da (ad es., DR e DSM), che, come prima richiamato, sono atti ad apportare concreti benefici per il sistema elettrico e, in definitiva, per l’intera collettività. Il rischio concreto è quello di spingere ad aggregare banalmente semplici consumatori e impianti di generazione in modo tale che il profilo orario di carico dell’aggregato sia quanto più possibile sovrapponibile a quello aggregato della produzione, ottenendo una massimizzazione passiva della quota di energia condivisa incentivabile. Un tal modo di procedere tradisce quello che, sempre secondo gli Autori, è la mission principale delle CER e più in generale l’autoconsumo diffuso. Infatti, così facendo, non si favorisce il bilanciamento tra generazione e carico, attraverso l’uso di sistemi di accumulo negli impianti di generazione da FER condivisi e/o interventi di DR e DSM, con la conseguenza, ad esempio, di non mitigare la duck-curve ma, piuttosto, di aggravarlo spingendola sino a diventare un canyon curve. Gli autori nel corso delle proprie attività di ricerca e sviluppo hanno proposto un modello di gestione e controllo di una CER denominata Zero Net Power Renewable Energy Community (ZNPREC), ovvero una CER il cui bilanciamento tra generazione e carico avviene istante per istante implementando azioni di DR, di DSM, supportando anche la regolazione della frequenza e la stabilità del sistema introducendo la cosiddetta inerzia sintetica offrendo, in definitiva, servizi ancillari, in linea con le previsioni del D.lgs 199/2021, art. 31, comma e, lettera f). Il tutto, attraverso l’adozione di tecnologie abilitanti, in particolare sistemi di accumulo e tecnologie per smart metering in tempo reale. Ai vantaggi che possono derivare dalle ZNPREC si contrappongono, ovviamente, maggiori costi di investimento non facilmente recuperabili considerando i valori dell’incentivo per come attualmente previsto dal su citato Decreto Attuativo MASE. È, quindi, auspicabile che in futuro si possano ridisegnare le regole per incentivare le CER, in modo da stimolare sempre più le tecnologie necessarie per massimizzare la condivisione istantanea dell’energia prodotta dagli impianti da FER nella disponibilità delle CER, non limitandosi a una mera “contabilizzazione” ex post dell’energia condivisa incentivabile (autoconsumata). I benefici per il sistema di un approccio “attivo” attraverso la ZNPREC e la conseguente riduzione dei costi di gestione del sistema elettrico, potrebbero permettere di recuperare il fabbisogno finanziario per migliorare l’incentivazione dell’energia autoconsumata, al fine di rendere economicamente conveniente la realizzazione di ZNPREC attraverso le appropriate tecnologie. Nel seguito dell’articolo, si illustrerà più dettagliatamente come la ZNPREC e le tecnologie sottese possano generare i su indicati benefici. Il paradigma della Zero Net Power Renewable Energy Community Oggi sono disponibili diverse tecnologie in grado di accumulare energia elettrica sotto varie forme per poi erogarla su diversi orizzonti temporali e con diversi livelli di efficienza. L'interazione tra tecnologie di accumulo focalizzate su periodi brevi o lunghi e appropriate azioni di DR e DSM favorisce la realizzazione di CER in grado di ridurre notevolmente la potenza, mediata su base oraria, che ciascuna di esse scambia con il relativo “mondo esterno” (ZNPREC). In tal modo la quantità di energia rinnovabile generata da una ZNPREC è quasi completamente autoconsumata al suo interno, ma la ZNPREC può anche scambiare bidirezionalmente con l’esterno energia, opportunamente remunerata, al fine di fornire servizi ancillari al sistema. La realizzazione di una ZNPREC è possibile se si adottano presso alcuni suoi membri (prosumer) o presso alcuni impianti di sola generazione (producer) nella disponibilità della CER, apposite tecnologie. Tra queste tecnologie troviamo le DC-Nanogrid e, con riferimento a prosumer domestici o del terziario con impianti di piccola potenza (minore di 20 kW), le nanogrid for Home Application (nGfHA) alle quali ultime faremo riferimento nel prosieguo senza perdere di generalità. Una nGfHA è una micro-rete di piccole dimensioni, in grado di interconnettere mediante un bus DC diversi sistemi di generazione (sistemi fotovoltaici, micro-CHP con generatore azionato da motore Stirling free-piston o microturbine a gas naturale, celle a combustibile, ecc.) e sistemi di accumulo (SdA) di vario tipo; la nGfHA, inoltre, 0è in grado di connettersi alla rete AC e di alimentare, sempre in AC, eventuali carichi critici (figura 2) [7]. L'interfaccia con la rete di distribuzione è realizzata tramite un convertitore DC/AC bidirezionale, Power Electronic Interface (PEI), che regola i flussi di potenza tra nGfHA e la rete ed è in grado di assorbire o fornire energia quando la nGfHA è connessa. Inoltre, il PEI consente alla nGfHA di operare come un unico sistema, fornendo servizi ancillari alla rete quando richiesto. Se i flussi di potenza da scambiare vengono determinati da opportuni sistemi di controllo che utilizzano i dati di produzione e consumo della CER è possibile che questa operi in modalità ZNPREC. Il PEI può implementare, secondo le esigenze di funzionalità richieste dall’applicazione, la modalità grid following (convenzionale) o grid forming. Nel primo caso non è in grado di realizzare un’inerzia sintetica per sopperire a quella eventualmente necessaria al sistema elettrico, nel secondo invece è in grado di dare un comportamento “inerziale” 42 AEIT • numero 11/12
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