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MERCATO ELETTRICO | 67 ARTICOLI

Demand Response: ridurre la domanda ed aumentare la flessibilità

Nei prossimi anni il settore elettrico in Europa dovrà affrontare tre sfide fondamentali. Primo, l’introduzione di generazione a bassa intensità carbonica, come ad esempio l’energia eolica e solare, che avrà una produzione variabile e sarà meno flessibile nel reagire a cambiamenti della domanda. Secondo, i profili della domanda subiranno mutamenti, specie con l’introduzione di forme altamente elettrificate di trasporto e di riscaldamento che potrebbero esasperare il fabbisogno di elettricità nei periodi di picco. Terzo, la fornitura di capacità nei periodi di picco sarà messa a dura prova dall’invecchiamento degli impianti per la produzione di energia.

La gestione della domanda al centro della riforma del mercato elettrico europeo

La domanda finale di energia è stata storicamente considerata una variabile importante ma di fatto passiva nelle riforme dell’industria elettrica, che si sono succedute nel secolo scorso dagli anni ’80 in poi. L’attenzione si è di solito concentrata sull’offerta e i decisori politici hanno spesso pensato che promuovere la concorrenza fra i produttori di energia fosse il modo migliore per ridurre i costi del servizio energetico. Analogamente, la promozione delle fonti rinnovabili è stata generalmente considerata il modo migliore per raggiungere la decarbonizzazione e migliorare così la sostenibilità ambientale del settore.

Demand response: l’efficienza energetica passa da consumi consapevoli

Il demand side management – oggi più spesso indicato come demand response – non è certo una novità, ma fra le ricadute della rivoluzione collegata all’ICT (Information and Communications Technology) c’è anche la possibilità di tradurre in realtà il controllo attivo della domanda di energia teorizzato nei decenni passati. Domanda energetica peraltro sempre più connessa con la generazione diffusa. Questo da un lato aggiunge un grado di complessità ulteriore al sistema elettrico, che pone anche una sfida dal punto di vista regolatorio, dall’altro offre nuove opportunità agli utenti finali di cercare un prezzo di approvvigionamento energetico più basso, agendo sul mix di gestione carichi, generazione e acquisto.

Dalle smart grid al demand response: nuove relazioni tra consumatore e operatori

L’evoluzione delle tecnologie, la convergenza e l’integrazione delle network industries (energia, trasporti, telecomunicazioni), nonché la spinta delle politiche per la sostenibilità e il clima, abbinata al cambiamento degli stili di vita e di consumo, aprono nuove e sostanziali prospettive lungo le diverse fasi della catena del valore della filiera energetica e abilitano nuove soluzioni integrate e “intelligenti” per ottimizzare le risorse e generare vantaggi di sistema.

Perché programmare i consumi elettrici? Intervista all’Ing. Marco Cittadini

Spesso il concetto di Demand Response, così come quello di Smart Consuming, appaiono vaghi e lontani dalla vita dei cittadini italiani. Ci spiegherebbe perché non è così? E perché proprio in questo momento è diventato un tema così attuale?

Tutti noi abbiamo ormai uno smartphone in tasca. Una cosa impensabile fino a qualche anno fa. In analogia, anche chi consuma energia può oggi fare cose che non sembravano possibili fino a dieci anni fa.

Il caldo e i prezzi dell’energia: le cause dei rialzi estivi

A fine giugno, l’aggiornamento tariffario per il terzo trimestre deciso dall’ARERA ha visto un sensibile incremento della spesa per la materia energia, giustificato dall’aumento fino a quel momento registrato del prezzo del gas e dalle aspettative di continuità del trend rialzista anche per i mesi estivi.

I risultati più recenti del mercato elettrico hanno confermato, e anzi superato, tali aspettative. La transizione stagionale ha trascinato il PUN da un intorno di 50 €/MWh di primavera fino a quasi toccare i 70 €/MWh in pieno agosto: a partire dal mese di aprile, difatti, i prezzi all’ingrosso del mercato elettrico italiano hanno visto una crescita pressoché lineare a passi di 4-5 €/MWh su base mensile.

La domanda estiva di energia elettrica tra rischi climatici e interdipendenza

Nell’estate che sta volgendo al termine, l’allentamento della morsa del caldo e il rincaro dei prezzi energetici sembrano aver evitato le prevedibili tensioni sul sistema elettrico causate da limitazioni alla produzione di energia nucleare proveniente dalla Francia. Del resto, la stagione estiva è spesso delicata per il sistema energetico di un Paese come il nostro, dipendente dalle importazioni di combustibili fossili per soddisfare i picchi di domanda e con regioni in perenni condizioni di scarsità idrica.

Francia: quando anche le centrali nucleari sentono caldo

Con 58 reattori nucleari ad acqua pressurizzata, ripartiti su 19 centrali e una capacità installata di 63,13 GW, nella classifica mondiale il parco nucleare francese è secondo solo a quello degli Stati Uniti. Il gestore della rete francese RTE riporta che nel 2017 le centrali nucleari hanno prodotto 379,1 TWh, equivalenti al 71,6% della produzione totale di elettricità nell’Esagono. La produzione del 2017 è stata in calo dell’1,3% rispetto all’anno precedente, a causa del blocco forzato di diverse unità nei primi mesi dell’anno, di diversi problemi di sicurezza e manutenzione, nonché per via dei controlli sul tasso di carbonio effettuati dall’Autorità di Sicurezza Nucleare francese. La produzione annuale in media si attesta sui 400 TWh.

Il cittadino al centro della sostenibilità energetica

L’aumento dei costi legati alla fornitura di energia elettrica era stato già annunciato da ARERA in occasione dell’aggiornamento delle condizioni economiche per il trimestre luglio – settembre 2018. Il rialzo del prezzo del petrolio dovuto alle tensioni internazionali ha impattato sui prezzi nei mercati all’ingrosso dell’energia causando una forte crescita dei costi di approvvigionamento della materia prima e determinando per la famiglia tipo (consumi medi di energia elettrica 2.700 kWh annui e potenza impegnata di 3kW), in regime di tutela, un aumento della spesa, a partire dal 1° luglio, del 6,5%.

L’esito della prima asta di capacità in Irlanda

Il mercato elettrico irlandese sta affrontando una serie di importanti cambiamenti strutturali poiché l’attuale sistema (The Single Electricity Market - SEM) è fortemente regolato e non è in linea con la normativa dell’Unione Europea, che mira a stimolare la concorrenza e ad armonizzare i mercati elettrici dei paesi membri. Pertanto, da qualche anno è cominciato un processo di riforma che porterà alla definizione di un nuovo mercato, I-SEM, che sarà operativo da maggio 2018

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