I possibili ampliamenti della comunità

Il vincolo di prossimità geografica, così come espresso dal D.L. 162/2019, ossia su porzioni di rete BT sottese alla stessa cabina di trasformazione MT-BT, è piuttosto stringente. Ciononostante, è di notevole interesse analizzare gli immediati dintorni delle utenze comunali, al fine di sondare quali potrebbero essere le future adesioni alla comunità.

Infatti, citando la delibera 318/2020: “in sede di recepimento della direttiva 2018/2001, potrebbe non essere confermato il criterio scelto dal decreto-legge 162/19 per l’individuazione del perimetro delle comunità di energia rinnovabile” [62]. Inoltre, dato il carattere aperto e volontario della partecipazione, ci si può aspettare che altri soggetti decidano di diventare membri della comunità. La diretta conseguenza è che il design ottimale andrebbe rivalutato sulla base dei carichi elettrici aggiuntivi; è verosimile che sorga la necessità di installare nuova potenza fotovoltaica o ulteriore capacità di accumulo.

Rimanendo nella frazione di Borgo, si trova la residenza sanitaria assistenziale ‘M.

Farinasso’ (segnaposto rosso in Figura 5-25). Il plesso presenta un tetto a falde piuttosto ampio, adatto ad ospitare potenza fotovoltaica. A livello di prelievi, i consumi sono consistenti, pari a poco meno di 90 MWh/y, distribuiti omogeneamente nei diversi mesi dell’anno. L’inclusione della struttura nella CER garantirebbe robustezza e solidità alla configurazione, in quanto i profili di carico sono poco variabili e quindi simulabili con

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119 accuratezza. Inoltre, qualora sorga la volontà e l’opportunità di adeguare la costituzione della comunità all’attuale legislazione regionale (vedi Paragrafo 2.2.3), piuttosto che a quella nazionale (la quale, è bene ricordarlo, è temporanea), è importante prevedere l’inclusione di centri di consumo importanti, in quanto la Regione ha posto il requisito di consumo elettrico minimo della comunità pari a 500 MWh/y.

Figura 5-25: screenshot di alcuni edifici prossimi alla CER delle utenze comunali. [Elaborazione propria tramite Google Earth]

La frazione di Borgo ospita il centro urbano principale di Monticello: nelle vicinanze delle utenze comunali sono ubicati diversi condomini di medie dimensioni, tra cui 2 sono segnati in Figura 5-25 in arancione. Il condominio B37 ospita una trentina di appartamenti, mentre il B40 ospita 7 alloggi più una banca. L’inclusione dei 2 plessi porterebbe quindi nella comunità poco meno di 40 utenze domestiche, che potrebbero beneficiare di un risparmio economico derivante dalla distribuzione dei ricavi. In futuro, la comunità stessa potrebbe offrire ai propri membri ulteriori servizi, come la fornitura diretta di commodities (compresa la ricarica per i veicoli elettrici) o gli interventi di riqualificazione ed efficientamento energetico. Per questi sviluppi sarà necessario attendere il completo recepimento delle direttive UE, con cui verrà probabilmente chiarito il ruolo che i prosumers e le comunità energetiche, in qualità di aggregatori, potranno ricoprire nei mercati elettrici.

L’adesione alla comunità da parte di un aggregato di utenze domestiche pone inevitabilmente alcune questioni di natura tecnica. In primo luogo, è probabile che i consumi elettrici di utenze residenziali presentino un’elevata variabilità mensile o stagionale, con valori massimi nei mesi invernali (quando la produzione del fotovoltaico è minima) e minimi

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120 a luglio e agosto, quando invece gli impianti PV offrono il massimo della produzione. Il problema è difficilmente risolvibile, sia per l’elevato costo delle tecnologie per l’accumulo stagionale, sia per il loro notevole ingombro. Anche a livello di matching orario dei profili di carico e produzione, si registra un discreto sfasamento: il picco di richiesta avviene, in media, verso l’ora di cena (vedi Figura 5-26), quando il fotovoltaico smette di produrre. In questo caso, un attento dimensionamento di sistemi di accumulo, quali ad esempio dei pacchi batteria, può garantire una buona percentuale di autoconsumo dell’energia rinnovabile.

In secondo luogo, la simulazione del profilo orario di carico elettrico di un’utenza residenziale è un’operazione complessa, dato l’alto numero di variabili che lo influenzano, tra cui:

• zona climatica dell’abitazione;

• periodo dell’anno;

• tipologia dell’abitazione (appartamento in condominio, casa indipendente, ecc);

• classe energetica dell’abitazione e delle apparecchiature elettrico/elettroniche;

• superficie dell’abitazione;

• numero di occupanti dell’abitazione;

• comportamenti e abitudini sociali degli occupanti;

• potenza contrattuale dell’utenza.

Statisticamente, quando si considera un aggregato sufficientemente corposo di utenze domestiche, la forma del profilo risultante è abbastanza standard, con un primo picco nelle ore del mattino (che può corrispondere al primo mattino o all’ora di pranzo) e un secondo, più marcato, intorno all’ora di cena, come mostrato in Figura 5-26. Più l’aggregato è numeroso, più il trend atteso è quello appena descritto.

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Figura 5-26: tipico profilo di carico elettrico al minuto per un aggregato composto da 40 utenze residenziali.

[Elaborazione propria]

Ai fini della simulazione, si rende quindi necessario conoscere un elevato numero di informazioni, meglio se ricavabili direttamente dal caso particolare analizzato, che forniscano valori medi robusti ed attendibili delle variabili sopra elencate. Una procedura di elaborazione deve in seguito processare i dati di input, simulando il profilo di carico. Il risultato di Figura 5-26, ad esempio, si poggia su database curati da Enea e su una routine informatica, implementata in MATLAB, in grado di riprodurre il ciclo di lavoro di tutte le apparecchiature elettriche ed elettroniche normalmente incluse in un’abitazione residenziale, e di attribuire ad ogni appliance una probabilità di utilizzo nelle 24 ore del giorno, con granularità di 1 minuto.

Ammettendo, ad esempio, che una decina di utenze domestiche decidano di partecipare alla CER, il profilo orario di carico elettrico di gennaio si modificherebbe come mostrato in Figura 5-27. Il risultato è ottenuto compiendo un set di ipotesi in merito alle variabili sopra elencate.

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Figura 5-27: modifica al profilo di carico di gennaio della CER, per la presenza di 10 utenze domestiche.

[Elaborazione propria]