso il normale circuito di telelettura, senza alcun particolare dispositivo ad

eccezione di un terminale con collegamento internet;

• Soluzione B: attraverso un dispositivo posto in casa del cliente e collegato al misuratore attra-

verso la linea elettrica;

• Soluzione C: attraverso un dispositivo “accoppiato” al misuratore, in grado di rilevare il lam-

peggio led.


Sensibilizzazione/coinvolgimento delle utenze energetiche: il DCO 232/2014/R/eel

• La Tabella mostra i principali vantaggi e limiti delle tre soluzioni individuate nel DCO.

• I prossimi passi previsti a questo proposito da parte dell’AEEG prevedono:

• La formulazione degli orientamenti per la messa a disposizione dei dati dopo aver analizzato le

osservazioni pervenute, in relazione alle disposizioni legislative che entreranno in vigore per effetto del

recepimento della Direttiva 2012/27/UE (attesa nel breve-medio periodo);

• La formulazione di proposte di regolazione non tariffaria per la copertura dei costi di realizzazione

dei dispositivi collegati al misuratore tramite la linea BT, fino a che permane l’attuale «vincolo pro-

prietario» sulla comunicazione tra i misuratori e tali dispositivi (attesa nel medio periodo);

• L’avvio di un procedimento in tema di funzionalità della «seconda generazione» di misuratori elet-

tronici di energia elettrica in bassa tensione, per superare il “vincolo proprietario” che caratterizza gli

attuali misuratori elettronici (attesa nel medio periodo).

Soluzione Vantaggi Limiti

A

B

C

Modalità applicabile alla generalità dell’utenza

Immediatezza di installazione; permette anche l’acquisizione di

informazioni sulla potenza prelevata

Modalità completamente affidata alla libera iniziativa imprenditoriale

Allo stato attuale, non permette di acquisire dati più granulari o più aggiornati di quelli previsti degli obblighi fissati dal

regolatore per la frequenza e la quantità di dati da acquisire.

Il dispositivo sviluppato da Enel Distribuzione per i propri misuratori non è applicabile a misuratori diversi, per i quali al momento occorrerebbe sviluppare un dispositivo analogo.

Richiede una installazione che non interferisca né meccanica-mente né sul piano dei disturbi elettromagnetici con il misura-

tore e non ostacoli il corretto svolgimento del servizio di misura.

Fonte: Rielaborazione da AEEG



Regolazione di «nuove» configurazioni impiantistiche

• L’attuale quadro normativo-regolatorio nazionale non prevede la definizione di Energy Community

nell’accezione considerata all’interno del Rapporto, d’altro canto alcuni importanti provvedimenti atti

a regolare specifiche configurazioni impiantistiche sono attualmente in fase di consultazione.

• Si fa riferimento in particolare ai Sistemi di Distribuzione Chiusi (SI VEDA CAPITOLO 5), la cui «piena»

regolazione da parte dell’Autorità rappresenta un fattore abilitante rispetto alla realizzazione di

Energy Community, soprattutto in ambito industriale e terziario.


Regolazione di «nuove» configurazioni impiantistiche: la Direttiva 2009/72/CE

• A questo proposito, la Direttiva 2009/72/CE prevede che:

• Gli Stati Membri possono stabilire che le Autorità nazionali di regolamentazione o altre autorità com-

petenti classifichino come Sistema di Distribuzione Chiuso un sistema che distribuisce energia elet-

trica all’interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi geograficamente limitato,

il quale:

• Per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza, le operazioni o il processo di produzione degli

utenti del sistema in questione sono integrati; oppure

• Il sistema distribuisce energia elettrica principalmente al proprietario o al gestore del sistema

o alle loro imprese correlate.

• L’AEEG, che mediante il DCO 183/2013/R/eel ha espresso i propri orientamenti sulla definizione di Sistemi

di Distribuzione Chiusi in coerenza con quanto previsto dalla Direttiva, ha rimandato ad un successivo

documento di consultazione la regolazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribu-

zione, dispacciamento e vendita per i Sistemi di Distribuzione Chiusi.

• È probabile la pubblicazione, nel breve periodo, di un primo DCO per la regolazione delle Reti Interne

di Utenza (RIU) e delle Reti Private esistenti; viceversa, il DCO sui Sistemi di Distribuzione Chiusi sarà

verosimilmente pubblicato nel medio-lungo periodo.



Revisione delle regole del dispacciamento

• L’attività di dispacciamento, svolta dal gestore della rete di trasmissione, è necessaria per assicurare il

funzionamento del sistema elettrico nelle condizioni di massima sicurezza e per garantire la continuità

e la qualità del servizio.

• Il gestore della rete di trasmissione acquisisce, istante per istante, tutti i dati relativi allo stato del siste-

ma elettrico e, in base alle esigenze del momento, mette in atto le opportune azioni correttive in modo

da garantire la risoluzione delle congestioni intra-zonali, la creazione della riserva, e il bilanciamento in

tempo reale.

• Ad oggi le risorse per il dispacciamento sono fornite dalle unità abilitate (*), mentre in futuro potranno

essere fornite anche dalle Energy Community, che a tendere potrebbero rappresentare un «soggetto

attivo» nella gestione del sistema elettrico.

(*) Si fa riferimento a Unità di Produzione con potenza complessiva dei gruppi di generazione associati non inferiore a 10 MVA, abilitate a fornire servizi di dispacciamento secondo i requisiti indicati nel Codice di Rete.


Revisione delle regole del dispacciamento: Il DCO 354/2013/R/eel

• Le Energy Community potrebbero, in particolare, partecipare al Mercato dei Servizi del Dispaccia-

mento (MSD), offrendo la propria potenza disponibile in aumento o in diminuzione ad un determinato

prezzo (cd. pay as bid).

• I tre possibili modelli di dispacciamento per l’approvvigionamento delle risorse attualmente allo studio

(illustrati all’interno del DCO 354/2013/R/eel) fanno riferimento a:

• Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1): è effettuato a livello centrale nella responsabilità

del TSO e l’utente (UP convenzionale e FRNP) è responsabile della presentazione di offerte sul MSD

(direttamente, come singola UP, o tramite un eventuale trader);

• Dispacciamento Locale del DSO (Modello 2): è effettuato a livello locale dal DSO che è responsabile

nei confronti del TSO della presentazione di offerte sul MSD acquistando la capacità tramite un MSD_D

a cui partecipa la GD (direttamente o per il tramite di un trader);

• Profilo di scambio AT/MT Programmato (Modello 3): è effettuato a livello centrale dal TSO coinvol-

gendo le sole unità connesse alla RTN, mentre il DSO è responsabile di mantenere, nel tempo reale,

lo scambio di energia con la RTN il più possibile simile a quello definito in fase di programmazione.

Le Energy Community possono fornire servizi di dispacciamento in tutti i modelli di dispacciamento sopracitati. Il Modello 3 è

quello più facilmente implementabile per una Energy Community: la gestione aggregata delle risorse (di generazione, carico ed

accumulo) all’interno dell’Energy Community consente infatti l’ottimizzazione dei profili di scambio con la rete, rendendo pertan-

to l’intero «sistema» della Community (e quindi il profilo di scambio verso la rete) prevedibile e programmabile.



Definizione del ruolo dell’aggregatore: Il DCO 354/2013/R/eel

• La figura dell’aggregatore è definita dalla Direttiva 2012/27/UE come «fornitore di servizi su richie-

sta che accorpa una pluralità di carichi utente di breve durata per venderli o metterli all'asta in

mercati organizzati dell'ener gia».

• In Italia ad oggi sono presenti sul mercato le cd. unità virtuali di produzione, costituite da aggregati

di unità di produzione «non rilevanti» (*), nella titolarità di un unico Utente di Dispacciamento (che

di fatto rappresenta un aggregatore), appartenenti alla medesima zona e della stessa fonte; la stessa

tipologia di aggregazione è prevista per i carichi.

• In Europa esistono ad oggi esempi di aggregazione «misti», riferiti ad un portafoglio che compren-

de sia unità di consumo che unità di produzione. In questi casi, le offerte a scendere/salire sono fatte

a livello aggregato.

• In futuro, anche sulla base delle revisioni attese delle regole del dispacciamento in Italia (DCO

354/2013/R/eel), l’aggregatore potrebbe svolgere il servizio di Utente di Dispacciamento per una

Energy Community e/o un insieme di Energy Community, offrendo servizi di rete utili per la corretta

gestione del sistema.

(*) Si fa riferimento a Unità di Produzione con potenza complessiva dei gruppi di generazione inferiore a 10 MVA.


Gli scenari di diffusione delle Energy Community in Italia: evoluzione quadro normativo-regolatorio

• All'interno dell'evoluzione del quadro normativo-regolatorio, la rilevanza del fattore «definizione di mec-

canismi incentivanti» è media perché esso influenza la fattibilità economica della realizzazione di

Energy Community (a titolo di esempio, SI VEDA CAPITOLO 4 per la stima dell’impatto degli oneri ge-

nerali di sistema e di rete).

• La principale traiettoria evolutiva intrapresa a livello normativo-regolatorio riguarda la riduzione delle

agevolazioni per specifiche categorie di consumatori (tra cui ricadono SEU, SEESEU e RIU) nell’ambito

del decreto cd. taglia bollette.



La riduzione delle agevolazioni per SEU, SEESEU e RIU: il decreto taglia-bollette

• Il Governo Italiano ha definito, con il Decreto Legge 24 giugno 2014 n°91, cd. «taglia bollette», una

serie di misure volte in primis a ridurre la spesa elettrica delle piccole e medie imprese.

• Tra gli interventi contenuti all’interno del provvedimento, è presente una riduzione delle agevolazioni

per le Reti Interne di Utenza (RIU) ed i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU).


La riduzione delle agevolazioni per SEU, SEESEU e RIU: il decreto taglia-bollette

• In particolare, il decreto prevede che il regime di esenzione sugli oneri di cui godono si applichi solo

ad una parte dell’energia consumata e non prelevata dalla rete (ossia autoconsumata):

• Per i SEU e le RIU entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014, i corrispettivi a copertura degli oneri

generali di sistema (*) si applicano sull’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete in misura

pari al 5% dei corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata dalla rete;

• Per i SEU entrati in esercizio successivamente a tale data, si applica un’aliquota del 5%, che potrà es-

sere aggiornata a partire dal 1° gennaio 2016, al fine di non ridurre l’entità complessiva dei consumi

soggetti al pagamento degli oneri generali di sistema e di rete.

• Il provvedimento ostacola la diffusione futura dei SEU (oltre a penalizzare le RIU ed i SEESEU esistenti,

sui quali non si prevedono evoluzioni future in virtù del vincolo temporale di entrata in esercizio od otte-

nimento delle autorizzazioni – SI VEDA CAPITOLO 5), aggiungendosi alle già citate «criticità» che caratte-

rizzano questa configurazione impiantistica, che già di per sé appare «limitante» rispetto all’accezione di

Energy Community considerata all’interno del Rapporto (con particolare riferimento alla limitazione ad un

solo cliente finale).

(*) All'interno del Decreto non si fa menzione degli oneri di rete.



Gli scenari di diffusione delle Energy Community in Italia: evoluzione tecnologica

• L'evoluzione tecnologica, in termini di «miglioramento delle performance tecnico-economiche delle

tecnologie abilitanti», ha una rilevanza medio-bassa perché la maggior parte delle soluzioni tecnolo-

giche abilitanti le Energy Community ad oggi risultano «mature» (SI VEDA CAPITOLO 2).

• Le principali tecnologie sulle quali ci si attendono sensibili miglioramenti delle performance sono:

• E-mobility;

• FER (mini-idroelettrico, solare termodinamico, mini-eolico);

• Mini-cogenerazione;

• Sistemi di storage.



• I sistemi di storage, su cui si attendono importanti sviluppi tecnologici nel prossimo futuro, sono una

delle tecnologie più rilevanti per la realizzazione delle Energy Community, dal punto di vista:

• «Funzionale», dal momento che consentono di:

• Massimizzare l’autoconsumo dell’energia prodotta dagli impianti di produzione (tipicamente

alimentati da FRNP) presenti all’interno dell’Energy Community;

• Mitigare i disturbi che si originano all’interno della rete di trasmissione/distribuzione e che si

riverberano sulle utenze energetiche presenti all’interno dell’Energy Community;

• Abilitare (a tendere) la possibilità, da parte dell’Energy Community, di erogare servizi di rete a

beneficio del sistema elettrico.

• «Economico», dal momento che rappresentano:

• Una tecnologia trasversalmente presente nei diversi modelli di Energy Community;

• Circa il 20% del volume d’affari complessivo associato alla realizzazione dei modelli di Energy

Community.




• Dal confronto con i produttori di sistemi di storage (in primis elettrochimico) sono emerse prospettive

interessanti in termini di riduzione dei costi di produzione e miglioramento delle performance tec-

niche (con riferimento particolare alla vita utile):

• Per i sistemi di accumulo elettrochimico non ancora «maturi», quali in particolare le batterie al

litio ed al sodio/cloruro di nichel, si stima che la riduzione attesa del costo di produzione possa

attestarsi tra il 40 ed il 70% al 2020 rispetto ai valori attuali (fortemente dipendente dalla diffu-

sione delle tecnologie nella mobilità elettrica, oltre che dall’affermarsi delle applicazioni nel sistema

elettrico);

• Anche per i sistemi di accumulo elettrochimico ritenuti «consolidati», quali in particolare le bat-

terie al piombo, vi possono essere importanti «spazi» di mercato per applicazioni specifiche (in

particolare quelle cosiddette «in energia») dove il costo d’investimento e la durata del sistema di

storage ricoprono un ruolo fondamentale per la sostenibilità economica dell’investimento.



• Le Figure mostrano la variazione dell’Internal Rate of Return della realizzazione dei modelli di Energy Com-

munity «RES» e «TER-HEI», sulla base del miglioramento atteso delle performance dei sistemi di storage

rispetto alle medie di mercato attuali (*).

(*) Si fa riferimento allo scenario che prevede il pagamento degli oneri genrrali di sistema e di rete sull’energia consumata (SI VEDA CAPITOLO 4).

0,7

Modello «RES» (storage al Pb/acido)

IRR

[%]

Riduzione costo storage [%]

1,8

1,31,5

0,9

10 20

Vita utile = 20 anni


9,9

Modello «TER-HEI»(storage al litio)

IRR

[%]

Riduzione costo storage [%]

13,2

11,6

40 70




Gli scenari di diffusione «attesa» delle Energy Community in Italia

• Sulla base della possibile evoluzione dei fattori di tipo normativo-regolatorio e tecnologico, si individua-

no quattro scenari di diffusione «attesa» delle Energy Community in Italia al 2030.E

volu

zio

ne n

orm

ativ

o-r

ego

lato

ria


Scenario A

Scenario B

«pessimistica»

«pes

sim

isti

ca»

«ottimistica»

«ott

imis

tica

»

Scenario D

Scenario C


Evo

luzi

one

no

rmat

ivo

-reg

ola

tori

a


«pessimistica»

«pes

sim

isti

ca»

«ottimistica»

«ott

imis

tica

»


• Sulla base della possibile evoluzione dei fattori di tipo normativo-regolatorio e tecnologico, si individuano

quattro scenari di diffusione «attesa» delle Energy Community in Italia al 2030.

(*) Si fa riferimento ad un orizzonte temporale inferiore ai 5 anni.

• Lo scenario prevede un’evoluzione della normativa favorevole alla diffusione delle Energy Community nel breve pe-

riodo (*). Si prevede di:

• Consentire la realizzazione di Energy Community su larga scala, introducendo inoltre opportuni meccanismi incenti-

vanti (Direttiva 2009/72/CE, DCO AEEG 183/2013/R/eel, Direttiva europea 2012/27/CE, DCO 232/2014/R/eel);

• Consentire alle Energy Community di fornire servizi per il dispacciamento (DCO AEEG 354/2013/R/eel).

• Lo scenario prevede un’evoluzione della normativa favorevole alla diffusione di alcuni modelli di Energy Community

nel medio-lungo periodo. Si prevede di:

• Consentire la realizzazione di Energy Community, limitatamente agli ambiti industriale e terziario (implementazione

Direttiva 2009/72/CE, DCO AEEG 183/2013/R/eel);

• Consentire alle Energy Community di fornire servizi per il dispacciamento (DCO AEEG 354/2013/R/eel).


Evo

luzi

one

no

rmat

ivo

-reg

ola

tori

a


«pessimistica»

«pes

sim

isti

ca»

«ottimistica»

«ott

imis

tica

»



Lo scenario prevede il rag-

giungimento del 30% dei

target di costo e perfor-

mance attesi per i sistemi

di storage (e, in generale,

per le tecnologie abilitanti

le Energy Community sulle

quali sono attesi migliora-

menti sensibili).

Lo scenario prevede il rag-

giungimento dei target di costo e performance

attesi per i sistemi di sto-

rage (e, in generale, per le

tecnologie abilitanti le Ener-

gy Community sulle quali

sono attesi miglioramenti

sensibili).



• Il potenziale di diffusione «atteso» delle Energy Community in Italia al 2030 nei 4 scenari è sintetizzato

in Figura.

Evo

luzi

one

no

rmat

ivo

-reg

ola

tori

a


Scenario A

Scenario B

Scenario D

• Numerosità: 64.000 unità• Volume d’affari: 115 mld €• Ripartizione volume d’affari:

• Numerosità: 25.000 unità• Volume d’affari: 55 mld €• Ripartizionevolume d’affari:

• Numerosità: 95.000 unità• Volume d’affari: 160 mld €• Ripartizione volume d’affari:

• Numerosità: 36.000 unità• Volume d’affari: 75 mld €• Ripartizionevolume d’affari:

Scenario C

RES

TER-HPI

TER-HEI

IND-HPI

URBANO

«pessimistica»

«pes

sim

isti

ca»

«ottimistica»

«ott

imis

tica

»



Gli scenari di diffusione «attesi» delle Energy Community in Italia

• Le ricadute per il sistema elettrico (espresse in mln €/anno) derivanti dalla diffusione «attesa» delle

Energy Community in Italia al 2030 nei 4 scenari sono sintetizzate in Figura.E

volu

zio

ne n

orm

ativ

o-r

ego

lato

ria


Scenario A

Scenario B

TOTALE: 620 - 830

TOTALE: 300 – 400

TOTALE: 960 – 1.160

TOTALE: 410 – 550

Scenario D

• Fornitura profilo prevedibile: 90 - 140• Fornitura servizi di regolazione: 140 - 180• Aumento hosting capacity: 180 - 230• Riduzione perdite di rete: 160 - 210• Migliore utilizzo infrastrutture: 50 – 70


• Fornitura profilo prevedibile: 130-190• Fornitura servizi di regolazione: 290 - 260• Aumento hosting capacity: 260 - 320• Riduzione perdite di rete: 220 - 290• Migliore utilizzo infrastrutture : 60-100


Scenario C

«pessimistica»

«pes

sim

isti

ca»

«ottimistica»

«ott

imis

tica

»


Gli scenari di diffusione «attesi» delle Energy Community in Italia

• Le ricadute per il sistema Paese (espresse in mld €/anno) derivanti dalla diffusione «attesa» delle Energy

Community in Italia al 2030 nei 4 scenari sono sintetizzate in Figura.

Evo

luzi

one

no

rmat

ivo

-reg

ola

tori

a


Scenario A

Scenario B

Scenario D

• Riduzione emissioni inquinanti: 0,4 – 0,5 • Riduzione dipendenza energetica: 8 - 10• Sviluppo filiere nazionali (*): 25 - 30

• Riduzione emissioni inquinanti: 0,25 – 0,3• Riduzione dipendenza energetica: 4 - 6• Sviluppo filiere nazionali (*): 10-15



Scenario C

«pessimistica»

«pes

sim

isti

ca»

«ottimistica»

«ott

imis

tica

»

(*) Valore espresso in mld €.



Il potenziale di diffusione delle Energy Community in Italia: principali evidenze

• Il potenziale di diffusione «atteso» delle Energy Community in Italia è variabile da un minimo di

25.000 ad un massimo di quasi 100.000 Energy Community nei diversi scenari analizzati, cui corrispon-

de un volume d’investimenti complessivo nell’ordine dei 50-150 mld € al 2030.

• L’evoluzione del quadro normativo-regolatorio appare il fattore più rilevante per l’effettiva diffu-

sione delle Energy Community. A parità di dinamiche tecnologiche infatti, un’evoluzione «rapida»

del quadro normativo-regolatorio determina la possibilità di raddoppiare il numero di Energy

Community realizzate.

• D’altro canto, i produttori delle soluzioni tecnologiche che non hanno ancora raggiunto la maturità

tecnologica sono chiamati a migliorare le performance tecnico-economiche delle loro tecnologie,

con particolare riferimento a quelle maggiormente «rilevanti» (in termini di funzionalità ed ammontare

di investimento), quali i sistemi di storage.



• Le ricadute «sistemiche» associate alla diffusione delle Energy Community sono piuttosto rilevanti:

• I costi sostenuti dal sistema elettrico (su cui ha impatto la diffusione delle Energy Community) potreb-

bero essere ridotti di circa il 10-20%;

• La dipendenza energetica dall’estero si ridurrebbe fino a 10 mld €/anno, valore in linea rispetto al

target fissato dalla Strategia Energetica Nazionale al 2020 (pari a 14 mld €/anno);

• Il volume d’affari catturabile dalle imprese italiane si aggirerebbe tra 10 e 40 mld €, mediamente

pari ad 1-3 mld € all’anno (circa 1,5 punti di PIL).

• Appare pertanto necessario che il Legislatore definisca un framework normativo-regolatorio che pro-

muova la diffusione delle Energy Community, tenendo opportunamente in considerazione:

• I benefici che la loro diffusione può permettere di conseguire;

• Gli impatti di tale diffusione sugli operatori di sistema (gestori di rete).




• Dal punto di vista dei gestori di rete, la diffusione delle Energy Community comporterebbe:

• Un impatto ridotto sul gestore della rete di trasmissione, dal momento che, nonostante la ridu-

zione/migliore previsione dei flussi energetici dovuta alle Energy Community, esso deve comunque

continuare ad effettuare il dispacciamento;

• Un impatto rilevante sui gestori delle reti di distribuzione, dal momento che l’aggregazione di più

utenze all’interno di reti private comporterebbe una diminuzione degli investimenti di rete neces-

sari (come stimato in precedenza alla voce «costi di sviluppo rete»).

• D’altro canto, i gestori delle reti di distribuzione, nella generale prospettiva di «ri-disegno» del sistema

elettrico, potrebbero assumere un «nuovo ruolo», con ricadute positive sul loro business. In partico-

lare, essi potrebbero:

• Divenire responsabili dell’attività di dispacciamento a livello locale (rete di distribuzione) dei flussi

energetici scambiati con le Energy Community (SI VEDA DCO 354/2013/R/eel);

• Mantenere la responsabilità dello sviluppo delle reti, anche all’interno delle Energy Community, le

quali diventerebbero così dei veri e propri aggregati «virtuali» di generazione ed utenza (cosiddetti

«virtual power plant»).


Le traiettorie evolutive in atto all’interno del sistema energetico

• Il modello Energy Community è caratterizzato da un approccio «collegiale» alla gestione dell’ener-

gia, dal momento che vede coinvolta una pluralità di utenze energetiche, superando l’approccio «indivi-

duale» alla gestione dell’energia che ad oggi risulta prevalente.

• Tale approccio permette di conseguire una serie di benefici rispetto a quello «individuale», di cui i

principali fanno riferimento a benefici «di scala» (dovuti alla maggiore dimensione degli investimenti) e

a benefici riguardanti le sinergie che si riescono ad ottenere dall’unione di più utenze energetiche.

Utenze energetiche che non si curano della gestione della

variabile energetica

Utenze energetiche che singolarmente si dedicano alla gestione dell’energia, attraverso la realizzazione di interventi di efficienza

energetica e di impianti di produzione in loco di energia

Aggregazioni di utenze energetiche che collegialmente

si dedicano alla gestione dell’energia, attraverso

la realizzazione di Energy Community

APPROCCIO “INDIVIDUALE” APPROCCIO “COLLEGIALE” oggi t



I benefici dell’approccio «collegiale» per gli end user

• In particolare, i benefici conseguibili sono:

• Benefici «di scala»:

• Sull’investimento iniziale: si fa riferimento al fatto che, tipicamente, gli impianti di maggiore di-

mensione sono caratterizzati da un costo unitario inferiore;

• Sul funzionamento degli asset: si fa riferimento al fatto che, tipicamente, gli impianti di taglia

maggiore sono caratterizzati, a parità di altre condizioni, da una maggiore efficienza.

• Sinergie nei profili di carico delle utenze energetiche:

• Sfruttamento locale di energia: si fa riferimento al fatto che l’aggregazione di più utenze energe-

tiche può abilitare la possibilità di sfruttare a livello locale energia che altrimenti andrebbe persa

(o ceduta in rete ad un valore inferiore);

• Riduzione della potenza contrattuale impegnata: si fa riferimento alla riduzione della cd. «quota

potenza» della bolletta energetica;

• Riduzione del numero di punti di prelievo – POD: si fa riferimento alla riduzione della cd. «quota

fissa» della bolletta energetica.

• D’altro canto, l’approccio «collegiale» comporta la necessità di sostenere degli investimenti addi-

zionali che non sarebbero necessari (o sarebbero effettuati su scala ampiamente inferiore) in caso di

approccio «individuale», come ad esempio la realizzazione delle infrastrutture di distribuzione dell’e-

nergia e dei flussi informativi all’interno della Community.


I benefici dell’approccio «collegiale» per gli end user in ambito residenziale

• I benefici derivanti dall’approccio collegiale risultano più o meno rilevanti in funzione del modello di Ener-

gy Community considerato. A titolo di esempio, si riporta un’indicazione dei benefici conseguibili in am-

bito residenziale, confrontando il caso di un singolo utente residenziale rispetto ad una «community» di

utenze residenziali (condominio).

Categoria di Beneficio Beneficio Proxy Valore

Benefici «di scala» Sull’investimento iniziale -32%Riduzione costo investimento impianto fotovoltaico

Sul funzionamento degli asset

-10%Riduzione costo O&M impianto fotovoltaico

Riduzione numero punti di prelievo

-97%Riduzione numero di POD

Sinergie nei profili di carico

delle utenze energetiche

Riduzione potenza contrattuale impegnata

-20%Riduzione potenza impegnata

Sfruttamento locale di energia

-15% Riduzione dimensione sistema di accumulo (% autoconsumo

da fotovoltaico pari a 70%)



I benefici dell’approccio «collegiale» per gli end user in ambito residenziale

• Adottando una prospettiva tecnologica, è interessante notare inoltre come l’adozione di una tecno-

logie «singole» determini un ritorno sull’investimento inferiore rispetto all’adozione delle stesse

(insieme ad altre) nell’ambito di una Energy Community.

• Focalizzando l’attenzione ad esempio sui sistemi di storage:

• L’adozione da parte di una singola utenza residenziale di un sistema di accumulo (al piombo/acido)

da 5,5 kWh «utili» ed un impianto fotovoltaico da 3 kW, per un investimento nell’ordine dei 9.000 €,

si ottiene un IRR modesto, inferiore al 2% (*).

• L’adozione da parte di una Energy Community residenziale (condominio) di un sistema di accumulo

(al piombo/acido) da 250 kWh «utili» ed un impianto fotovoltaico da 160 kW, insieme alle altre so-

luzioni tecnologiche considerate in questo modello di Community (SI VEDA CAPITOLO 2), per un

investimento nell’ordine dei 750.000 € (circa 25.000 € per utenza residenziale, ipotizzando un condo-

minio composto da 30 unità abitative), si ottiene un IRR più che doppio, pari al 4-5%.

(*) SI VEDA il Solar Energy Report 2014, dove peraltro la simulazione è effettuata ipotizzando che l’investitore goda della Detrazione fiscale del 36%.


Le criticità dell’approccio «collegiale» per gli end user

• A fronte dei suddetti benefici, oltre alla necessità di sostenere degli investimenti addizionali l’approccio

«collegiale» sconta tre tipologie di criticità per gli end user coinvolti:

• Awareness: si fa riferimento alla consapevolezza dei vantaggi derivanti dall’approccio «collegiale»

(sia rispetto all’approccio «individuale» che rispetto alla mancata gestione dell’energia);

• Financing: si fa riferimento alla capacità/possibilità di reperire (internamente e/o esternamente) le

risorse finanziarie necessarie per realizzare la Energy Community;

• Governance: si fa riferimento alla capacità di prendere decisioni in maniera collegiale ed alla stabi-

lità nel tempo delle aggregazioni di utenze.

• La Tabella mostra la rilevanza delle tre criticità con riferimento alle categorie di end user analizzate nel

Rapporto.

Categoria di end user /Criticità Residenziale Terziario Industriale

Awareness alta media medio - bassa

Financing alta alta mediaGovernance alta media medio - bassa



Le criticità dell’approccio «collegiale» per gli end user: financing

• Il reperimento delle risorse finanziarie necessarie per la realizzazione di una Energy Community

risulta la «criticità» più rilevante, trasversalmente alle categorie di end user.

• Ciò rappresenta un limite all’approccio considerato in precedenza all’interno del Rapporto (SI VEDA

CAPITOLO 4), secondo il quale sono gli end user che si costituiscono in una Energy Community a

sostenere il relativo investimento, pro-quota rispetto al proprio fabbisogno energetico.

• È interessante pertanto valutare modelli di implementazione delle Energy Community alternativi,

basati sul reperimento delle risorse finanziarie necessarie da pare di un soggetto terzo, esterno alla

Community.


Un modello emergente:Microgrid-as-a-service

• Un modello «emergente» che sta catturando crescente interesse fa riferimento al cd. «Microgrid-as-a-service».

• Il modello, che può essere accomunato ad un «modello ESCo» (Energy Service Company) tipico degli

interventi di efficienza energetica, prevede che un soggetto esterno alla Community («Energy Com-

munity provider») si occupi della realizzazione dell’Energy Community (ivi compreso il reperimento

delle risorse finanziarie necessarie) e della successiva gestione della stessa.

• In particolare, l’Energy Community provider:

• Si assume l’onere di sostenere gli investimenti necessari per la realizzazione dell’Energy Community;

• Prende in carico la gestione della Energy Community;

• Gestisce l’energia prodotta all’interno dell’Energy Community:

• Vendendo l’energia alle utenze energetiche all’interno dell’Energy Community, sulla base di

un contratto avente una durata tale da consentirgli una congrua remunerazione dell’investimento

sostenuto;

• Valorizzando verso il sistema elettrico l’energia e/o i servizi resi disponibili dall’Energy Com-

munity.




• A livello internazionale alcuni importanti player si stanno muovendo in questa direzione. Interessante

appare la fusione, avvenuta nel Marzo 2013, tra Green Energy Corp e horizon Energy Group, imprese

statunitensi aventi competenze sinergiche rispettivamente nell’ambito dell’approccio «full-service

provider» e della realizzazione di Energy Community.

• Il principale beneficio di questo approccio risiede nel fatto che si elimina per il cliente finale il proble-

ma del finanziamento della Energy Community, aspetto che tuttavia «si ribalda» sull’Energy Community

provider.

• Vale la pena inoltre riflettere sul possibile effetto «lock-in» potenzialmente percepibile dagli end user,

nella misura in cui è necessaria la stipula di contratti pluriennali per consentire all’Energy Community

provider una congrua remunerazione degli investimenti. effettuati.

GREEN ENERGY CORP

Service provider nell’ambito della gestione sostenibile dell’energia, dell’acqua e dei

sistemi agricoli per comunità locali

HORIZON ENERGY GROUP (+ HORIZON MICROGRID SOLUTION)

Sviluppatore di soluzioni per Energy Community

GREEN ENERGY CORP

progettazione, realizzazione e gestione di Energy Community



• Una possibile evoluzione del modello «Microgrid-as-a-service, la quale potrebbe essere abilitata dall’e-

voluzione dell’attuale quadro normativo-regolatorio delineata in precedenza, prevede il coinvolgimento

di altri player (quali i venditori dell’energia ed i gestori delle reti elettriche pubbliche).

(*) Questa figura può fare riferimento a diverse categorie di soggetti, ad oggi operanti a vario titolo nel settore dell’e-nergia, quali ad esempio le Energy Service Companies (ESCo), i Retailer e (in uno scenario prospettico) gli Aggregatori.

Aggregazione di utenze energetiche

Remunerazione per flessibilizzazione dei consumi

Remunerazione per flessibilizzazione dei consumi

Realizzazione e gestione EC

Flessibilizzazione dei consumi

Acquisto energia

Info su profili di consumo delle utenze

Flessibilizzazione dei consumi

Condivisione beneficio derivante da info su profili di consumo

Energy Community provider (*)

Retailer Gestore di rete (DSO/TSO)




• Il tema del finanziamento pertanto, sia esso a carico dell’aggregazione di utenze energetiche o dell’E-

nergy Community provider, rappresenta un aspetto cruciale per la diffusione delle Energy Commu-

nity, considerato anche il volume di investimenti in gioco (nell’ordine dei milioni di euro per un singolo

investimento).

• Dal punto di vista degli istituti di credito, che hanno erogato circa 25 mld € di finanziamenti per in-

vestimenti in rinnovabili ed (in misura residuale) efficienza energetica tra il 2007 ed il 2012, le Energy

Community rappresentano un’interessante opportunità di business emergente, seppur percepita nel

medio-lungo periodo.

• Ciò deriva, da un lato, dall’instabilità percepita del quadro normativo-regolatorio, dall’altro lato da

una serie di criticità insite in questo business, parte delle quali già riscontrate nell’ambito del finanzia-

mento all’efficienza energetica.

Criticità «peculiari» Criticità «trasversali»

Valutazione tecnica degli interventi (multi-tecnologia) e dei relativi ritorni economici

Garanzia dell’«affidabilità» della controparte (multi-cliente)

Valutazione tecnica degli interventi e dei relativi ritorni economici (e della relativa stabilità)

Garanzia della continuità nel tempo dell’attività oggetto di finanziamento

Sbilanciamento tra sponsor del progetto e progetto stesso (soprattutto se promosso da Energy Service

Company)



• Accanto al «tradizionale» credito bancario, possono esse-

re prese in considerazione modalità di finanziamento al-

ternative, quale ad esempio i mini-bond.

• I mini-bond, introdotti dal DL 83/2012 del 7 agosto 2012,

permettono alle PMI (imprese con un numero di dipen-

denti inferiore a 250 e fatturato inferiore a 50 mln € o un

totale dell’attivo di SP inferiore ai 43 mln €) di reperire

liquidità alle seguenti condizioni:

• I mini-bond rappresentano una modalità «innovativa» per il reperimento delle risorse finanziarie neces-

sarie per la realizzazione di Energy Community da parte degli Energy Community provider, special-

mente per quelli che non presentano i requisiti minimi per poter emettere obbligazioni sul mercato

azionario (fatturati in media inferiori ai 2 mln € e forma giuridica che normalmente non è quella della

Società per Azioni).

• L'emissione dei titoli dovrà essere assistita da uno sponsor

• L'ultimo bilancio dell'impresa emittente dovrà essereassoggettato a revisione contabile;

• I titoli dovranno essere collocati presso investitori qualificati.

anche se queste non si configurano come S.p.A.

Investitori

Energy Community

provider

Aggregazione di utenze

energetiche

Restitituzione capitale + interessi

Acquisto energia

Sottoscrizione bond

Investimento iniziale


Metodologia

• La ricerca – i cui risultati sono raccolti all’interno del Rapporto - è stata condotta utilizzando approcci meto-

dologici diversi, ancorché fortemente interrelati. Ciò si è reso necessario data l’ampiezza ed eterogeneità

delle tematiche analizzate, riguardanti gli aspetti tecnologici, la sostenibilità economica, il quadro norma-

tivo di riferimento ed i trend di mercato relativi alle Energy Community.

• Si riporta, nel seguito, il dettaglio delle principali assunzioni effettuate per le analisi, le stime e le simulazio-

ni richiamate nelle diversi Capitoli del Rapporto.


La Metodologia

Capitoli 1 e 2

• Le analisi presentate all’interno dei Capitoli 1 e 2 sono costruite sulla base di:

• Analisi estensiva della letteratura tecnica ed ingegneristica sul tema e delle ricerche promosse dai

principali centri ed istituti di ricerca a livello mondiale;

• Circa 100 interviste dirette condotte con ricercatori, docenti universitari sia del Politecnico di Milano

sia di altre università, centri di ricerca italiani ed europei e con gli operatori del settore.

• Panel study che ha coinvolto esperti del settore, ricercatori e professori afferenti ad istituzioni diverse

dal Politecnico di Milano, per corroborare le informazioni raccolte ed individuare i modelli di Energy

Community maggiormente interessanti.

Capitolo 3

• Le analisi presentate all’interno del Capitolo 3 sono costruite sulla base di:

• Censimento e raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche (attraverso l’esame di siti web istitu-

zionali, la consultazione del database AIDA, l’analisi di annual report e altra documentazione pubblica)

di oltre 100 imprese operanti nelle diverse filiere coinvolte;

• Censimento e raccolta di informazioni anagrafiche di oltre 20 progetti intrapresi o in fase di sviluppo a

livello nazionale ed internazionale;

• Realizzazione di una serie interviste dirette su un campione di imprese/progetti selezionati tra quelli che

sono stati censiti nell’analisi.


La Metodologia

Capitolo 4




• Panel study che ha coinvolto esperti del settore, ricercatori e professori afferenti al Politecnico di Mi-

lano e ad altre istituzioni, per corroborare le informazioni raccolte ed individuare il set di tecnologie

più rilevante per ciascuno dei modelli di Energy Community analizzato;

• Sviluppo ed applicazione di modelli di simulazione costruiti e validati attraverso un confronto con

esperti di settore, al fine di stimare la sostenibilità economica ed energetica delle Energy Community

• Al fine di favorire la comprensione delle valutazioni svolte nel Rapporto, nelle tabelle che seguono si

riportano i principali valori medi di riferimento che sono stati considerati per le diverse valutazioni ef-

fettuate.

Capitolo 4

• Modelli di Energy Community e tecnologie abilitanti (per la produzione ed utilizzo dell’energia):

• RES

DimensionamentoTecnologia Costo d’investimento [€] Costo annuo di O&M [€]

Fotovoltaico 160 kWe 224.000 6.000

Sistemi di illuminazione efficienti

2 lampade «equivalenti»per ogni unità abitativa 1.200 -

Smart appliances 1 lavatrice e lavastoviglie per ogni unità abitativa

45.000 1.000

Pompa di calore 250 kWth 100.000 1.500

Building automation 1 sistema per ogni unità abitativa 135.000 2.700

Mobilità elettrica 2 auto ed 1 colonnina di ricarica

54.000 900

Sistema di accumulo (batteria al piombo)

250 kWhe 108.000 1.500


La Metodologia

Capitolo 4


Fotovoltaico 1.200 kWe 1.320.000 25.000

Sistemi di illuminazione efficienti 63.000 -

Cogenerazione 600 kWth 400.000 12.000

Building automation 120.000 2.500

Sistema di accumulo (batteria al litio)

450 kWhe 740.000 5.000

• TER-HEI

650 lampade «equivalenti»per ogni building1 sistema per ogni

building

Capitolo 4


• TER-HPI

• IND-HPI

Dimensionamento

Dimensionamento

Tecnologia

Tecnologia

Costo d’investimento [€]

Costo d’investimento [€]

Costo annuo di O&M [€]

Costo annuo di O&M [€]




Cogenerazione 2.600 kWth 1.500.000 100.000


Building automation 1 sistema per ogni edificio 130.000 2.500


2.500 kWhe 2.800.000 5.000


220 kWhe 400.000 3.000

1.800 lampade «equivalenti»per ogni building

330 lampade «equivalenti»per ogni building


La Metodologia

Capitolo 4


• URBANO




Smart appliances 225.000 5.000

Pompa di calore 5x250 kWth 500.000 7.500

Building automation 800.000 16.000

Mobilità elettrica 2 auto ed 1 colonnina di ricarica

157.000 3.500

Sistema di accumulo (batteria al piombo)

250 kWhe 4.300.000 10.000


2.100 lampade «equivalenti»per ogni unità abitativa

1 lavatrice e lavastoviglie per ogni unità abitativa

1 sistema per ogni unità abitativa/building

Capitolo 5


• Analisi estensiva della normativa nazionale ed europea relativa al tema;

• Raccolta di opinioni di esperti ed operatori del mercato, che ha consentito di comprendere più nel

dettaglio l’impatto che il quadro normativo sta avendo e verosimilmente avrà nel futuro sulla diffusione

delle Energy Community.


La Metodologia

Capitolo 6




• Sviluppo e l’applicazione di modelli di simulazione costruiti e validati attraverso un confronto con

esperti di settore, al fine di stimare il potenziale teorico di diffusione delle Energy Community e gli

scenari di penetrazione verosimile;

• Realizzazione di una serie interviste dirette su un campione di utenze energetiche, imprese ed altri

stakeholder (istituti di credito, Energy Service Companies) tra quelli che sono stati censiti nell’analisi.


Gruppo di lavoro

Vittorio Chiesa - Direttore Energy & Strategy GroupMaurizio Delfanti - Dipartimento di Energia

Davide Chiaroni - Responsabile della RicercaFederico Frattini - Responsabile della Ricerca

Simone Franzò - Project Manager

Marco AlbertiMarco ChiesaLorenzo ColasantiIdiano D’AdamoDavide RebosioRiccardo TerruzziAnnalisa TognoniAnna TemporinGiovanni Toletti

Con la collaborazione di: Marco MaglioccoGiulia MianoDaria Panetta


La School of Management

La School of Management del Politecni-co di Milano è stata costituita nel 2003.Essa accoglie le molteplici attività di ri-cerca, formazione e alta consulenza, nel campo del management, dell’economia e dell’industrial engineering, che il Poli-tecnico porta avanti attraverso le sue di-verse strutture interne e consortili.Fanno parte della Scuola: il Dipartimento di Ingegneria Gestionale, i Corsi Under-graduate e il PhD Program di Ingegneria Gestionale e il MIP, la Business School del Politecnico di Milano che, in particolare, si focalizza sulla formazione executive e

sui programmi Master.La Scuola può contare su un corpo do-cente di più di duecento tra professori, lettori, ricercatori, tutor e staff e ogni anno vede oltre seicento matricole entra-re nel programma undergraduate.La School of Management ha ricevuto, nel 2007, il prestigioso accreditamento EQUIS, creato nel 1997 come primo stan-dard globale per l’auditing e l’accredi-tamento di istituti al di fuori dei confini nazionali, tenendo conto e valorizzando le differenze culturali e normative dei vari Paesi.


L’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano è composto da docenti e ricercatori del Dipartimento di Ingegneria Gestionale e si avvale delle competenze tecnico-scientifiche di altri Dipartimenti, tra cui in particolare il Dipartimento di Energia.L’Energy & Strategy Group si pone l’o-biettivo di istituire un Osservatorio permanente sui mercati e sulle filie-re industriali delle energie rinnovabili, dell'efficienza energetica e della soste-nibilità ambientale d'impresa in Italia, con l’intento di censirne gli operatori,

analizzarne strategie di business, scelte tecnologiche e dinamiche competitive, e di studiare il ruolo del sistema norma-tivo e di incentivazione.L’Energy & Strategy Group presenta i ri-sultati dei propri studi attraverso:•rapporti di ricerca “verticali”, che si oc-

cupano di una specifica fonte di energia rinnovabile (solare, biomasse, eolico, geotermia, ecc.);

•rapporti di ricerca “trasversali”, che af-frontano il tema da una prospettiva inte-grata (efficienza energetica dell’edificio, sostenibilità dei processi industriali, ecc.).

La School of Management e L'Energy & Strategy Group

L’Energy & Strategy Group


Le Imprese Partner

ABB

Acea

BLS

CESI

Edison

Enel Green Power

Eni Power

Fondazione S.Tronchetti Provera

Hitachi Chemical

SELTA

Siemens

Telecom

VIMAR


Le Imprese Partner

ABB (www.abb.com) è leader nelle tecnologie per l'e-nergia e l'automazione che consentono alle utility e alle industrie di migliorare le loro performance, ridu-cendo al contempo l'impatto ambientale. Le società del Gruppo ABB impiegano circa 145.000 dipendenti in oltre 100 Paesi.La storia di ABB risale alla fine del diciannovesimo se-colo e rappresenta un duraturo e illustre esempiodi innovazione e leadership tecnologica in molti settori industriali, che, unitamente a presenza globale, cono-scenza applicativa e competenze locali rappresenta i fattori chiave di un’offerta di prodotti, sistemi e servizi che permettono ai clienti di ABB di migliorare le loro attività in termini di efficienza energetica, affidabilità delle reti e produttività industriale.La rete elettrica del futuro dovrà essere una versione ottimizzata dell’attuale, provvista di sistemi estesi di monitoraggio e comunicazione, nuove interconnes-sioni, un flusso bidirezionale di energia e informazioni,strutture per l’accumulo dell’energia e una porzione sempre più ampia dedicata alla produzione provenien-te da fonti distribuite e rinnovabili. Il sistema dovrà essere altamente automatizzato per garantire la disponibilità di approvvigionamenti sicuri ed efficienti destinati all’uso industriale, commerciale e domestico. ABB considera il concetto di smart grid come un siste-ma basato sugli standard di settore, in grado di offrire energia elettrica in modo costante, sicuro e sostenibi-le. Tale sistema dovrà essere in grado di oltrepassare le frontiere nazionali e internazionali, così da consentire il commercio di energia tra regioni limitrofe, e dovrà es-

sere provvisto di sistemi di monitoraggio e controllo in tempo reale in grado di contenere e correggere auto-maticamente le anomalie per garantire ai consumatori la disponibilità di energia elettrica di qualità elevata.Sebbene una smart grid completa sia attualmente solo un’idea per il futuro, da alcuni anni ABB studia le tecnologie e gli standard necessari allo sviluppo della stessa, di cui diversi sono già in uso. Potendo vantare un’ampia gamma di tecnologie per l’energia e l’auto-mazione, ABB sta assumendo un ruolo di spicco nella fornitura di soluzioni integrate per lo sviluppo delle reti intelligenti.La vasta gamma di soluzioni di ABB comprende le fun-zioni tecnologiche necessarie per il sistema elettrico del futuro, ovvero: • Capacità, per sostenere in modo economico l'e-

norme domanda di elettricità. • Affidabilità, per disporre su richiesta di energia

elettrica di elevata qualità. • Efficienza, lungo l'intera catena di valore. • Sosten bilità, attraverso l'integrazione efficace del-

le fonti rinnovabili nella rete.Numerosi sono i progetti realizzati finora, che rappre-sentano solo una piccola parte dell’intero sistema. ABB sta attualmente lavorando a più di 20 progetti pilota in tutto il mondo per testare nuove soluzioni e sondare le prestazioni offerte dalle soluzioni esistenti su larga sca-la. Questi progetti coprono tutti gli aspetti delle smartgrid, dall’accumulo dell’energia, alla gestione della rete, alle funzioni di misurazione e comunicazione, fino all’automazione della distribuzione e ai sistemi di auto-mazione domestica.


Acea Distribuzione SpAAcea Distribuzione è la società del Gruppo Acea titolare della concessione Ministeriale per la gestio-ne della rete di distribuzione di energia elettrica di Roma e Formello, estesa per circa 29.000 km e in grado di alimentare circa 2,7 milioni di abitanti residenti.Per volumi di energia elettrica distribuita, circa 12.000 GWh/anno, Acea è il terzo operatore italiano del settore. Fino a maggio 2013 Acea Distribuzione si è occupata anche della rete di l’illuminazione pub-blica e artistica della Capitale con oltre 190.000 punti luce installati, attività oggi confluita in Acea Illumina-

zione Pubblica Spa.Progetto Smart GridAcea Distribuzione nel novembre 2010 ha presen-tato all’Autorità per l’energia elettrica e il gas il progetto Smart Grid, che è stato selezionato ed am-messo tra i progetti pilota incentivati. L’applicazione della tecnologia innovativa interessa una rete già in esercizio nell’area di Malagrotta - Ponte Galeria e rappresenta il primo passo di un più ampio piano di ammodernamento della rete. Il progetto pilota è stato avviato nel gennaio 2011, i lavori sono prose-guiti nel corso del 2012 e arriveranno a completa-mento entro il 2013.


Le Imprese Partner

BLS (Business Location Südtirol-Alto Adige), Agen-zia della Provincia Autonoma di Bolzano per il mar-keting territoriale e la localizzazione d‘impresa, funge da punto di riferimento gratuito per tutte le questioni inerenti l‘avvio di progetti aziendali sul ter-ritorio altoatesino: consulenze di scenario, messa in rete con i partner pubblici e privati più indicati, in-dividuazione delle aree produttive e degli immobili più idonei. Partner ideale per le aziende e gli investitori che guardano all‘Alto Adige e ai mercati del Nord Eu-ropa, BLS fornisce informazioni di dettaglio utili ad orientarsi nel tessuto economico e sociale locale, così come a proiettarsi sui mercati dell’area tedesca, valutare il potenziale di mercato, ricercare le oppor-tunità di finanziamento e le agevolazioni disponibili. Fornisce inoltre assistenza nel disbrigo delle prati-che burocratiche (come l‘ottenimento di permessi e contributi), e nelle attività di avvio del progetto aziendale (dal business plan alla ricerca dei collabo-ratori).I servizi di BLS sono pensati per agevolare la presa di contatto con un‘incomparabile business location, affermato punto di incontro tra i principali flussi eco-nomici europei. E più in generale con un territorio plurilingue e multiculturale, caratterizzato da un‘inci-siva automia amministrativa e fortemente impronta-to in ogni settore a sostenibilità, rispetto ambienta-le, qualità ed efficienza.

Un contesto economico sano, con il Pil più alto d’I-talia e tante imprese forti di know-how ed esperien-ze eccellenti, che diventano spesso aziende leader nel loro settore. Infrastrutture efficienti, una pubbli-ca amministrazione snella e funzionale, incentivi alla ricerca, sostegni all'imprenditoria giovane e femmi-nile. Ma anche buone scuole, varietà culturale, pae-saggi incantevoli, natura e spazi aperti. Tutto questo fa già oggi dell’Alto Adige l’habitat ideale per vive-re, lavorare e fare impresa.Quella di Bolzano è la provincia italiana che in que-sti anni ha messo in campo le più efficaci politiche e ha disegnato la più chiara prospettiva di innova-zione con l‘obiettivo di uscire dalle energie fossili. Il 39% dell’energia totale (elettrica, termica, traffico) consumata in Alto Adige è già rinnovabile, contro un 15% in Italia e un 13% nell’UE. Ma il 75% del fabbiso-gno energetico dell’Alto Adige sarà coperto da fonti rinnovabili entro il 2020, e si arriverà al 90% entro il 2050.L’Alto Adige ha insomma una chiara visione del pro-prio futuro, ed intende condividerla con le aziende più innovative del panorama nazionale e interna-zionale. Che troveranno qui, pronti ad affiancarle e disponibili a curare il transfer tecnologico e di co-noscenze, partner estremamente qualificati come EURAC, Istituto Fraunhofer, IIT, Eco-Research, Libera Università di Bolzano, nonchè istituzioni come BLS, TIS e Agenzia CasaClima.


CESI - Centro Elettrotecnico Sperimentale Italia-no - è stato fondato nel 1956 dal professor Ercole Bottani, docente di Elettrotecnica generale presso il Politecnico di Milano, per facilitare lo sviluppo e la sicurezza del Sistema Elettrico Italiano, oltre che per offrire laboratori di testing e servizi di certificazione per l’industria elettromeccanica. Oggi CESI sviluppa un giro d’affari di oltre 120 milio-ni di euro ed opera in più di 40 paesi al mondo, gra-zie ad un network di 1.000 professionisti e attraverso i propri stabilimenti ed uffici in Italia (Milano, Seriate e Piacenza), Germania (Berlino e Mannheim), Emirati Arabi Uniti (Dubai) e in Brasile (Rio de Janeiro). CESI opera da oltre 50 anni come leader globale nella for-nitura di servizi integrati di testing e certificazione, consulenza ed ingegneria per gli operatori del setto-re elettro-energetico come imprese di generazione e distribuzione, gestori delle reti di trasmissione, enti regolatori, pubblica amministrazione, sviluppatori, nonché per aziende internazionali di componenti-

stica elettromeccanica ed automazione industriale. CESI inoltre collabora con importanti enti finanzia-tori di progetti volti a realizzare grandi infrastrutture elettriche come EuropeAid, World Bank, European Bank of Reconstruction and Development, Asian Development Bank, African Development Bank e Inter-American Bank. Il marchio CESI è riconosciuto sul mercato globale ed è associato ad esperienza, qualità ed indipen-denza nonché a competenze tecniche e attrezzature di laboratorio distintive a livello internazionale. CESI possiede un vasto network commerciale interna-zionale ed importanti referenze globali. Avanzato know-how tecnologico, esperienza, indipendenza, sviluppo di soluzioni ad hoc, fanno di CESI un leader dei servizi tecnico-specialistici e della consulenza agli operatori del settore elettrico.CESI è una società indipendente che vanta impor-tanti aziende nazionali ed internazionali come sha-reholders, tra i quali Enel, Terna e ABB.


Le Imprese Partner

Edison è la più antica società elettrica d’Europa e uno dei principali operatori nel settore italiano dell’energia. Per 130 anni Edison è stata protagoni-sta dello sviluppo industriale del nostro Paese, oggi ha in Electricité de France (EDF) un azionista di rife-rimento stabile, solido e impegnato a sostenerne la crescita, sia in Italia sia all’estero. Edison continuerà a operare nel suo tradizionale bu-siness dell’energia elettrica e avrà un ruolo sempre più importante nel settore degli idrocarburi, dove negli anni ha costruito competenze di altissimo livel-lo anche in campo internazionale.Edison è al servizio dello sviluppo delle imprese italiane e della crescita del Paese, con offerte van-taggiose di elettricità e gas anche per le famiglie. Il Gruppo ha oltre 3.200 dipendenti ed è presente in più di 10 Paesi distribuiti in Europa, Africa e Medio Oriente.Edison può contare su un parco centrali tra i più effi-cienti ed ecocompatibili in Italia, dispone di una ca-pacità di generazione elettrica di circa 7,7 GW e nel 2013 ha prodotto 18,7 TWh di energia elettrica di cui 5,2 TWh da fonti rinnovabili. Edison beneficia di un portafoglio diversificato di

approvvigionamento gas grazie anche alla capacità di rigassificazione LNG presso il terminale di Rovigo.La crescita nel settore degli idrocarburi è perseguita attraverso l’espansione delle attività di Exploration & Production e l’aumento della capacità di stoccag-gio in Italia. Il gruppo Edison inoltre nel giugno 2013 ha rafforzato la propria posizione in Norvegia con l’assegnazione di quattro nuove licenze di esplora-zione e produzione di idrocarburi nella piattaforma continentale norvegese. Nel settore dell’efficienza energetica, Edison affian-ca il cliente in tutto il processo che va dall’auditing energetico alla realizzazione, gestione e manuten-zione di impianti per l’autoproduzione di energia elettrica. Edison propone un modello di business innovativo in virtù del quale sostiene l’investimento necessario all’intervento di efficientamento e si re-munera con parte del risparmio energetico ottenuto dal cliente.Nel ventaglio dei temi inerenti le attività di ricerca e innovazione, Edison dedica particolare attenzio-ne alle energie rinnovabili e compie una costante attività di monitoraggio ed assessment delle nuove tecnologie.


Enel Green Power, nata nel dicembre 2008, è la so-cietà del Gruppo Enel dedicata allo sviluppo e alla gestione delle attività di generazione di energia da fonti rinnovabili a livello internazionale, presen-te in Europa, nel continente americano e recente-mente in espansione anche in Africa.È tra i principali operatori a livello internazionale nel settore della generazione di energia da fonti rinnovabili: con oltre 29 miliardi di kWh – prati-camente il fabbisogno di 10 milioni di famiglie – prodotti nel 2013 in Europa, Usa e America Latina, grazie a 750 impianti, EGP ha una capacità istal-lata di 8900 MW suddivisi in un mix di tecnologie green ben calibrato, cioè eolico, solare, idroelet-trico, geotermico e biomassa. Contribuiamo con il nostro impegno ad uno svi-

luppo sostenibile. Riteniamo che le fonti rinnova-bili costituiscano uno strumento importante per promuovere la competitività del sistema produt-tivo dei diversi Paesi e per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento delle fonti di energia: la produzione diffusa di elettricità da acqua, sole, vento e calore della terra contribuisce infatti a una maggiore autonomia energetica delle nazio-ni, e allo stesso tempo sostiene la salvaguardia dell'ambiente.L'obiettivo di Enel Green Power è quello di cre-scere incrementando notevolmente la capacità in-stallata e ottimizzando, per ogni Paese, il mix delle tecnologie, in un'ottica di valorizzazione delle ca-ratteristiche specifiche dei territori e facendo leva sulle competenze acquisite da Enel nel settore.


Le Imprese Partner

Enipower spa, società controllata al 100% da eni, è stata costituita nel novembre 1999. Ad enipower sono state conferite centrali per la generazione di energia elettrica di tipo convenzionale, con potenza installata di circa 1 GW, da EniChem (ora Versalis/Syndial) e Agip Petroli (ora eni refining & marketing).La società ha completato un piano di investimenti che comporta la graduale sostituzione degli impianti tradizionali, acquisiti alla sua costituzione, con mo-derni impianti a ciclo combinato, alimentati a gas naturale, che garantiscono standard elevati per la sicurezza e la salute delle risorse umane impiegate e per la salvaguardia dell’ambiente.Dal 1° gennaio 2007 enipower e la controllata eni-power mantova hanno stipulato con eni contratti di conto lavorazione (tolling) in base ai quali le due so-cietà svolgono le attività di generazione per conto di eni che provvede alla commercializzazione dell’ener-gia prodotta. Nel 2011 un analogo contratto è stato attivato tra eni e sef s.r.l. (società proprietaria della centrale di Ferrara).Dal 1° giugno 2006 la società ha acquisito da Eni-Tecnologie le “Attività Fotovoltaiche”, costituite dallo stabilimento di Nettuno (RM) per la produzio-ne di celle e moduli con celle fotovoltaiche al silicio.Dal 1° gennaio 2010 enipower ha acquisito da eni-

servizi la proprietà e la gestione della Centrale di Cogenerazione di Bolgiano e delle sue reti di distri-buzione.In coerenza con gli indirizzi strategici di gruppo, eni-power è indirizzata inoltre a valutare nuove opportu-nità di ulteriore sviluppo e diversificazione.Ad oggi enipower spa, con le sue controllate, di-spone di 7 centrali elettriche nei siti petrolchimici di Brindisi, Ferrara, Mantova e Ravenna, nelle raffinerie di Ferrera Erbognone e Livorno e nell’Impianto di Cogenerazione di Bolgiano. Con una potenza instal-lata di 5.2 GW enipower si colloca fra i primi produt-tori nazionali di energia elettrica e al primo posto come produttore di vapore tecnologico. Gli impianti enipower proseguono la loro originale vocazione di fornitori di energia elettrica per i siti industriali ospi-tanti e sono dimensionati per cedere parte dell’e-nergia prodotta alla RTN.Nell’arco del piano 2013-2016 sono previsti investi-menti tesi a conseguire maggiore flessibilità ed af-fidabilità del parco produttivo ed il revamping della centrale di Bolgiano.Nell’ambito del fotovoltaico, sono stati completati investimenti che hanno portato la potenza installata a circa 10 MW, distribuita su sette siti produttivi, con una produzione annua a regime superiore a 13 GWh.


La Fondazione Silvio Tronchetti Provera, costituita il 12 giugno 2001, da statuto promuove attività disostegno alla ricerca nei settori dell’economia, della scienza, della tecnologia, del management e della formazione. Dalla data della sua costituzione ad oggi la Fondazione ha attivato più di 200 borse di studio nei settori dei tyre systems, delle energie rinnovabili, dei materiali avanzati, delle nanotec-nologie, della fotonica, della meccanica avanzata, delle green technologies e di quelle della scienza della vita.Nel campo delle nuove energie la Fondazione ha avviato parecchie ricerche con varie Università e centridi ricerca tra cui le più significative sono : • Microgenerazione (Micro combined heat and

power) basata sulle fuel cell per basse potenze • elettriche (1-3 KW) e Termiche (8-10 KWTH) • Sistemi di energy saving basati su Green IT e

Green Software • Fotonica per energia: Il progetto ha come

obiettivo generale lo sviluppo di nuove tecno-logie atte ad aumentare l’efficienza dei pan-nelli per la produzione di energia solare foto-voltaica e ridurne i costi di produzione con lo scopo ultimo di aumentare la competitività di questa fonte sul mercato dell’energia

• Minienergie: la Fondazione ha definito nuove piattaforme per : • Mini Hydro • Mini Eolico • Mini solare termodinamico

Infine, di grande significato la collaborazione con la Regione Lombardia nell’organizzazione nel mese di febbraio 2014 la terza edizione dell’Osservatorio sul-le energie rinnovabili con il contributo del Politec-nico di Milano, dell’Università degli studi di Milano Bicocca e dell’Università commerciale Luigi Bocconi


Le Imprese Partner

Hitachi Chemical Co., Ltd. (con un fatturato pari a 494 mi-liardi di yen - 3,6 miliardi di euro - e 18.000 dipendenti, al 2013) è la società del gruppo Hitachi Co., Ltd (con un fat-turato di 9.6 trilioni di yen - 69 miliardi di euro - e 321.000 dipendenti, al 2013) dedicata allo sviluppo di prodotti e componenti chimici. La divisione chimica di Hitachi Co., Ltd, fondata nel 1912, inizia ad operare nella produzione di vernici isolanti, laminati industriali, isolatori in porcellana e componenti in carbonio. Questi prodotti, uniti al know-how e le competenze in chimica organica e inorganica, costituiscono il fondamento delle tecnologie e delle solu-zioni commercializzate attualmente da Hitachi Chemical. Nel 1962, a partire dalla divisione chimica, viene fondata la società Hitachi Chemical Corporation Ltd che, grazie allo sviluppo costante di piattaforme tecnologiche svilup-pa tecnologie innovative per nuovi mercati. Attualmente Hitachi Chemical è attiva sul mercato con due principali linee di prodotti: (i) materiali funzionali come componenti elettronici, inorganici, polimerici; (ii) sistemi evoluti quali prodotti per il mercato automotive, strumenti diagnostici avanzati e dispositivi di storage di energia. Questi ultimi ricomprendono la produzione di batterie per applicazioni automotive, per applicazioni industriali e per applicazioni energetiche. Hitachi Chemical, a differenza di altri produt-tori di batterie, è anche integrata a monte nella realizza-zione della componentistica di base per la realizzazione del catodo e dell’anodo delle batterie. Lo spirito “gre-en” del Gruppo Hitachi sta contribuendo alla creazione di un paradigma smart grid. Questo risultato è raggiunto attraverso le attività di ricerca e sviluppo volte a migliorare l'efficienza di generazione di energia elettrica delle celle fotovoltaiche, riducendo il carico ambientale e mitigando le fluttuazioni di energia da fonti rinnovabili, e aumentan-

do il ciclo di vita e la capacità delle batterie al piombo acido e agli ioni di litio. In particolare, le attività di R&S di Hitachi Chemical sui sistemi di storage hanno portato allo sviluppo di: (i) batterie al piombo-acido a lunga durata, in grado di competere, sul ciclo di vita e sulla profondità di scarica, con le tradizionali batterie agli ioni di litio; (ii) bat-terie agli ioni di litio con cicli di vita raddoppiati in poco più di un anno e profondità di scarica completa; (iii) con-densatori agli ioni di litio che possono essere utilizzati per applicazioni in cui si richiede alle batterie di fornire un’e-levata potenza in pochi secondi. Le soluzioni di energy storage, fornite da Hitachi Chemical, vengono utilizzate per: (i) controllare il consumo massimo di energia duran-te il giorno in modo efficace utilizzando e/o vendendo in rete l’energia elettrica nelle ore notturne; (ii) mitigare le fluttuazioni di produzione energetica derivanti dalle fonti energetiche rinnovabili (principalmente eolico); (iii) forni-re servizi accessori ai gestori della rete (servizi ancillari, di regolazione di frequenza), al fine di migliorare la qualità della fornitura di energia elettrica; (iv) ottimizzare l'approv-vigionamento energetico e l'utilizzo dell’energia in città in ottica smart grid. Per esempio, in Giappone, il gruppo Hitachi, ha sviluppato progetti di Smart Factory e Smart City con impianti rinnovabili (fotovoltaici, eolici) e batterie al piombo acido e agli ioni di litio. Uno dei punti di forza di Hitachi Chemical è il fatto di essere un produttore multi-batterie. L’azienda è in grado di fornire prodotti e soluzio-ni sia per applicazioni in energia che per applicazioni in potenza, fornendo anche sistemi ibridi piombo-litio per lo stesso impianto. Hitachi Chemical, a fine Aprile 2014, ha installato più di 105 MWh di batterie al piombo acido e più di 7 MWh di batterie agli ioni di litio per applicazioni energetiche in tutto il mondo.


Energy automation, Enterprise communication, Bro-adband networks, Security. Selta è un’azienda italiana, da oltre quarant’anni protagonista nei settori dell’Automazione, Teleco-municazioni e ICT. Attiva su tre versanti principali: l’Automazione, il Telecontrollo, le Telecomunicazioni di Servizio per le reti delle utilities nel campo dell’e-nergia e dei trasporti; la comunicazione unificata e collaborazione su reti IP, il cloud, le reti di accesso broadband; la sicurezza per il mondo della Difesa. Fondata nel 1972, Selta oggi opera con 380 perso-ne distribuite tra le sedi italiane di Cadeo (Piacenza), Tortoreto (Teramo), Roma e le sedi dirette in Spagna (Madrid) e nella Federazione Russa (Mosca). Nel resto d’Europa e in Medio/Estremo Oriente, Africa, Ame-rica Latina, Selta è invece presente in modo indiret-to attraverso partnership con distributori e general contractor che gli consentono di partecipare a grandi progetti infrastrutturali. Il fatturato del 2011 ammonta a 62,5 milioni di euro (riferiti a 358 dipendenti), di cui il 13% investiti in attività di ricerca e sviluppo. L’eccellenza delle soluzioni e la costante spinta all’innovazione consente a Selta di confrontarsi con successo con i grandi gruppi mondiali del settore. L’azienda vanta collaborazioni costanti con le più prestigiose università e poli tecnologici. I clienti di Selta sono public utilities dei settori dell’energia e trasporto ferroviario, operatori di telecomunicazioni, Pubblica Amministrazione locale e centrale, uffici e aziende di ogni dimensione. Nel campo delle soluzioni per gli enti elettrici, Sel-

ta è stata una delle prime in Europa a sviluppare piattaforme di automazione e controllo conformi ai nuovi standard IEC 61850 per la gestione della rete di trasporto, ed è oggi il maggior fornitore in Terna di queste piattaforme tecnologiche. Selta proget-ta soluzioni “mission critical” per la supervisione, il controllo e l’automazione di reti geograficamente distribuite, oltre a sistemi per telecomunicazioni di servizio. In modo particolare è impegnata nei nuovi sviluppi riguardanti le Smart Grid, ovvero la gestione intelligente della rete di distribuzione, della rete di trasmissione a media e alta tensione, degli impianti di generazione e dei sistemi di protezione della rete elettrica. Inoltre è attiva nella proposizione di solu-zioni per le Smart City, facilitata dalla forte esperien-za e competenza in due mondi convergenti, quello delle telecomunicazioni e Ict da un lato e quello dell’automazione dall’altro. Nel settore Ict Selta è stata uno dei pionieri dell’integrazione voce e dati, con i primi sistemi di convergenza e uno dei pochi produttori europei ad essere certificato dalla corporation americana di Microsoft per l’integrazione in ambito UCC. Sel-ta è anche tra le prime aziende italiane ad aver sviluppato le tecnologie a larga banda su doppino di rame per cui l’azienda è diventata uno dei mag-giori fornitori di apparati xDSL di Telecom Italia. Oggi Selta è leader nelle nuove soluzioni per l’ul-tra broadband basate sul bonding e vectoring con velocità fino a 170 Mbit/s, e sulle tecnologie FTTx per fibra e rame.


Le Imprese Partner

La Divisione Smart Grid, parte del Settore Infrastructu-re & Cities di Siemens, è fornitore mondiale di prodotti e soluzioni e servizi per lo sviluppo delle reti intelligenti. Per rispondere al crescente bisogno di energia, le reti di trasmissione e distribuzione devono non solo garan-tire l'integrazione delle fonti di produzione tradizionali e rinnovabili, ma anche assicurare flussi bidirezionali di energia e di comunicazione nonché il bilanciamento tra generazione e carichi. Le reti intelligenti rendono possibili la generazione e l'utilizzo di energia in modo più efficiente e su richiesta e garantiscono una partecipazione attiva e capillare di produttori e consumatori al mercato energetico.Le soluzioni Siemens contribuiscono all'elettrificazione dei sistemi ferroviari, alla fornitura di energia agli im-pianti industriali, alle infrastrutture e alle città intere, oltre a offrire attività di service per infrastrutture elettri-che di trasmissione e distribuzione.La Divisione Smart Grid è composta da tre Business Unit: 1. Energy Automation, Centro di Competenza focaliz-

zato su Substation Automation, sistemi di controllo per le infrastrutture elettriche e gestione delle reti, sviluppo di progetti Microgrid;

2. Services, attiva nel campo soluzioni di O&M, dia-gnostica remota e strategie di manutenzione;

3. Rail Electrification, che offre applicazioni di Power Control Scada, sistemi di elettrificazione di linee ferroviarie e linee di contatto per sistemi di traspor-to metropolitani.

Da Ottobre 2013 la divisione ha inoltre ottenuto il ri-conoscimento di Global Center of Competence per

lo sviluppo dell’Ecar Operation Center, la piattaforma per la gestione dell’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici. Obiettivo della divisione è di sviluppare, attraverso progetti di ricerca innovativi che coinvolgono i princi-pali clienti ed i più importanti atenei italiani, soluzioni capaci di migliorare e rendere più intelligenti le infra-strutture elettriche attraverso applicazioni in grado di accrescere la qualità della vita dei cittadini, la sosteni-bilità e la competitività delle aree urbane, assumendo così un ruolo da protagonista sulle nuove tematiche di Smart Grid Applications per le Smart Cities. Siemens è una multinazionale che opera nei settori dell’industria, dell’energia e della sanità, fornendo, inoltre, soluzioni all’avanguardia per le infrastrutture delle città e delle aree metropolitane. Distinguendosi da oltre 165 anni per innovazione, qualità, affidabilità, eccellenza tecnologica, Siemens è il più importante fornitore a livello globale di tecnologie ecosostenibili, grazie alle quali ha generato circa il 43% del proprio fatturato totale. Con circa 362.000 collaboratori nel mondo, l’azienda ha chiuso il 30 settembre l’esercizio fiscale 2012/2013 con un fatturato di 75,9 miliardi di Euro e un utile netto di 4,2 miliardi di Euro. Siemens Italia – al settimo posto nella geografia globale della multinazionale per giro d’affari - ha chiuso l’esercizio 2012/2013 con un fatturato di 1,9 miliardi di Euro e ordini per 2 miliardi di Euro. Tra le maggiori realtà in-dustriali attive nel nostro Paese, Siemens – con più di 3.800 collaboratori in Italia - possiede stabilimenti pro-duttivi e centri di competenza e ricerca & sviluppo di eccellenza mondiale.


Con 31milioni di linee mobili e 13milioni di connes-sioni alla rete fissa, di cui più di 6,9 accessi a banda larga, Telecom Italia è il principale gruppo ICT in Italia. All'estero il suo principale punto di forza è il Brasile, dove TIM Brasil, fornendo 73.9 milioni di linee, è uno dei principali attori sul mercato.Come ha fatto nel corso della sua storia industria-le, il Gruppo sta focalizzando la propria strategia sull'innovazione, e nel corso dei prossimi tre anni il gruppo investirà 3.4 miliardi di euro sullo sviluppo di tecnologie di nuova generazione. L'obiettivo è quello di raggiungere il 50% della popolazione ita-liana con la rete fissa ultrabroadband (Fibra, NGN) e l'80% con la rete mobile (4G, LTE) per la fine del 2016. Alla fine di Marzo 2014 52 sono le città già cablate con reti in fibra ottica e 689 le municipalità coperte con LTE.La gamma di offerte dell'azienda – concentrata su soluzioni avanzate e integrate per i consumatori, le imprese e le istituzioni - include: reti di telecomu-nicazioni fissa e mobile, internet, contenuti digitali, cloud computing e soluzioni per le aziende. Le of-ferte sono formulate da Telecom Italia, TIM e Oli-vetti, marchi affidabili e ben noti, attraverso il quale il Gruppo mantiene stretti legami con i suoi clienti.Per offrire la possibilità di essere sempre "connes-si" e in grado di accedere a informazioni, servizi e contenuti multimediali con facilità e velocità, in aggiunta alle sue rete mobile e fissa avanzati, Tele-com Italia offre una vasta gamma di applicazioni e dispositivi come: smartphone, cellulari, PC, tablet, e-reader, set decoder TV top, applicazioni e cloud storage. Mentre l’ accordo con Sky è un passo verso

una piattaforma convergente di nuova generazione in grado di offrire ai clienti la più ampia gamma di contenuti audiovisivi, con importanti eventi sportivi come i Mondiali di Calcio (anche su device mobili).Soluzioni avanzate e personalizzabili sono dedicate ai differenti mondi business: telefono, piani tarif-fari convergenti mobili e di rete fissa, connettività ad alta velocità, una piattaforma avanzata di cloud computing per la virtualizzazione di applicazioni e infrastrutture e, infine, un’ampia gamma di appli-cazioni per l’archiviazione e la gestione dei dati o il controllo dei consumi energetici. Per le scuole, ci sono prodotti innovativi come la lavagna interattiva multimediale Oliboard; per promuovere l'adozione delle ICT nel settore dei servizi, ci sono prodotti e software per la firma digitale, come il tablet Olipad Graphis.Anche nel mercato brasiliano il focus è sullo svilup-po di infrastrutture di nuova generazione, con un investimento di oltre 11 miliardi di reais entro la fine del 2016. I numeri di riferimento a Marzo 2014 sono:31 milioni di linee TIM in Italia, 73,9 milioni di clienti TIM Brasil13 milioni di accessi alla rete fissa in Italia6,9 milioni di accessi broadband retail in Italia 114,9 milioni di Km di doppini telefonici e 6,7 mi-lioni di km di fibra ottica in Italia (dati a dicembre 2013)65.613 dipendenti, di cui 53.083 in Italia684 milioni di €: di investimenti industriali 5.188 milioni di €: ricavi 2.200 milioni di €: EBITDA


Le Imprese Partner

Prodotti, sistemi e soluzioni per gestire l’energia elettrica, la sicurezza e la comunicazione: Vimar Group fa questo e molto altro, garantendo il continuo miglioramento di ogni stile di vita. Il tutto all’insegna di un made in Italy che combina design e tecnologia nell’ottica della più sicura affidabilità e benessere diffuso. Abbiamo un modo per chiamare tutto questo: Energia Positiva.Un’energia sicura, rispettosa dell’uomo e dell’ambiente, intelligente, facile da controllare e bella da vedere. La stessa energia che respiriamo noi ogni giorno, quando lavoriamo pensando a migliorarci e a migliorare sempre di più tutto quello che facciamo. L’Energia Positiva che è diventata la nostra filosofia: come Vimar Group, vogliamo ora assicurarla a un pubblico sempre più vasto. Nato dall’unione di Vimar e Elvox, due tra le più impor-tanti realtà industriali di livello internazionale accomunate da una lunga tradizione e da una forte presenza sui mer-cati di riferimento, Vimar Group basa la propria offerta sull’elevata qualità tecnica dei prodotti, un’intensa attività di Ricerca e Sviluppo e una forte vocazione al Made in Italy. Il cuore dell’azienda, dove ideiamo, progettiamo e produciamo, è infatti nel Nord Est dell’Italia per offrire a oltre 100 diverse nazioni la tecnologia e lo stile che ci ha resi famosi nel mondo.Con 1.300 persone, sedi in Europa, Sud America e Asia, oltre 9.000 articoli a catalogo e più di 183 milioni di pro-dotti finiti all’anno, Vimar Group è oggi uno dei principali player del settore proponendo un’offerta completa che combina qualità estetica, affidabilità tecnologica e facilità

installativa in grado di coprire qualsiasi esigenza nel setto-re residenziale, terziario e navale. Quattro differenti serie di placche ed interruttori – Eikon, Arké, Idea a Plana – sono declinate in molteplici varianti di combinazioni per design, materiali e tipologia di co-mandi e possono essere utilizzate stand alone o abbinate ai sistemi domotici consentendo di trarre il massimo van-taggio anche in termini di estetica e funzionalità.Il sistema domotico By-me consente, tramite una sofi-sticata tecnologia, di automatizzare la casa gestendo in modo integrato clima, sicurezza, comunicazione e comfort garantendo risparmio energetico e benessere.Per il terziario Vimar ha invece sviluppato Well-contact Plus e Call-way, sistemi dedicati rispettivamente alla ge-stione e automazione di qualsiasi tipo di edificio e alla comunicazione all’interno di strutture sanitarie. Il sistema Netsafe è invece stato progettato per cablaggi strutturati altamente performanti.E numerose soluzioni consentono di gestire in modo intelligente e sicuro tutti i dispositivi di videocitofonia, TVCC e automazione accessi all’insegna della più sofisti-cata tecnologia e della totale sicurezza.Completano il catalogo una vasto assortimento di spine, prese, adattatori, prese mobili multiple, scatole, conte-nitori, centralini, lampade di emergenza e accessori per l’illuminazione.Vimar Group rappresenta il risultato di una lunga storia fatta di tradizione, competenza, impegno e passione per il proprio lavoro.


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SMART GRID REPORT · Umberto Bertelè Dipartimento di Ingegneria Gestionale Vittorio Chiesa ......

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