Demand Response e UVAM: come le aziende energivore possono guadagnare offrendo flessibilità alla rete elettrica?

Per un energy manager di un’acciaieria, una cartiera o qualsiasi altra realtà industriale ad alta intensità energetica, il Prezzo Unico Nazionale (PUN) non è solo un acronimo, ma una variabile che governa la sopravvivenza stessa dell’azienda. La volatilità dei costi energetici è una minaccia costante, un fattore di rischio che erode i margini e rende la pianificazione complessa. La risposta tradizionale è stata la ricerca ossessiva dell’efficienza e la negoziazione di contratti di fornitura. Ma se il paradigma stesse cambiando? Se l’energia, da costo ineludibile, potesse trasformarsi in un centro di profitto?

Questo non è uno scenario futuristico, ma la realtà attuale dei mercati elettrici italiani, dominata da concetti come Demand Response, Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM) e servizi di dispacciamento. Molti vedono queste opportunità come iniziative tattiche e isolate: un modo per ottenere un piccolo bonus riducendo i consumi qua e là. Questo approccio è limitante. La vera rivoluzione non risiede nel partecipare a un singolo programma, ma nell’adottare una visione olistica: costruire un portfolio di flessibilità. Si tratta di orchestrare strategicamente ogni asset – batterie di accumulo (BESS), carichi modulabili, flotte di veicoli elettrici – per creare flussi di ricavo multipli e, al contempo, blindare la resilienza operativa dell’impianto.

Questo articolo non è l’ennesima spiegazione di cosa sia un’UVAM. È una guida strategica per energy manager che vogliono smettere di subire il mercato elettrico e iniziare a dominarlo. Esploreremo come combinare diverse strategie, dal time-shifting con i BESS alla partecipazione al Capacity Market, per costruire un vantaggio competitivo duraturo. Analizzeremo come ogni pezzo del puzzle – accumuli, peak shaving, smart charging, comunità energetiche – si incastra per formare un sistema integrato che genera valore economico e strategico.

Per navigare questa complessa ma redditizia trasformazione, abbiamo strutturato l’articolo in diverse sezioni chiave. Ognuna affronta una componente fondamentale del vostro futuro portfolio di flessibilità, fornendo dati, strategie e strumenti decisionali per passare dalla teoria alla pratica.

Batterie industriali (BESS): conviene caricare quando l’energia costa poco e scaricare nei picchi di prezzo?

La risposta breve è: sì, ma l’arbitraggio sui prezzi (time-shifting) è solo la punta dell’iceberg. Considerare un sistema di accumulo a batteria (BESS) unicamente per questa funzione sarebbe come usare uno smartphone solo per telefonare. Il vero valore di un BESS risiede nella sua capacità di operare su più mercati contemporaneamente, una strategia nota come “revenue stacking” o impilamento dei ricavi. Un BESS non è solo un magazzino di elettroni; è il fulcro del vostro portfolio di flessibilità, un asset dinamico capace di generare valore in modi diversi.

Il mercato lo sta capendo rapidamente: si prevedono circa 6 GWh di sistemi BESS installati in Italia nel 2024, un segnale inequivocabile della crescente fiducia in questa tecnologia. Oltre all’arbitraggio sul Mercato del Giorno Prima (MGP), un BESS può fornire servizi ancillari ad altissimo valore sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), come la regolazione di frequenza (Fast Reserve) e la risoluzione delle congestioni. Partecipando come UVAM, l’asset può essere offerto a Terna per garantire la stabilità della rete, ottenendo una remunerazione costante.

Uno studio del Politecnico di Milano sulle opportunità di Revenue Stacking ha dimostrato come la combinazione strategica di arbitraggio, partecipazione al Capacity Market e fornitura di servizi ancillari tramite UVAM permetta di massimizzare il ritorno sull’investimento di un BESS. L’orchestrazione di queste diverse fonti di ricavo, gestita tramite algoritmi predittivi, è la chiave per trasformare un CAPEX significativo in un potente motore di profitto.

Come evitare le penali per superamento potenza appiattendo i picchi di consumo con carichi modulabili?

In un impianto energivoro, i picchi di assorbimento di potenza non sono solo un problema tecnico, ma un salasso economico. Il superamento della potenza disponibile in prelievo comporta penali onerose che incidono direttamente sulla profittabilità. La strategia di peak shaving, ovvero l’appiattimento di questi picchi, è la prima linea di difesa. Tradizionalmente, questo si ottiene con una pianificazione rigida della produzione, spesso a scapito della flessibilità operativa. Oggi, la tecnologia offre una soluzione più intelligente: la modulazione dinamica dei carichi non critici.

Immaginate di poter ridurre o posticipare automaticamente il consumo di forni di mantenimento, sistemi di refrigerazione o compressori per pochi minuti, senza alcun impatto sul processo produttivo primario. Sistemi di controllo predittivo, basati su algoritmi di machine learning, analizzano i trend di consumo in tempo reale e anticipano l’avvicinarsi di un picco, agendo sui carichi modulabili per mantenere l’assorbimento totale sotto la soglia contrattuale. Questo non solo azzera le penali, ma apre la porta a un’ulteriore fonte di guadagno.

Questa capacità di ridurre rapidamente il carico può essere valorizzata sul mercato. Attraverso il servizio di interrompibilità istantanea e a breve termine gestito da Terna, le aziende vengono remunerate per la loro disponibilità a staccare parte dei carichi su richiesta. Le remunerazioni sono significative: si parla di un corrispettivo fisso che, a seconda del servizio, può arrivare fino a 105.000 €/anno per MW disponibile, a cui si aggiunge un compenso per ogni effettiva chiamata. In questo modo, una misura difensiva (evitare le penali) si trasforma in una strategia proattiva di generazione di ricavi.

Smart Charging: come gestire la ricarica della flotta elettrica aziendale senza dover rifare la cabina di trasformazione?

La transizione verso una flotta aziendale elettrica è una scelta strategica per sostenibilità e costi operativi, ma nasconde un’insidia notevole: l’impatto sulla potenza richiesta. L’installazione simultanea di decine di colonnine di ricarica può facilmente portare al superamento della potenza disponibile, rendendo necessario un costoso e lungo adeguamento della cabina di trasformazione MT/BT. La soluzione non è limitare l’elettrificazione, ma gestirla in modo intelligente attraverso lo Smart Charging.

Un sistema di smart charging (o V1G, Vehicle-to-Grid unidirezionale) orchestra i cicli di ricarica dei veicoli. Invece di avviare tutte le ricariche alla massima potenza appena un veicolo viene connesso, la piattaforma le modula dinamicamente in base a: priorità della flotta, stato di carica delle batterie, costo dell’energia (PUN) e, soprattutto, l’assorbimento totale dell’impianto. In questo modo, la ricarica viene concentrata nelle ore notturne a basso costo o distribuita durante il giorno per non creare picchi, evitando l’upgrade della cabina. Il passo successivo, il Vehicle-to-Grid (V2G), permetterà alle batterie dei veicoli di restituire energia alla rete, trasformando la flotta in un sistema di accumulo distribuito e remunerabile.

L’adozione di una piattaforma di gestione intelligente rappresenta un investimento decisamente inferiore rispetto all’adeguamento dell’infrastruttura fisica, con tempi di implementazione molto più rapidi.

Per massimizzare il valore, è essenziale che la piattaforma scelta sia interoperabile. Come sottolinea EPQ Formula nella sua guida ai servizi di flessibilità:

Le piattaforme di Smart Charging debbano integrarsi da un lato con i sistemi di gestione della flotta aziendale e dall’altro con le piattaforme degli aggregatori (BSP) per monetizzare la flessibilità.

– EPQ Formula, Guida ai servizi di flessibilità energetica 2025

Questa integrazione è il cuore dell’orchestrazione strategica: i dati della flotta informano la ricarica, e la flessibilità ottenuta viene offerta sul mercato tramite un aggregatore (Balance Service Provider), chiudendo il cerchio del valore.

Capacity Market: come farsi pagare per la disponibilità a ridurre i consumi in caso di emergenza rete?

Il Mercato della Capacità, o Capacity Market, rappresenta uno degli strumenti più strutturati e remunerativi per le aziende energivore disposte a offrire la propria flessibilità. A differenza dei servizi di dispacciamento che remunerano interventi rapidi e frequenti, il Capacity Market paga per la disponibilità a lungo termine. In pratica, Terna, attraverso aste competitive, stipula contratti pluriennali con i quali si impegna a pagare un corrispettivo fisso (capacity payment) in cambio della garanzia che l’azienda riduca i propri consumi (o immetta energia da BESS o generatori) in caso di situazioni di stress o emergenza per la rete elettrica nazionale.

Questo meccanismo offre un flusso di ricavi stabile e prevedibile, svincolato dalla volatilità del mercato spot. Per un’industria, questo significa poter contare su un’entrata certa che contribuisce ad ammortizzare gli investimenti in sistemi di controllo o in asset di generazione/accumulo. La partecipazione avviene tipicamente tramite un aggregatore, che gestisce la complessità delle aste e l’abilitazione delle risorse. Il mercato UVAM, sebbene simile, opera su orizzonti temporali più brevi e con maggiore flessibilità. Secondo i dati Terna di fine 2021, in Italia erano già attive oltre 220 UVAM, a dimostrazione della maturità di questo segmento.

La scelta tra partecipare direttamente al Capacity Market o operare tramite UVAM dipende dalla strategia aziendale, dalla prevedibilità dei propri cicli produttivi e dalla propensione al rischio. Un’analisi comparata può aiutare a definire il percorso migliore.

Partecipare al Capacity Market trasforma la flessibilità da un’opzione tattica a un impegno strategico, fornendo una base solida di ricavi su cui costruire l’intero portfolio di servizi energetici.

Isola energetica: come configurare l’azienda per staccarsi dalla rete e continuare a produrre durante un blackout?

Per un’acciaieria o una cartiera, un blackout, anche di breve durata, non è un semplice inconveniente: è un disastro economico. Il fermo improvviso della produzione può causare danni agli impianti, perdita di materiale e costi di riavvio esorbitanti. La resilienza operativa, ovvero la capacità di garantire la continuità produttiva, diventa quindi un asset strategico di valore inestimabile. La configurazione in “isola energetica” è la massima espressione di questa resilienza.

Operare in isola significa potersi disconnettere fisicamente dalla rete pubblica in caso di guasto o blackout e continuare ad alimentare i carichi critici dell’impianto tramite le proprie risorse di generazione (es. cogeneratori, turbine) e accumulo (BESS). Questo richiede un’infrastruttura di controllo sofisticata, in grado di gestire la transizione in modo istantaneo e sicuro, mantenendo la stabilità della micro-rete interna. La normativa di riferimento in Italia, la CEI 0-16, definisce i requisiti tecnici e procedurali per l’implementazione di questi sistemi, garantendo la sicurezza sia per l’impianto che per la rete esterna.

La capacità di operare in isola non è solo una polizza assicurativa contro i blackout. Essa stessa è una forma di flessibilità che può essere valorizzata. Terna, infatti, remunera la capacità di un’UVAM di staccarsi dalla rete su comando (servizio di separazione dalla rete), poiché contribuisce a gestire le emergenze. Per configurare correttamente il sistema, è necessario seguire un percorso preciso:

1. Verifica normativa: Assicurarsi che il progetto sia conforme ai requisiti della norma CEI 0-16 per i sistemi di produzione in isola.
2. Dispositivo di Interfaccia: Installare e certificare un dispositivo di interfaccia che gestisca lo sgancio e il successivo parallelo con la rete pubblica.
3. Sistemi di Protezione: Implementare sistemi di protezione dedicati per la micro-rete interna, in grado di isolare guasti senza causare un collasso generale.
4. Test funzionali: Eseguire test di commutazione rete/isola in coordinamento con il distributore di rete e Terna per validare il corretto funzionamento del sistema.

L’investimento in un sistema di isola energetica va quindi valutato non solo in termini di rischio evitato, ma anche come un ulteriore tassello del proprio portfolio di flessibilità, capace di generare ricavi e garantire una produzione a prova di interruzione.

Pannelli solari sul tetto del Data Center: bastano davvero o servono contratti PPA (Power Purchase Agreement) verdi?

Per le industrie energivore, inclusi i data center, la decarbonizzazione non è più un’opzione, ma un imperativo dettato da regolatori, investitori e clienti. L’installazione di pannelli fotovoltaici sui tetti degli stabilimenti è un primo passo logico, ma spesso insufficiente a coprire il fabbisogno totale, specialmente per processi attivi 24/7. Qui entrano in gioco i Power Purchase Agreement (PPA), contratti di fornitura a lungo termine di energia rinnovabile direttamente da un produttore.

Un PPA permette a un’azienda di “adottare” un impianto fotovoltaico o eolico situato altrove in Italia, acquistandone l’intera produzione a un prezzo fisso o indicizzato per un periodo che va dai 5 ai 15 anni. Questo offre un duplice vantaggio: garantisce la copertura del 100% del fabbisogno con energia certificata verde e protegge l’azienda dalla volatilità del PUN, stabilizzando uno dei costi più critici. Il prezzo di questi contratti sta diventando sempre più competitivo; le proiezioni indicano un fair value di circa 58 €/MWh per il fotovoltaico in Italia a settembre 2025.

La strategia ottimale è spesso ibrida: massimizzare l’autoconsumo con impianti on-site e coprire il fabbisogno residuo tramite PPA. Questa combinazione assicura la massima indipendenza, stabilità dei costi e raggiungimento degli obiettivi di sostenibilità. In Italia esistono diverse forme di PPA, fisici o virtuali, con importanti differenze operative e fiscali, e il ruolo del GSE come garante di ultima istanza offre un’ulteriore sicurezza contrattuale.

Perché l’autoconsumo virtuale deve essere sincronizzato per ottenere il massimo rimborso statale?

Il concetto di autoconsumo collettivo, specialmente in configurazioni multi-sito (autoconsumo a distanza), introduce una sfida cruciale: la sincronizzazione tra produzione e consumo. A differenza dell’autoconsumo fisico dove l’energia prodotta e non consumata istantaneamente viene immessa in rete, nell’autoconsumo virtuale l’energia viene condivisa “contabilmente” tra diversi POD (Point of Delivery). L’incentivo statale erogato dal GSE, tuttavia, non premia semplicemente la condivisione, ma premia la condivisione *sincrona*.

In base alla delibera ARERA 727/2022/R/eel, il massimo valore economico si ottiene quando il prelievo di energia da parte dei consumatori membri della configurazione avviene nella stessa ora in cui l’impianto di produzione immette energia in rete. Ogni disallineamento temporale riduce il valore dell’energia condivisa e, di conseguenza, l’incentivo. Per un’azienda con più sedi, questo significa che non basta installare un impianto fotovoltaico su un capannone e sperare per il meglio; è necessario orchestrare attivamente i consumi degli altri siti per allinearli ai picchi di produzione solare.

L’ottimizzazione di questa sincronia richiede un approccio data-driven. È qui che le piattaforme digitali diventano indispensabili. Esse devono essere in grado di:

• Prevedere la produzione: Utilizzare algoritmi di machine learning per stimare con precisione la produzione oraria dell’impianto rinnovabile in base alle previsioni meteo.
• Monitorare i consumi: Raccogliere dati di consumo orari o quartorari da tutti i POD coinvolti tramite smart meter.
• Orchestrare i carichi: Inviare segnali o raccomandazioni ai siti consumatori per incentivare lo spostamento dei carichi non critici nelle ore di massima produzione.

Senza una sincronizzazione attiva, una parte significativa del potenziale economico dell’autoconsumo virtuale viene persa. La gestione dei carichi, quindi, non è più solo una questione di efficienza interna al singolo sito, ma un’azione coordinata a livello di gruppo per massimizzare il ritorno sull’investimento collettivo.

Come gestire i flussi di energia e i pagamenti in una Comunità Energetica Rinnovabile tramite piattaforme digitali?

Una Comunità Energetica Rinnovabile (CER) è un ecosistema complesso dove diversi soggetti—aziende, enti pubblici, cittadini—producono, consumano e condividono energia. Per un’azienda energivora, partecipare o promuovere una CER può portare benefici enormi: accesso a incentivi statali, stabilizzazione dei costi energetici e rafforzamento dei legami con il territorio. Tuttavia, il successo di una CER dipende interamente dalla sua capacità di gestire in modo trasparente, equo ed efficiente i flussi di energia e i conseguenti flussi economici.

Qui, le piattaforme digitali di gestione non sono un optional, ma il cuore pulsante della comunità. Questi software devono svolgere funzioni critiche. In primo luogo, devono dialogare con gli smart meter di tutti i membri per monitorare in tempo reale produzione e consumi, calcolando l’energia condivisa su base oraria. In secondo luogo, devono applicare le complesse regole definite dal GSE e dall’ARERA per calcolare l’ammontare esatto degli incentivi spettanti alla comunità. Infine, e questa è la parte più delicata, devono ripartire i ricavi generati (dalla vendita di energia e dagli incentivi) tra i membri secondo le regole definite nello statuto della CER.

La scelta della forma giuridica (associazione, cooperativa, fondazione) influenza direttamente le modalità di gestione e ripartizione. Una piattaforma flessibile deve quindi permettere di configurare algoritmi di redistribuzione personalizzati, basati su quote di partecipazione, energia consumata o altri criteri. La trasparenza è fondamentale: ogni membro deve poter accedere a un portale per visualizzare i propri dati e comprendere come vengono calcolati i suoi benefici. La scelta della piattaforma giusta è quindi una decisione strategica che determina la sostenibilità economica e la coesione sociale della comunità stessa.

L’adozione di un approccio strategico alla flessibilità energetica è l’unica via per trasformare una delle più grandi voci di costo in un vantaggio competitivo. Per iniziare questo percorso, il primo passo è una valutazione dettagliata del potenziale di flessibilità della vostra azienda.