Guadagnare da fermi

Ti piacerebbe essere pagato mentre la tua auto è parcheggiata?

A differenza di quanto certa disinformazione sui social tenti di alimentare la fuel anxiety, la maggior parte degli autoveicoli elettrici (EV) utilizza solo una piccola porzione della propria carica ogni giorno.

Rappresentano, quindi, un grande accumulo distribuito, destinato ad aumentare esponenzialmente nei prossimi anni, mentre ci avviamo a decarbonizzare l’intero parco circolante entro il 2050. Perché non sfruttarlo, per di più guadagnandoci?

Molti nuovi modelli sono già compatibili, ma occorre anche un caricatore predisposto.

Oggi, approfondisco i nuovi sistemi di ricarica per EV, continuando un discorso già iniziato in altre pillole, questa volta analizzandone il ruolo chiave per accelerare la transizione energetica.

Accumuli distribuiti

Stiamo procedendo verso un’Europa quasi interamente alimentata da fonti rinnovabili. La chiave per il raggiungimento dell’obiettivo non è unicamente legata all’accelerazione del phase-out fossile, ma si regge su tre colonne fondamentali:

1. l’elettrificazione dei processi, per permettere alle rinnovabili elettriche (i.e. solare FV, eolico, idroelettrico) di integrare facilmente quelle termiche (i.e. solare termico, geotermico, biomasse) e facilitare l’adozione di tecnologie più efficienti, per abbattere la domanda di energia primaria totale;

2. l’aggiornamento ed espansione della rete di distribuzione elettrica (e termica) per la creazione di Smart Grid, in grado di gestire sia la parcellizzazione dei sistemi generativi - la cosiddetta “generazione distribuita” - che la domanda oraria, al fine di adattarla alle loro disponibilità, attraverso il Demand Side Management;

3. l’installazione di accumuli energetici nei punti nevralgici della rete, per ovviare alle variabilità istantanee, giornaliere e stagionali e ottimizzare il parco generativo nazionale e l’interscambio europeo.

Questa triade di soluzioni sta cambiando la provenienza dell’energia che alimenta le nostre case e le aziende. Fino a qualche decennio fa, infatti, l’elettricità proveniva quasi interamente da grandi centrali, spesso molto distanti dal punto di utenza. Oggi, siamo sempre più efficienti nel ridurre i cosiddetti “oneri di sistema” - parte dei costi variabili della bolletta energetica, che consistono principalmente nel pagamento del dispacciamento e del trasporto dell’energia - poiché una parte sempre più rilevante della produzione giunge da piccoli impianti sparsi sul territorio.

Al rapido calo dei prezzi delle batterie si sta affiancando una dinamica già osservata nella generazione elettrica da fotovoltaico. Accanto ai sistemi di accumulo industriali - principalmente centrali idroelettriche a pompaggio/PHES e grandi sistemi di accumulo elettrochimico/BESS - si sta, infatti, sviluppando una rete sempre più capillare di piccoli accumuli distribuiti, sia domestici che automobilistici. Nel loro insieme, questi sistemi possono integrare efficacemente le infrastrutture di grande scala e fornire un supporto rapido e flessibile alla rete, anche in caso di blackout.

Acronimi a go-go

Come detto, oggi vorrei concentrarmi sui caricatori per accumuli automobilistici. Fino a oggi, le auto hanno seguito il sistema V1G, ovvero hanno attinto unidirezionalmente alla rete elettrica per ricaricarsi. Anche il caricatore tradizionale più “smart“ riesce al massimo a collegarsi a un eventuale impianto fotovoltaico (o mini-eolico), quando esso produce senza che vi sia consumo in casa, oppure a deferire nel tempo la ricarica, sfruttando i prezzi dell’energia più bassi, per cui ha contratti a tariffa variabile o bi-oraria.

Sono ormai in vendita sistemi di nuova generazione, che sfruttano l’architettura V2X - ovvero vehicle-to-everything - declinata in diverse soluzioni. Te le spiego tutte in breve, per poi approfondire quelle più interessanti, in procinto di entrare sul mercato:

• V2L: vehicle-to-load, molto comune su tanti modelli in commercio. Non è altro che la possibilità di alimentare carichi esterni con l’auto: per esempio, un piccolo frigorifero, un compressore per ridare pressione agli pneumatici, ecc.. Nella buona parte dei casi, un inverter permette di fornire corrente alternata a 220V per utilizzare apparecchi comunemente usati in casa.

• V2G: vehicle-to-grid, disponibili da poco in Europa, permettono di restituire alla rete l’energia accumulata quando costa meno o autoprodotta da fonti rinnovabili, offrendo supporto nei picchi di domanda e generando un potenziale profitto per i proprietari.

• V2H: vehicle-to-home, recentemente approvati e in arrivo sul mercato, sono caricatori spesso compatibili anche con il V2G. Consentono di alimentare un’abitazione sostituendo o integrando una batteria domestica, riducendo domanda di rete e costi energetici grazie alla possibilità di accumulare energia a basso prezzo o da fonti rinnovabili.

• V2B: vehicle-to-building, soluzione molto simile al V2H, ma dimensionata su tipologie di consumo più complesse - come i grandi edifici - gestisce intere flotte di veicoli e alimenta più utenze, sia residenziali che commerciali.

• V2V: vehicle-to-vehicle, anche quest’ultima soluzione è dedicata principalmente alle flotte aziendali, consente di redistribuire l’energia tra i veicoli così da evitare che alcuni rimangano al di sotto dei livelli minimi necessari all’operatività: per esempio, come carica notturna in un parcheggio alimentato da fotovoltaico.

Infine, va detto che molti sistemi di nuova generazione consentono la gestione dinamica del carico, modulando la potenza di carica del veicolo in funzione dei consumi rilevati in casa e della fonte di alimentazione (rete elettrica, batteria domestica o impianto FV), per sfruttare al meglio la potenza contrattualmente disponibile o quella prodotta dal FV.

Benefici collettivi

L’architettura V2G, così come le V2H, V2B e V2V, contribuiranno ad accelerare l’implementazione delle soluzioni di Deman Side Response previste dalle Smart Grid europee.

I benefici non saranno unicamente percepiti dai singoli utenti, ma contribuiranno ad aumentare la resilienza, flessibilità ed efficienza della rete nazionale, riducendo i costi di trasporto dell’energia, bilanciando le oscillazioni della frequenza e della tensione, nonché fornendo capacità di backup in caso di blackout.

Una grande centrale elettrica virtuale, che può ridurre sensibilmente gli investimenti necessari per gli accumuli stazionari (es.: BESS e PHES) e di conseguenza i costi della bolletta nazionale. Qui uno studio per chi voglia approfondire gli aspetti tecnici del V2G.

Ti ho già mostrato in precendenza, infatti, come le due fonti a più rapida crescita sul pianeta - solare FV ed eolico - siano complementari sia nella produzione giornaliera, che in quella stagionale. Tuttavia, anche in caso di una gestione di rete avanzata, sarà inevitabile la necessità di coprire - seppure per poche ore al giorno - eventuali variabilità (riduzioni o eccessi nella produzione), oltre ai picchi di domanda inattesi.

Secondo le stime del PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima), sono previsti almeno 6.5 milioni di EV entro il 2030, su un totale di poco meno di 40 milioni da decarbonizzare entro il 2050; l’equivalente di 325 GWh, valutando una media di 50 kWh di capacità a veicolo.

Il V2G permette di impostare - dal lato utente - la disponibilità di energia da cedere alla rete in caso di necessità. Per fare un conto molto approssimato, valutando che il 70% degli spostamenti è sotto i 50 km, gran parte degli utenti utilizza solo una piccola percentuale della carica giornaliera.

Mettendo a disposizione quotidianamente il 25% della carica - un valore tipico di un sistema V2G - del 70% dei veicoli elettrici, risultano poco meno di 57 GWh di accumulo disponibili nelle 24h. Si tratta di una stima ovviamente molto generosa, che presuppone la presenza di caricatori compatibili per tutti gli utenti, una distribuzione uniforme dei veicoli sul territorio, il loro collegamento simultaneo alle stazioni di ricarica, nonché non valuta almeno un 5-10% di perdite di sistema tra carica e scarica.

Una situazione ai limiti del possibile, ma rende l’idea dell’enorme potenziale di questo sistema, specialmente se si considera che, attualmente, solo i sistemi BESS arrivano a 16 GWh e i piani di Terna sono di raggiungere 71 GWh di accumuli stazionari al 2030 - un investimento di circa 18 miliardi di € (fonte: Confindustria) - per coadiuvare gli oltre 140 GW di capacità rinnovabile prevista dagli impegni nazionali.

Benefici per gli utenti

Le capacità rese disponibili per la cessione alla rete dipenderanno in larga misura dall’attrattiva che i governi sapranno creare attraverso incentivi mirati, tariffe dedicate e regole di mercato favorevoli.

Secondo uno studio del Fraunhofer Institute del 2024, aderire allo schema del V2G potrebbe rappresentare un profitto fino a 726€/anno, da aggiungere ai risparmi dei costi di gestione di un EV rispetto a un modello termico.

Che sia tramite un caricatore di un parcheggio o quello privato da abitazione, gli EV contribuiranno anche ad accumulare gli eccessi di produzione estiva del solare FV e quelli invernali dell’eolico - evitando l’anti-economico curtailment, ovvero il spegnimento degli impianti per sopraggiunta saturazione della rete - così come ad approfittare delle tariffe orarie più basse per poi rivendere l’energia nei momenti di picco.

La soluzione diventa ancora più interessante quando applicata agli operatori di car sharing o di noleggio auto, contribuendo a ridurre i costi di stazionamento dei veicoli inutilizzati.

La governance

L’importanza strategica di un sistema parallelo agli accumuli stazionari di più veloce implementazione non trova, purtroppo, riscontro nelle regolamentazioni europee, tardive sul fronte della standardizzazione delle architetture, seppure esista già uno standard per la cessione in corrente continua (ISO 15118). La roadmap attuale prevede l’applicazione dello standard in corrente alternata - ancora in discussione - dal 1° gennaio 2027.

L’impianto regolamentativo attuale si regge sull’Alternative Fuels Infrastructure Regulation, parte del pacchetto “Fit for 55” dell’Unione, che fissa unicamente le regole sulle potenze minime e sulla necessaria semplicità d’uso dei sistemi di ricarica, mentre promuove anche idrogeno e biocarburanti, di cui ti ho mostrato l’inefficacia nel decarbonizzare il settore.

La direttiva EU 2019/944 sul mercato elettrico e la cosiddetta direttiva per le “case green” (EPBD) prevedono la predisposizione o l’installazione di caricatori per tutti gli edifici non residenziali e per le nuove costruzioni residenziali, nonché l’abbattimento degli ostacoli burocratici per quelli esistenti.

Un altro passo importante sarà anche la definizione delle tariffe per la cessione energetica. Difficile pensare che l’iniziativa possa interessare una vasta platea di utenti, se l’utente ricevesse solo un rimborso parziale dell’energia acquistata inizialmente.

Carica! Avanti tutta! (ma non tutti)

Come spesso succede, la lentezza del legislatore europeo nel definire regole comuni, lascia i Paesi membri procedere a diverse velocità. Il risultato, in assenza di una standardizzazione preventiva, è la frammentazione dell’offerta tecnologica, che in un prossimo futuro potrebbe ritorcersi a danno degli utenti.

Un caso emblematico è il doppio passaggio - in Italia, ma non solo - dalla TV analogica al digitale: prima l’acquisto di decoder già obsoleti, poi - pochi anni dopo - un nuovo aggiornamento delle apparecchiature per adeguarsi allo standard oggi in uso in Europa.

Per il V2G, Francia e UK procedono spedite - la prima ha un sistema incentivante normato, la seconda sta per immettere sul mercato anche modelli V2H - così come i Paesi scandinavi, anche per la maggior penetrazione degli EV sul mercato.

In Svezia, la Volkswagen ha realizzato un progetto pilota da 200 caricatori ubicati in attività commerciali e utenze residenziali, con un piano per estenderne il numero entro la fine dell’anno. In Danimarca - uno dei progetti eseguiti ha coinvolto Enel - il V2G è già in uso per contribuire a stabilizzare la rete a predominanza eolica.

In Olanda, città come Amsterdam permettono di ridurre i costi di gestione delle flotte di bus elettrici, utilizzandoli come accumuli di rete nelle ore di picco. A Utrecht, il 35% delle case ha ormai un impianto FV e il sistema V2G permette di accumulare localmente l’energia in eccesso, invece di cederla in rete, fungendo da batteria casalinga, con risparmi più consistenti per gli utenti.

E l’Italia?

Terna e FCA hanno collaborato con Engie Eps per la realizzazione, a Torino, di un hub di carica veloce per 64 autoveicoli, di cui 32 bidirezionali (V2G), nel settembre 2020. L’annuncio prometteva un allargamento successivo a 700 veicoli, trasformandolo nel più grande hub di ricarica mondiale, ma per quanto abbia potuto ricercare, non risulta sia mai stato eseguito.

Nello stesso anno, la società di Ricerca sul Sistema Elettrico (RSE) - controllata dal Gestore del Sistema Elettrico nazionale (GSE) - aveva avviato un laboratorio sul V2G per studiarne i benefici nella stabilizzazione di rete. Nel 2022, Terna ha inaugurato l’e-mobility hub, dedicato alla ricerca e sviluppo di soluzioni tecnologiche, inclusi i caricatori V2G/V2H.

Agli annunci, non sono però seguiti risultati tangibili. Una caratteristica tipica del nostro Paese: grande eccellenza delle professionalità disponibili, ma scarsa visione nelle strategie di sviluppo nazionali. Intanto, quando le aziende italiane lavorano all’estero, il nostro know-how spesso eccelle.

L’avvio ufficiale in Italia del V2G, attualmente, è previsto tra il 2027 e il 2028 e non sarà tangibile prima del 2030. Dovrà, soprattutto, essere completato l’iter di approvazione dei regolamenti, che prevedono la rimozione della doppia tassazione e la definizione degli schemi remunerativi.

Riusciremo a recuperare competitività, considerando che i sistemi di demand side response crescano annualmente - in Europa - del 20% e il mercato attuale del V2G fatturi già oltre 4 miliardi €?