intervista

Molte aziende energivore e molte PA hanno già investito in efficientamento e fotovoltaico, e sentono ripetersi da anni la promessa dello storage come “prossima frontiera” del risparmio. Perché dovrebbero crederci proprio adesso, e cosa risponde a chi pensa che un BESS sia ancora un costo che si ripaga troppo lentamente per convenire davvero?

È una domanda legittima, e me la sento fare spesso, ancor prima che i clienti me la pongano direttamente. Ferplant si occupa di efficientamento energetico da vent’anni, e questa difficoltà la conosciamo da dentro: dopo due decenni di interventi su illuminazione, involucro edilizio, cogenerazione e fotovoltaico, trovare oggi nuove iniziative realmente sostenibili dal punto di vista economico è sempre più complicato, perché gran parte del margine di efficientamento a basso rischio è già stata colta. Chi ha già investito in efficientamento energetico e fotovoltaico ha quindi ragione a essere scettico: per anni lo storage è stato presentato come una tecnologia “quasi pronta”, con tempi di ritorno che restavano sempre un po’ più in là nel tempo.

Quello che è cambiato negli ultimi anni non è la batteria in sé, ma il contesto in cui viene inserita. Il mercato elettrico italiano offre oggi diversi meccanismi di remunerazione dello storage — dal Mercato del Giorno Prima ai servizi di dispacciamento gestiti da Terna — che possono essere attivati contemporaneamente sullo stesso impianto. È qui che si gioca la vera differenza: non è la batteria a generare valore da sola, è la capacità di orchestrarne l’uso su più mercati insieme, ora per ora, riducendo al minimo il tempo in cui la capacità installata resta inutilizzata.

Con D-BESS non vendiamo una tecnologia, vendiamo un risultato gestito: il cliente sa fin dall’inizio quale modello di ricavo ha scelto — un tolling agreement con canone fisso, la partecipazione al mercato della capacità, o un’esposizione più diretta al mercato — e noi ci occupiamo dell’ottimizzazione operativa e del rischio tecnico. Per un energy manager, la domanda giusta non è più “lo storage conviene in teoria”, ma “quale modello di ricavo è compatibile con il mio profilo di rischio, oggi”. Ed è a questa domanda che rispondiamo caso per caso, con un’analisi economica preliminare prima di qualsiasi impegno.

Il tema del payback resta reale e va affrontato con onestà: non tutti gli impianti sono uguali, e la marginalità dipende da taglia, punto di connessione e mercato di riferimento. Ma la finestra in cui lo storage genera valore concreto, misurabile e certificabile si è aperta, ed è aperta adesso — non tra qualche anno.

 

Ferplant propone D-BESS come piattaforma di gestione dello storage “chiavi in mano”. Come funziona concretamente questo meccanismo, e cosa lo distingue da un impianto BESS gestito con un EMS tradizionale?

Il meccanismo è “chiavi in mano” nel senso letterale: il cliente affida a D-BESS il controllo dell’impianto e noi ci occupiamo di tutto, dal campo al mercato. Un EMS tradizionale sa dire a una batteria quando caricarsi e quando scaricarsi. D-BESS fa qualcosa di diverso, perché unisce in un’unica piattaforma il controllo di campo, il monitoraggio, la gestione dell’asset e l’accesso al trading — e soprattutto sa gestire più strategie di ricavo insieme sullo stesso impianto, non una alla volta.

Mi spiego con un esempio concreto. Un impianto può operare sotto un Tolling Agreement, oppure essere esposto direttamente al mercato, muovendosi su più mercati insieme — il Mercato del Giorno Prima, il Mercato Infragiornaliero e i servizi ancillari per Terna, come la modulazione straordinaria istantanea a salire. Sono proprio questi ultimi, spesso poco conosciuti fuori dagli addetti ai lavori, tra i servizi più remunerativi, perché pagano la disponibilità e la prontezza dell’impianto, non solo l’energia effettivamente scambiata.

Ma la differenza più profonda non sta nelle singole funzionalità, sta nell’origine della piattaforma: D-BESS non è un EMS internazionale adattato in un secondo momento all’Italia, è stato concepito e sviluppato fin dall’inizio attorno alle peculiarità del nostro mercato integrando nativamente i servizi dei trader — le meccaniche di MGP e MI, i servizi ancillari e le regole di dispacciamento di Terna, gli obblighi di reportistica GME — mentre molte piattaforme concorrenti si fermano a una logica generica di carica/scarica.

A rendere concreto questo approccio sono due caratteristiche che un EMS tradizionale semplicemente non ha. La prima è l’architettura aperta e multi-vendor: la piattaforma dialoga con qualsiasi hardware di campo — PCS, BMS, inverter di produttori diversi — e con qualsiasi trader, così il cliente non resta mai legato a un unico fornitore. La seconda è che D-BESS non si limita a controllare l’impianto, lo gestisce come un vero asset manager: ogni sito è rappresentato da un digital twin aggiornato in tempo reale, che segnala lo stato tecnico e le prime anomalie prima che diventino guasti, riducendo i fermi imprevisti e proteggendo la capacità dell’impianto di generare ricavo.

D-BESS non chiede al cliente di scegliere una sola strada. La piattaforma può combinare questi flussi di ricavo sullo stesso asset, e persino sulla stessa batteria, allocando parte della capacità ai servizi ancillari e parte al mercato, rispettando in tempo reale i vincoli tecnici e contrattuali di ciascuno. Il risultato è un ritorno dell’investimento migliore rispetto a una gestione mono-strategia: è proprio questa capacità di orchestrare più flussi di ricavo contemporaneamente, con un unico livello di controllo, a distinguere D-BESS da un impianto BESS gestito con un EMS tradizionale.