La cooperativa energetica ottimizza la rete elettrica grazie all’Intelligenza Artificiale
La transizione energetica verso fonti rinnovabili e non fossili è una sfida che porta con sé una maggiore complessità delle infrastrutture di trasporto dell’energia. Se il modello di rete elettrica “classica” aveva una struttura piuttosto semplice, progettata per portare l’energia dal produttore al consumatore, il futuro – e il presente – è molto più complesso: il consumatore infatti sempre più spesso è anche un produttore, grazie al moltiplicarsi degli impianti di piccole dimensioni, soprattutto fotovoltaici. Tale maggiore complessità si riversa sull’architettura delle reti elettriche, che non di rado cedono di fronte a uno stress dovuto a picchi di produzione o di consumo improvvisi. Si hanno allora i blackout oppure il distacco di impianti di produzione dalla rete.
Per costruire le reti elettriche del futuro giocano un ruolo cruciale le infrastrutture informatiche: ne è un esempio il digital twin messo a punto da Energenius, software house parte di Maps Group, per il CEIS – Consorzio Elettrico Industriale di Stenico, in Trentino. L’innovativa analisi è stata realizzata grazie al progetto Progress, finanziato da fondi dell’Unione Europea grazie a un bando a cascata dell’ecosistema dell’innovazione iNEST, nell’ambito dello Spoke 1 – Ecosystems for Mountain Innovations, coordinato dalla Libera Università di Bolzano.
Il CEIS è una cooperativa energetica storica, nata nel 1905 per produrre energia da impianti idroelettrici e fotovoltaici ed erogarla nel territorio di cinque comuni di montagna nelle Giudicarie Esteriori, per un totale di circa 8 mila abitanti, con 96 sottostazioni di media tensione e circa 4 mila soci. Per bilanciare i picchi di produzione ed evitare congestionamenti della rete, la soluzione ideale è dotare la rete stessa di sistemi di accumulo, ovvero batterie in grado di immagazzinare il surplus prodotto in determinanti momenti ed erogarlo a distanza di tempo.
«Il CEIS produce molta energia, tutta da fonti rinnovabili – spiega Matteo Gerola, responsabile R&D di Energenius – ma non è comunque autosufficiente. L’obiettivo del progetto è proprio studiare la rete per massimizzare la percentuale di autoconsumo, attraverso l’introduzione di nuovi sistemi di storage, cioè di accumulo, in punti specifici della rete».
«Il digital twin che abbiamo messo a punto grazie al progetto Progress – prosegue Gerola – simula che cosa succederebbe posizionando batterie in alcuni punti significativi della rete». In questo modo sono stati modellati i flussi energetici delle sottostazioni, simulando due scenari: il primo volto alla massimizzazione economica, il secondo volto a massimizzare l’autoconsumo. Nel primo scenario, le batterie sono state virtualmente connesse alla centrale più grande del CEIS: grazie al sistema di accumulo diventa possibile, oltre all’ottimizzazione dell’autoconsumo da parte dei soci della cooperativa dell’energia prodotta, fare arbitraggio, ovvero vendere l’energia all’esterno della rete nelle fasce orarie in cui il prezzo è più alto, con un maggiore guadagno economico. Nel secondo scenario, invece, le batterie vengono distribuite presso alcune cabine elettriche di media tensione, creando delle micro-grid, piccole reti autosufficienti.
«Abbiamo fatto lavorare questi due modelli simulando i consumi dei tre anni tra il 2022 e il 2024, caratterizzati da forti evoluzioni causate dal picco del prezzo dell’energia seguito all’inizio della guerra in Ucraina, e a un successivo assestamento» spiega Gerola. «Nel 2022 il modello della massimizzazione economica avrebbe dato maggiori vantaggi economici, mentre nel 2023 e 2024 sarebbe stato più conveniente puntare sull’autoconsumo. La scelta più ragionevole è probabilmente quella in cui entrambe le soluzioni convivono, consentendo da un lato di stabilizzare la rete, e dall’altro di ottenere un introito economico in grado di ripagare l’investimento fatto per acquistare le batterie in circa 10-12 anni».
