Centrale elettrica virtuale

Descrizione

Il concetto di centrali elettriche virtuali (VPP) ribalta l’idea più tradizionale di affidarsi a centrali elettriche centralizzate (spesso responsabili di emissioni di CO₂) per una produzione di energia prevedibile e affidabile. Con l’ingresso sul mercato di un numero sempre maggiore di produttori indipendenti di energia, sia piccoli che grandi, il solare, l’eolico e altre fonti rinnovabili (FRE) si sono diffuse nella rete elettrica di tutta Europa, aprendo la strada alla transizione verso un’infrastruttura energetica pulita e sostenibile. Tuttavia, l’integrazione di queste risorse energetiche distribuite (DER) nella rete sta ponendo diverse sfide legate alla congestione della trasmissione e/o alla stabilità della tensione e della frequenza; le energie rinnovabili, in particolare, stanno creando problemi di affidabilità a causa della loro natura incerta e intermittente. Questa energia pulita ha rivoluzionato la rete elettrica e ha reso necessari nuovi modelli e soluzioni per la loro integrazione.

Un VPP aggrega molte DER disperse e indipendenti in un unico agente operativo che agisce come una centrale elettrica tradizionale, con una capacità di generazione simile e di notevoli dimensioni, consentendogli di partecipare ai mercati del sistema elettrico (sia all’ingrosso che al dettaglio) o di vendere servizi al gestore. Un VPP rappresenta quindi un portafoglio flessibile di DER per consentire agli attori più piccoli del sistema elettrico (cioè consumatori, produttori, prosumatori o qualsiasi combinazione di questi) di partecipare ai mercati dell’energia elettrica e fornire servizi alla rete.

Centrale elettrica virtuale (IRENA, 2019)

Le VPP possono favorire l’integrazione delle fonti rinnovabili (RES) fornendo servizi di flessibilità sia dal lato della domanda che dell’offerta alla rete principale. I VPP possono aggregare risorse di risposta alla domanda o unità di accumulo di energia in risposta alle esigenze della rete (flessibilità dal lato della domanda), nonché incorporare unità a risposta rapida come condensatori e batterie, insieme a impianti di cogenerazione e a biogas per ottimizzare la produzione di energia (flessibilità dal lato dell’offerta). Grazie a questi due tipi di servizi fondamentali, le VPP possono offrire vantaggi concreti come (IRENA, 2019):

• Supportare il funzionamento della rete attraverso vari servizi ausiliari
  • Gestione della domanda e spostamento del carico in tempo reale in base ai segnali di prezzo per ridurre i picchi di domanda – creando un business case per investimenti differiti nelle infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione
  • Servizi di bilanciamento e soddisfazione dei requisiti di variazione di potenza tramite piattaforme di ottimizzazione per compensare le fluttuazioni della produzione variabile delle fonti rinnovabili
  • Aumentare la flessibilità locale a livello di rete di distribuzione, se esiste un mercato regionale locale della flessibilità
• Riduzione del costo marginale dell’energia
  • Riducendo o spostando il carico durante i picchi di domanda per evitare di ricorrere a grandi centrali (a combustibili fossili) per soddisfare una piccola quantità di domanda di elettricità a costi elevati, oppure
  • Sostituendo completamente la centrale di picco con l’impiego delle risorse energetiche distribuite (DER) aggregate e delle batterie cariche
• Ottimizzare gli investimenti nelle infrastrutture del sistema elettrico
  • Risparmiando sui costi legati all’aggiunta di nuova capacità e/o al potenziamento della rete grazie alla disponibilità di capacità di riserva operativa in tempo reale fornita dalle DER già collegate, garantendo al contempo a queste ultime entrate aggiuntive attraverso la loro partecipazione ai mercati ausiliari quando necessario.

Problemi da risolvere

Contesto cittadino

Le amministrazioni locali possono svolgere un ruolo chiave nel sostenere lo sviluppo dei VPP e nel consentire l'accesso al mercato agli aggregatori e ad altri operatori. Questo può essere un compito complesso che richiede cambiamenti istituzionali e aggiornamenti normativi. Tuttavia, gli operatori dei VPP rispondono ai segnali del mercato e le politiche locali possono creare chiarezza, comunicare i livelli di priorità e ridurre le barriere all'ingresso. Inoltre, i governi locali possono coinvolgere gli stakeholder e i cittadini sulle esigenze e le opportunità e persino diventare essi stessi operatori di VPP in iniziative specifiche guidate dai comuni, come ad esempio le Energy Service Companies (EsCos) di proprietà comunale nel Regno Unito. Alcuni fattori chiave per consentire la diffusione possono essere riassunti in due temi (IRENA, 2019):

• Quadro normativo, che dovrebbe consentire agli aggregatori di partecipare al mercato all'ingrosso e anche al mercato dei servizi ausiliari. Un mercato all'ingrosso liberalizzato e senza tetti di prezzo (soprattutto in presenza di mercati spot) è essenziale per la nascita e l'affermazione degli aggregatori. I principali incentivi per la creazione di un aggregatore derivano dalla differenza tra i prezzi di picco e quelli fuori picco nei mercati all'ingrosso o dai segnali dei TSO per la fornitura di riserve di controllo o altri servizi ausiliari.
• Infrastruttura tecnologica abilitante, che dovrebbe consentire la comunicazione bidirezionale in tempo reale e il trasferimento di dati tra gli operatori di VPP e i DER connessi. Le autorità locali potrebbero promuovere e sostenere lo sviluppo di progetti di infrastrutture per le reti intelligenti, in particolare l'ampia diffusione di infrastrutture di misurazione avanzate, che comprendono contatori intelligenti, infrastrutture di comunicazione a banda larga, sistemi di controllo remoto e di automazione della rete (digitalizzazione della rete). Ciò contribuirà a migliorare l'efficienza della rete, in quanto i dati raccolti potranno essere utilizzati per prevedere meglio la domanda. A sua volta, ciò consentirà l'applicazione di strumenti e tecniche di previsione avanzati, necessari per prevedere la produzione di energia da fonti rinnovabili e i carichi del sistema elettrico.

Fattori di supporto

• Implementazione di infrastrutture ICT abilitanti, come asset DER controllabili per il carico e la fornitura; contatori intelligenti, gateway domestici e apparecchi intelligenti per la gestione dell'energia; algoritmi avanzati di gestione e previsione dell'energia; comunicazione bidirezionale in tempo reale tra aggregatore e asset di rete.
• Promuovere la standardizzazione e protocolli di comunicazione interoperabili comuni per il coordinamento tra operatori di sistema, operatori di rete e prosumer.
• Introdurre normative che consentano ai DER di fornire servizi alla rete principale e agli aggregatori di partecipare ai mercati dell'elettricità all'ingrosso e dei servizi ausiliari.
• Garantire segnali di prezzo chiari per guidare il funzionamento degli aggregatori.
• Introdurre regolamenti che impongano l'implementazione di contatori intelligenti e di infrastrutture di rete intelligenti.
• Creare mercati locali a livello di distribuzione per consentire ai DSO di acquistare servizi per prevenire la congestione della rete e garantirne la stabilità.
• Definire regole per la raccolta, la gestione e la condivisione dei dati da parte degli attori del mercato per garantire la privacy dei consumatori.
• Introdurre regolamenti che stabiliscano ruoli e responsabilità chiare per le parti del mercato e che definiscano metodologie standardizzate, ad esempio per il calcolo dei prezzi dinamici.
• Promuovere mercati al dettaglio liberalizzati e ben funzionanti che facilitino l'ingresso sul mercato di nuovi attori, nonché prodotti e modelli di prezzo innovativi, adattati alle diverse esigenze dei clienti.

Iniziative del governo

Nei Paesi europei, l'implementazione di sistemi energetici locali è supportata da numerose iniziative e politiche a livello europeo o nazionale, dove molti progetti di ricerca e sviluppo, che beneficiano di finanziamenti nazionali o europei, si concentrano su reti intelligenti, efficienza energetica, integrazione di risorse rinnovabili distribuite, gestione intelligente delle reti e molto altro ancora.

Nel contesto delle politiche dell'UE, i fattori che spingono verso questi progetti sono l'aumento della congestione della rete e della domanda di energia, il cambiamento climatico, l'esaurimento dei combustibili fossili, l'invecchiamento delle infrastrutture della rete elettrica e del mercato interno europeo dell'energia; tutti questi fattori che spingono verso l'implementazione di sistemi energetici locali sono stati ispirati dall'ultimo pacchetto clima-energia dell'UE "Energia pulita per tutti gli europei" e ora dal nuovo Green Deal europeo.

Un'iniziativa degna di nota è l'istituzione della Smart Grid Task Force (SGTF) nell'ambito del terzo pacchetto energetico dell'UE nel 2009, con il compito di fornire consulenza sulle politiche e i regolamenti relativi alla diffusione delle reti intelligenti. Ad esempio, nell'ambito dello sviluppo di uno standard comune per le reti intelligenti europee, la CE ha affidato diversi mandati agli organismi europei di standardizzazione (ESO) al fine di stabilire standard per l'interoperabilità dei contatori intelligenti, standard di ricarica dei veicoli elettrici ed elevati livelli di servizi e operazioni di rete intelligente.

L'UE sta attualmente chiedendo ai Paesi membri di aggiornare le normative sul mercato dell'energia elettrica e sulle energie rinnovabili per consentire alle comunità di agire come aggregatori di generazione rinnovabile, carichi flessibili e servizi di stoccaggio per la rete complessiva, aprendo la strada alle microgrid comunitarie.

Mappatura degli stakeholder

Mappa delle parti interessate (BABLE, 2021)

Potenziale di mercato

Il mercato dei VPP è trainato dal crescente orientamento verso la generazione distribuita e dalle dinamiche di mercato decentralizzate nel settore energetico. Ciò è dovuto alla crescente attenzione verso la decarbonizzazione, l’elettrificazione e la digitalizzazione, dove i rapidi progressi nelle tecnologie digitali, così come nei sistemi di generazione e stoccaggio dell’energia, offrono soluzioni intelligenti alla crescente domanda mondiale di elettricità (Navigant Research, 2020).

Di conseguenza, il mercato globale dei VPP valeva 0,87 miliardi di dollari nel 2019 e si prevede che raggiunga i 2,85 miliardi di dollari entro il 2027, con un CAGR del 27,2% (Fortune Business Insights, 2020). Tuttavia, il calo degli investimenti nei progetti energetici a seguito della pandemia di COVID-19 dovrebbe frenare la crescita del mercato. Ad esempio, i paesi europei stanno registrando un calo significativo degli investimenti nelle infrastrutture IT (IDC, 2020), fondamentali per una diffusione su larga scala delle applicazioni VPP. I governi di tutto il mondo sono alle prese con difficoltà di bilancio che li hanno costretti a riconsiderare la transizione verso le energie rinnovabili e a rinviare le riforme del settore energetico.

Capacità VPP per regione (Guidehouse Insights, 2020)

L’Europa è considerata la culla delle centrali elettriche virtuali, dove la domanda è stata trainata da un forte impulso agli investimenti nelle energie rinnovabili e nei sistemi di accumulo dell’energia. Per questo, le VPP europee si sono concentrate maggiormente sull’aggregazione delle risorse distribuite (DER) dal lato dell’offerta e sull’integrazione delle energie rinnovabili, piuttosto che sulle applicazioni di risposta alla domanda – che altre regioni, come il Nord America, hanno integrato nelle loro VPP. In Europa, le piattaforme VPP si stanno evolvendo verso funzionalità più sofisticate per massimizzare il valore della flessibilità della rete e consentire lo scambio intelligente di energia oltre i confini. Ciononostante, è in atto una transizione verso un mix più diversificato di risorse, in cui le VPP includono un maggior numero di risorse dal lato della domanda, oltre allo stoccaggio di energia e ai veicoli elettrici (Guidehouse Insights, 2019).

Modelli operativi

In linea generale, gli operatori VPP – noti anche come aggregatori – cercano di gestire in modo ottimale il proprio portafoglio di unità DER e di generare il massimo ricavo per i propri partecipanti partecipando alle aste sul mercato dell’energia o fornendo servizi ausiliari ai gestori di rete. La configurazione di un VPP e i suoi requisiti tecnici dipendono dal tipo di partecipazione al mercato, dai clienti target (ad esempio, piccoli produttori o siti industriali) e dai tipi di DER che compongono il portafoglio del VPP (ABB, 2017).

Pertanto, i modelli di business e operativi possono essere suddivisi in tre principali “ruoli funzionali” sul mercato: (1) Previsione, negoziazione e limitazione delle energie rinnovabili, (2) Aggregazione della flessibilità di rete derivante dalle energie rinnovabili e (3) Aggregatore di risposta alla domanda. Tuttavia, i confini tra questi modelli sono fluidi e dipendono in gran parte dalla struttura e dalla regolamentazione del mercato energetico in cui opera l’aggregatore (Next Kraftwerke, 2020).

Possibili modelli operativi (Next Kraftwerk, 2020), (ABB, 2017)