AleaSoft Energy Forecasting, 2 ottobre 2026. La nuova attivazione del Servizio di Risposta Attiva del Fabbisogno (SRAD) evidenzia la crescente necessità di flessibilità del sistema elettrico. Per i grandi consumatori, le batterie trasformano questa necessità in un’opportunità. Facilitano la partecipazione all’SRAD fornendo flessibilità senza incidere direttamente sui processi produttivi e, allo stesso tempo, migliorano lo sfruttamento dell’autoconsumo e riducono gli acquisti di elettricità dalla rete.
Una nuova attivazione che conferma la necessità di flessibilità
Il 28 settembre, Red Eléctrica ha fatto nuovamente ricorso al Servizio di Risposta Attiva del Fabbisogno. Secondo i dati pubblicati dal gestore del sistema su ESIOS, l’attivazione è iniziata alle 21:16, ha mobilitato 943 MW, il 53% della potenza assegnata per il semestre, e ha raggiunto un’energia di 1634,5 MWh. Si è verificata in un momento in cui la produzione di energia eolica è stata inferiore alle previsioni.
Non si tratta di un episodio isolato. Quest’anno si sono già verificate nove attivazioni dell’SRAD. Compresa quella del 28 settembre, il registro di Red Eléctrica conta sette attivazioni dal 15 luglio, distribuite su sei giorni, a cui si aggiungono le due del 28 gennaio. Le nove attivazioni di quest’anno riflettono una realtà che acquisterà sempre più peso con l’avanzare della transizione energetica: oltre a disporre di una generazione sufficiente, il sistema ha bisogno di risorse in grado di rispondere rapidamente quando generazione e fabbisogno si scostano dalle previsioni. La flessibilità acquista così un valore economico proprio, al di là del suo interesse tecnico.
Per il secondo semestre del 2026, Red Eléctrica ha assegnato 1775 MW per la fornitura dell’SRAD, a un prezzo marginale di 42,62 € per MW e ora di disponibilità. Il servizio è volontario e remunerato e può essere fornito da operatori con una potenza minima di 1 MW, singolarmente o tramite aggregazione. Ogni attivazione ha una durata massima di due ore e un preavviso minimo di 12,5 minuti.
Dalla riduzione della produzione alla gestione dell’energia
Tradizionalmente, la partecipazione di un grande consumatore a un meccanismo di demand response è stata associata all’interruzione o alla riduzione temporanea dei suoi processi produttivi. Questa flessibilità ha un costo. Non tutti i processi possono essere fermati facilmente, e una riduzione dell’attività può incidere sulla produzione, sulla pianificazione o sull’efficienza dell’impianto.
Le batterie permettono di affrontare il problema da un’altra prospettiva. Un sistema di accumulo behind-the-meter può fornire parte dell’energia di cui l’impianto ha bisogno durante un’attivazione dell’SRAD. In questo modo, il consumo di elettricità dalla rete si riduce senza la necessità di diminuire nella stessa proporzione l’attività dei processi produttivi.
La portata concreta dipenderà dalla configurazione di ciascun impianto, dai suoi profili di consumo, dalla capacità e dalla potenza della batteria e dalle condizioni di misura e di partecipazione al servizio. Ma il principio è chiaro: la flessibilità di cui il sistema ha bisogno può essere ottenuta gestendo quando e da dove si consuma l’energia, senza dover necessariamente modificare la produzione industriale.
L’SRAD può contribuire a finanziare l’investimento in batterie
Questo cambio di approccio modifica anche l’equazione economica dell’accumulo di energia per i grandi consumatori. La redditività di una batteria behind-the-meter deve essere analizzata tenendo conto di tutte le fonti di valore che può offrire, al di là del risparmio che genera spostando i consumi tra le ore.
La prima è un maggiore sfruttamento dell’autoconsumo. Un impianto industriale con generazione fotovoltaica può accumulare l’elettricità che non consuma nelle ore solari e utilizzarla in seguito, invece di acquistarla dalla rete. A questo risparmio si aggiungono la gestione dei picchi di consumo e l’ottimizzazione dell’acquisto di elettricità in funzione dei prezzi di mercato.
Quando l’impianto soddisfa le condizioni per partecipare, compaiono inoltre ricavi legati alla flessibilità, tra cui quelli dell’SRAD. I fornitori del servizio vengono remunerati per la potenza che mantengono disponibile e, in ogni attivazione, per l’energia fornita, al prezzo della regolazione terziaria di quel momento. Nell’attivazione del 28 settembre, il prezzo medio ponderato è stato di 196,91 €/MWh. Tra gennaio e agosto, il costo dell’SRAD per il sistema è ammontato a 286 milioni di euro, secondo Red Eléctrica. Questa remunerazione può contribuire a recuperare l’investimento realizzato, e la batteria diventa così anche un asset in grado di generare ricavi oltre al risparmio.
Una stessa batteria, diverse fonti di valore
La decisione di investimento non dovrebbe basarsi su un’unica fonte di ricavi o di risparmio. La sfida consiste nel dimensionare e gestire la batteria in modo da combinare autoconsumo, gestione dei picchi, acquisto ottimizzato e servizi di flessibilità senza che alcune funzioni limitino le altre.
Una batteria progettata esclusivamente per massimizzare l’autoconsumo potrebbe non essere la soluzione ottimale per partecipare ai servizi di flessibilità, ad esempio se la sua durata non copre le due ore di un’attivazione o se è solitamente scarica nel tardo pomeriggio e di notte, la fascia oraria in cui si sono concentrate le attivazioni registrate da luglio. Allo stesso modo, sovradimensionare una batteria pensando solo ai ricavi futuri dei mercati può deteriorare la redditività del progetto.
Per questo, prima di investire è necessario analizzare congiuntamente i profili orari di consumo e generazione, l’evoluzione prevista dei prezzi dell’elettricità, le opportunità di partecipazione ai diversi mercati e servizi, il degrado della batteria e i vincoli operativi dell’impianto.
La flessibilità sarà sempre più preziosa
La crescita dell’energia eolica e dell’energia fotovoltaica sta trasformando la gestione del sistema elettrico. La loro produzione dipende dalle condizioni meteorologiche, e gli scostamenti rispetto alle previsioni generano necessità aggiuntive di bilanciamento, come è accaduto il 28 settembre. Allo stesso tempo, l’elettrificazione del fabbisogno aumenterà il ruolo dei consumatori nel funzionamento del sistema.
In questo scenario, la capacità di adattare il fabbisogno non è più soltanto una risposta a situazioni eccezionali e può diventare una linea in più della strategia di gestione dell’energia di un grande consumatore. Le batterie ampliano questa possibilità perché disaccoppiano, almeno in parte, il consumo dalla rete dal funzionamento dei processi produttivi.
La flessibilità come fonte di valore per l’industria
Le successive attivazioni dell’SRAD mostrano in modo concreto il cambiamento nella gestione del sistema elettrico. Per un grande consumatore, la questione non è più soltanto quanto può risparmiare installando una batteria. Il punto è quanto valore può generare quella batteria combinando risparmio, flessibilità e ricavi durante tutta la sua vita utile. Le aziende che risponderanno a questo interrogativo con previsioni affidabili e un’analisi congiunta dei propri consumi, del proprio autoconsumo e dei mercati saranno in una posizione migliore per ridurre le spese per l’elettricità e rendere redditizia la propria capacità di adattare i consumi.
Dimensionare e gestire l’accumulo: il ruolo di AleaStorage
Quantificare il valore apportato dall’accumulo di energia richiede previsioni dei prezzi orari per tutta la vita utile dell’asset, scenari di spread e volatilità e una stima della frequenza con cui il sistema avrà bisogno di risorse di flessibilità. AleaStorage, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nell’accumulo di energia, aiuta i grandi consumatori ad analizzare il dimensionamento e la gestione ottimali dei loro sistemi di accumulo, tenendo conto dei loro profili di consumo e autoconsumo, dell’evoluzione dei mercati energetici e delle diverse fonti di risparmio e di ricavi disponibili, compresa la partecipazione a servizi di flessibilità come l’SRAD.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting