La transizione energetica e la naturale exit strategy del gas dal prezzo marginale dell’elettricità

Abstract

Nel dibattito pubblico il disaccoppiamento tra prezzo del gas e prezzo dell’elettricità è spesso presentato come una questione amministrativa o regolatoria. In realtà, sebbene possa essere perseguito per tale via, esso emerge in modo più solido e duraturo quando la diffusione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo riduce progressivamente il ruolo delle tecnologie fossili nella determinazione del prezzo marginale e, conseguentemente, la dipendenza energetica.

Questo lavoro analizza il ruolo del mercato del giorno prima e delle rendite inframarginali, evidenziando come i fenomeni di cannibalizzazione dei prezzi associati alla crescente penetrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo si manifestino in un contesto in cui il prezzo marginale è spesso determinato dalle tecnologie fossili e come tali dinamiche possano sostenere l’ulteriore diffusione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, riducendo progressivamente nel tempo il ricorso alla generazione da fonti fossili.

In questo contesto, l’articolo esamina come il ruolo congiunto delle fonti rinnovabili e delle tecnologie di accumulo, nel guidare la transizione energetica, possa favorire il naturale disaccoppiamento del prezzo dell’energia elettrica da quello del gas, richiamando anche il contributo delle comunità energetiche rinnovabili e degli inverter grid-forming alla configurazione dei sistemi elettrici futuri.

L’equivoco del tetto amministrativo al prezzo

Il dibattito pubblico sul cosiddetto disaccoppiamento tra gas e rinnovabili è spesso ridotto a un problema di ingegneria regolatoria. La visione amministrativa propone di separare i mercati per decreto oppure di imporre cap artificiali ai prezzi dell’elettricità. Tale approccio non elimina la dipendenza dal gas: semplicemente ne redistribuisce gli effetti attraverso meccanismi di sussidio o trasferimenti tra operatori.

Il vero disaccoppiamento avviene solo quando la tecnologia marginale del sistema elettrico non è più basata sulla combustione del gas. In quel momento il prezzo dell’elettricità non è più determinato dal costo della molecola fossile ma da tecnologie a costo marginale molto più basso.

Il ruolo del Mercato del Giorno Prima (MGP)

Per comprendere perché il gas influenzi il prezzo dell’elettricità è necessario richiamare brevemente il funzionamento del Mercato del Giorno Prima.

Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell’energia è determinato dal principio del prezzo marginale. L’ultima centrale necessaria a coprire il carico stabilisce il prezzo per tutte le altre.

Questo meccanismo non è una distorsione del mercato ma uno strumento efficiente per coordinare il dispacciamento e gli investimenti in un sistema con tecnologie caratterizzate da costi marginali diversi.

Il problema del prezzo marginale

Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell’energia è determinato dalla tecnologia marginale. Storicamente questa tecnologia è spesso stata rappresentata dalle centrali a gas, il cui costo del combustibile influenza direttamente il prezzo dell’elettricità.

Il Merit Order nel mercato elettrico

Il cosiddetto merit order ordina gli impianti di generazione secondo il loro costo marginale. Le fonti rinnovabili, caratterizzate da costi marginali molto bassi, entrano per prime nel mercato.

L’effetto della crescita delle rinnovabili

L’aumento della capacità rinnovabile riduce progressivamente il numero di ore in cui il gas è necessario per soddisfare la domanda. Questo fenomeno è noto come cannibalizzazione dei prezzi.

La nuova tecnologia marginale: lo storage

Con l’aumento della penetrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, il sistema elettrico evolve verso una nuova configurazione in cui la tecnologia marginale non è più il gas ma lo storage.

Implicazioni per il sistema elettrico

Quando lo storage diventa la tecnologia marginale, il prezzo dell’elettricità è determinato dal costo di ciclaggio dell’accumulo, ossia dal costo economico associato a ciascun ciclo completo di carica e scarica dello storage, piuttosto che dal prezzo del gas. In tale configurazione il disaccoppiamento tra elettricità e combustibili fossili non è più una misura regolatoria ma una proprietà strutturale del sistema energetico.

La transizione energetica, pertanto, non è soltanto una sostituzione di tecnologie, ma una trasformazione profonda della logica economica del mercato elettrico. Il passaggio da una tecnologia marginale fossile a una basata sull’accumulo segna il vero punto di disaccoppiamento tra il prezzo dell’elettricità e quello del gas.

L’effetto della crescita delle rinnovabili

L’aumento della capacità rinnovabile riduce progressivamente il numero di ore in cui il gas è necessario per soddisfare la domanda. Questo fenomeno è noto come cannibalizzazione dei prezzi.

Nelle ore di elevata produzione rinnovabile, l’offerta spinge verso il basso il prezzo dell’energia, mentre nelle ore di scarsità si osservano prezzi più elevati, determinando una maggiore volatilità complessiva del sistema.

Rendite inframarginali e segnale di investimento

In un mercato nel quale le centrali a gas determinano il prezzo marginale dell’energia, il livello dei prezzi può risultare elevato. Le fonti rinnovabili, caratterizzate da costi marginali prossimi allo zero, generano quindi rendite inframarginali molto significative.

Queste rendite rappresentano un importante segnale economico per gli investimenti nelle tecnologie a basso costo marginale.

Dalla turbina a gas allo storage come tecnologia marginale

Le rendite inframarginali generate dalla produzione rinnovabile costituiscono un importante segnale economico per gli investimenti nelle tecnologie di accumulo. Strumenti regolatori possono accelerare tale processo, ma la dinamica fondamentale resta quella del mercato: i differenziali di prezzo tra le ore di surplus rinnovabile e le ore di maggiore domanda rendono economicamente sostenibile lo sviluppo delle fonti rinnovabili e dei sistemi di storage. L’obiettivo di tali politiche non dovrebbe essere semplicemente quello di ridurre i prezzi nel breve periodo, ma di favorire una trasformazione strutturale del sistema elettrico, nella quale lo storage possa progressivamente assumere il ruolo di tecnologia marginale nel mercato dell’energia.

Nei mercati elettrici organizzati secondo il principio del prezzo marginale, tra cui quello italiano, il costo dell’energia non riflette il costo medio della produzione, ma quello della tecnologia marginale necessaria, in ogni istante, a soddisfare l’ultima unità di domanda.

Quando ciò avviene, il costo marginale dell’energia elettrica non è più determinato dal costo del combustibile fossile impiegato nelle centrali termoelettriche, bensì dal costo di ciclaggio dei sistemi di accumulo, comprensivo delle perdite energetiche e dei costi di ammortamento dell’infrastruttura.

Il vero punto di disaccoppiamento tra elettricità e gas non è quindi una decisione amministrativa, ma il momento in cui la tecnologia marginale del sistema passa dalla turbina a gas allo storage.

In un sistema con accumuli, è quindi utile distinguere due grandezze economiche fondamentali associate al ciclo di utilizzo dello storage: il costo marginale di carica e il costo marginale di scarica.

Il costo marginale di carica corrisponde semplicemente al costo dell’energia elettrica utilizzata per caricare lo storage:

C_charge = C_elec

dove C_elec rappresenta il costo dell’energia utilizzata per la carica del sistema di accumulo, generalmente in condizioni di surplus di generazione rinnovabile e quindi con costo marginale della generazione fossile ridotto al minimo.

Quando l’energia viene restituita alla rete, il costo marginale di scarica, C_charge , deve invece tener conto sia delle perdite energetiche del ciclo di accumulo sia della degradazione del sistema di storage. In prima approssimazione esso può essere espresso come:

C_discharge = (C_elec / η) + (C_inv / N_cycles)

dove:

• C_inv è il costo di investimento del sistema di accumulo
• η è il rendimento complessivo del ciclo carica-scarica (round-trip efficiency)
• N_cycles è il numero totale di cicli di vita della batteria

In presenza di sistemi di accumulo diffusi, il mercato elettrico tende quindi a operare all’interno di una banda di variabilità del costo marginale delimitata da queste due grandezze:

Costo minimo ≈ C_charge
Costo massimo ≈ C_discharge

Pertanto, nelle ore di abbondanza di produzione rinnovabile, quando gli accumuli si caricano, il costo marginale dell’energia tende ad avvicinarsi al costo marginale delle fonti rinnovabili, generalmente molto basso. Al contrario, nelle ore di maggiore domanda, quando gli accumuli restituiscono energia alla rete, il costo marginale tende invece ad avvicinarsi al costo di scarica dello storage.

L’ampiezza della banda di variazione del costo marginale può essere espressa, in prima approssimazione, dalla seguente relazione:

ΔC ≈ C_discharge − C_charge = C_elec (1/η − 1) + (C_inv / N_cycles)

Questa relazione mette in evidenza una proprietà fondamentale dei sistemi elettrici dominati da fonti rinnovabili e sistemi di accumulo: la variabilità della produzione rinnovabile genera la volatilità dei prezzi, mentre lo storage non determina direttamente il prezzo dell’energia, ma ne delimita l’intervallo di variazione economicamente sostenibile.

In altre parole, mentre nei sistemi fuel-driven il prezzo marginale è ancorato al costo del combustibile della centrale marginale, nei sistemi renewables-and-storage driven esso tende a oscillare all’interno di una banda delimitata dal costo di carica e dal costo di scarica dell’energia accumulata.

Da questa semplice analisi risulta, inoltre, che l’ampiezza di tale banda dipende principalmente dal rendimento del ciclo di accumulo e dal costo di investimento dello storage ripartito sul numero di cicli di vita.

Quindi, in un sistema dominato da fonti rinnovabili e accumuli, il costo marginale dell’elettricità tende progressivamente a riflettere il costo di ciclaggio dell’energia piuttosto che quello del combustibile.

In aggiunta, se il sistema di accumulo è gestito in modo ottimale, cioè caricandosi nelle ore in cui il costo dell’energia è minimo e scaricandosi nelle ore di maggiore domanda, il mercato elettrico tende naturalmente a operare all’interno di una banda di variabilità del costo marginale relativamente ristretta, che rimarrà comunque influenzata dalla variabilità della produzione rinnovabile, della domanda e dai vincoli di rete, fattori che, peraltro, esistono anche in un sistema interamente fuel-driven.

In questo contesto il sistema elettrico evolve progressivamente da un regime fuel-driven, nel quale il costo dell’elettricità è determinato dal combustibile fossile utilizzato dalle centrali marginali, a un regime storage-driven, nel quale il costo marginale riflette il costo di gestione temporale dell’energia.

Il gas perde quindi progressivamente il ruolo di tecnologia marginale e il disaccoppiamento tra prezzo dell’elettricità e prezzo del gas non richiede più interventi amministrativi: esso emerge come una proprietà strutturale del sistema elettrico, nel quale lo storage non determina il prezzo dell’energia, ma ne limita l’intervallo di variazione.

Il rischio economico delle nuove infrastrutture GNL

Gli investimenti in nuove infrastrutture di rigassificazione possono generare un significativo rischio di asset non recuperabili (stranded assets), in quanto il sistema elettrico evolve verso una crescente dominanza delle fonti rinnovabili e degli accumuli.

CER, accumuli e inverter grid-forming

Le Comunità Energetiche Rinnovabili contribuiscono a ridurre congestioni locali e migliorare l’utilizzo delle infrastrutture esistenti.

Gli inverter grid-forming consentono a impianti rinnovabili e sistemi di accumulo di fornire servizi di stabilità tradizionalmente garantiti dalle macchine rotanti.

Conclusioni

La transizione energetica rappresenta una trasformazione profonda della logica economica del sistema elettrico.

Il disaccoppiamento tra prezzo dell’elettricità e prezzo del gas emerge come risultato naturale di questa evoluzione tecnologica.

L’Italia dispone delle condizioni per evolvere verso un sistema basato su fonti rinnovabili, accumuli e reti intelligenti.

L'articolo Dal disaccoppiamento amministrativo alla sovranità elettrica strutturale proviene da Italia nel futuro.

L’AI spinge Milano in prima linea: nei prossimi cinque anni i data center moltiplicheranno per dieci la capacità installata. Energia, reti e sostenibilità ridisegnano la mappa industriale della Lombardia.

Dai 200 MW attuali a circa 2 GW: la provincia di Milano corre verso una scala “hyperscale”. Collegamenti diretti all’alta tensione, oltre 3 GW termoelettrici tra costruiti e autorizzati, accelerazione su rinnovabili e PPA. Nonostante i costi elettrici storicamente elevati, gli operatori non arretrano: l’Europa converge, l’Italia si candida a nuovo hub del cloud nel Mediterraneo.

La svolta: perché Milano è diventata terreno di atterraggio per l’AI

La trasformazione è rapida e tangibile. Secondo le stime condivise da A2A, l’area milanese passerà in cinque anni da circa 200 MW a intorno ai 2 GW di capacità data center. È un cambio di scala che va oltre la cronaca di settore: significa ripensare energia, logistica, urbanistica e filiere tecnologiche in un’unica regia.
La spinta arriva dall’intelligenza artificiale — addestramento e inferenza richiedono calcolo continuo, bassa latenza e sicurezza fisica. In questo scenario Milano offre posizione geografica centrale, densità di imprese, collegamenti internazionali e una rete elettrica in progressivo irrobustimento. Tradotto: meno attrito operativo per gli hyperscaler e più certezze per gli investitori.

La matematica dell’energia: quando i server pesano come una città

Oggi la domanda di punta di Milano è intorno a 1,5 GW. A regime, la sola nuova capacità dei data center potrebbe equivalere a oltre il 130% del fabbisogno di picco cittadino. Non è un dettaglio tecnico: è la prova che la crescita digitale è eminentemente fisica.
Per evitare stress sulla rete di distribuzione urbana, i nuovi siti verranno allacciati alla rete ad alta tensione o direttamente agli impianti di generazione. È una scelta industriale precisa: eliminare colli di bottiglia, minimizzare perdite, garantire continuità. E richiede una cabina di regia comune tra operatori elettrici, istituzioni e sviluppatori di campus.

Offerta in rincorsa: rinnovabili in aumento, termoelettrico di backup

La Regione spinge su solare, eolico e accumuli, ma nel frattempo consolida la flessibilità termoelettrica: secondo A2A, oltre 3 GW di nuova potenza tra costruita, in costruzione o autorizzata sono già in pipeline. La logica è pragmatica: se l’AI non può fermarsi, serve una base dispatchable per coprire picchi, manutenzioni e stagionalità.
Il punto d’equilibrio è una matrice energetica ibrida: rinnovabili per abbattere le emissioni medie, gas ad alta efficienza (e, domani, idrogeno/blend) per evitare blackout. In parallelo, cresce l’interesse per sistemi di recupero del calore da data center verso reti di teleriscaldamento — un volano di efficienza che rende socialmente più accettabile l’espansione dei campus.

Costi e convergenza: perché il prezzo dell’energia non ferma gli hyperscaler

L’Italia ha sofferto storicamente prezzi elettrici più alti rispetto ad altri Paesi UE. Eppure gli sviluppatori non arretrano. Due ragioni:

1. Convergenza europea dei costi lungo la filiera rinnovabile: “un pannello in Spagna o in Italia produce allo stesso costo”, come ricordato dal management A2A
2. Diffusione dei Power Purchase Agreement (PPA) a lungo termine, che ancorano prezzo e origine rinnovabile, stabilizzando il conto economico e migliorando gli indici ESG.
   

In altre parole, l’energia non è più solo una commodity: diventa un servizio su misura, integrato con esigenze di uptime, carbon footprint e localizzazione dei carichi.

Geografia del cloud: Milano nel club europeo dei 2 gigawatt

Con il salto di capacità, Milano entra nel perimetro degli hub europei che contano — Francoforte, Amsterdam, Parigi, Dublino — ma con una differenza: spazio di crescita residuo e ruolo strategico nel corridoio mediterraneo dei cavi sottomarini.
La progressiva saturazione in alcuni mercati “FLAP-D” spinge gli operatori a cercare nuovi bacini elettrici e latenze competitive verso Africa, Medio Oriente e Balcani. Milano, con la sua densità industriale e i collegamenti di backhaul, offre una piattaforma naturale di atterraggio per workload AI, edge e disaster recovery multi-regione.

Sostenibilità come licenza operativa: dal watt pulito al calore utile

La pressione ambientale sui data center cresce: consumi, water footprint, urbanizzazione. Per questo i progetti più avanzati integrano:

• PPA rinnovabili e criteri “hourly matching” per ridurre il carbon mismatch
• Sistemi di free-cooling e ottimizzazione del PUE (con obiettivi <1,2 nei climi temperati)
• Recupero del calore verso reti di teleriscaldamento, piscine, serre urbane
• Battery storage e demand response per partecipare alla stabilizzazione di rete.
  

La sostenibilità non è un vezzo reputazionale: è la condizione economica e politica per ottenere permessi, consenso e finanza a costo competitivo.

Filiera e lavoro: una nuova manifattura immateriale

Dietro i campus arrivano appalti di costruzione, elettronica di potenza, HVAC avanzato, cybersecurity, facility management, servizi di connettività dark fiber, software di orchestrazione e MLOps. La Lombardia, forte di ingegneria e servizi avanzati, può attrarre investimenti diretti esteri e creare occupazione qualificata lungo tutta la catena del valore.
È la nascita di una manifattura immateriale: non produce acciaio, ma capacità computazionale; non esporta motori, ma latenza e resilienza.

Costi, tempi autorizzativi, narrativa pubblica

Dietro la crescita vertiginosa dei data center si nascondono tre fragilità che richiedono lucidità e pianificazione. La prima riguarda i costi e i tempi autorizzativi: linee ad alta tensione, cabine e infrastrutture di connessione richiedono processi complessi e spesso lenti, che possono trasformarsi nel vero collo di bottiglia della transizione digitale.
Per evitare ritardi strutturali, servirà una corsia preferenziale per i progetti strategici, trattando l’espansione della rete non come un’iniziativa privata, ma come un pilastro industriale nazionale, capace di sostenere crescita economica e competitività tecnologica.

La tenuta della rete

Il secondo rischio è legato alla tenuta della rete. Concentrando grandi carichi energetici in poche aree, aumenta la vulnerabilità a eventi estremi o interruzioni improvvise.
È per questo che ridondanza, reti ad anello e microgrid con sistemi di accumulo diventano elementi imprescindibili di sicurezza: un modo per garantire continuità operativa anche in condizioni di stress, trasformando l’affidabilità in un vantaggio competitivo.

La percezione pubblica

Infine, la sfida forse più delicata è quella della percezione pubblica. I data center sono infrastrutture silenziose, ma la loro presenza incide sul territorio, sull’ambiente e sulla disponibilità energetica.
Senza un patto chiaro con le comunità locali — che preveda il recupero del calore, monitoraggi ambientali costanti e contributi a progetti di energia condivisa — anche le migliori iniziative rischiano di incontrare resistenze.
La sostenibilità, oggi, non è solo un requisito tecnico: è una condizione di consenso. Perché la rivoluzione digitale possa radicarsi, dovrà essere percepita non come un consumo, ma come un beneficio collettivo.

La metropolitana dei bit

Se il Novecento ha costruito metropolitane per persone, il XXI secolo costruisce metropolitane per dati. I binari non sono d’acciaio, ma di rame e fibra; le stazioni non hanno banchine, ma sale bianche; l’orario non chiude mai.
Milano ha deciso di far passare la sua linea principale sotto le fondamenta della nuova economia: energia affidabile, calcolo abbondante, rete capillare.
La sfida vera non è accumulare megawatt, ma trasformarli in vantaggio competitivo: attrarre intelligenza, consolidare filiere, produrre innovazione che resti sul territorio.
Se riuscirà a coniugare potenza, sostenibilità e consenso, Milano diventerà il cardine mediterraneo della geografia digitale europea. Non un semplice polo di server, ma un’infrastruttura civile: la dorsale silenziosa su cui correrà — in modo sicuro e continuo — la prossima generazione di servizi, imprese e idee.

L'articolo Milano, la città che raddoppia i bit: 2 GW di data center per la nuova potenza digitale d’Europa proviene da Italia nel futuro.

Le due aziende annunciano una partnership per sviluppare 2 GW di energia nucleare pulita attraverso mini-reattori modulari sotterranei, destinati ad alimentare data center ad alta efficienza. Il primo impianto è previsto per il 2029, promettendo sicurezza avanzata, costi ridotti e zero emissioni di carbonio.

Deep Fission, startup californiana specializzata in energia nucleare, ha stretto una partnership con Endeavour Energy, azienda focalizzata su infrastrutture sostenibili, per co-sviluppare 2 gigawatt (GW) di energia nucleare destinata ad alimentare i data center della rete Edged di Endeavour. L’obiettivo è rendere operativi i primi reattori entro il 2029.

Questa collaborazione mira a soddisfare la crescente domanda energetica dei data center, in particolare quelli dedicati all’intelligenza artificiale e al cloud computing, offrendo una fonte di energia pulita, sicura ed economicamente vantaggiosa.

Tecnologia innovativa: reattori a un miglio di profondità

Il cuore del progetto è rappresentato dai reattori modulari di Deep Fission, progettati per essere installati a circa 1,6 km di profondità in pozzi di 76 cm di diametro. Questi reattori utilizzano la tecnologia dei reattori ad acqua pressurizzata (PWR), la più comune a livello mondiale, e sfruttano la pressione geologica naturale per garantire sicurezza e contenimento.

Ogni modulo produce 15 MW termici (MWt) e 5 MW elettrici (MWe), con un ciclo di combustibile stimato tra 10 e 20 anni. La configurazione sotterranea riduce significativamente i costi di costruzione e minimizza l’impatto ambientale, eliminando la necessità di strutture di contenimento in superficie.

Vantaggi economici e ambientali

Secondo Elizabeth Muller, co-fondatrice e CEO di Deep Fission, la tecnologia proposta non solo garantisce i più alti livelli di sicurezza, ma consente anche di fornire energia continua a zero emissioni di carbonio a un costo competitivo di 5-7 centesimi per kWh. 

Jakob Carnemark, fondatore di Endeavour, sottolinea come questa soluzione rappresenti un punto di svolta per i clienti dei data center, offrendo un’elevata densità di potenza (oltre 100 MW in un quarto di acro) e riducendo i tempi e i costi associati ai progetti nucleari tradizionali.

Implicazioni per l’industria dei data center

L’adozione di questa tecnologia potrebbe rivoluzionare il settore dei data center, fornendo una fonte di energia affidabile e sostenibile per supportare le crescenti esigenze computazionali. Con la capacità di alimentare tra 15 e 20 strutture hyperscale, l’iniziativa risponde alla necessità di soluzioni energetiche efficienti e a basso impatto ambientale. Inoltre, la ridotta impronta ecologica dei reattori e la loro installazione sotterranea li rendono particolarmente adatti per aree urbane densamente popolate, dove lo spazio è limitato e la domanda energetica è elevata.

Prospettive future

Attualmente, Deep Fission è in fase di pre-applicazione con la U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) e prevede di presentare le domande specifiche per i siti nel 2026. Le prime operazioni sono previste per il 2029 negli Stati Uniti, con la possibilità di espandersi a livello internazionale prima di tale data.Con oltre 40 brevetti a supporto della loro tecnologia, Deep Fission ed Endeavour si posizionano all’avanguardia nella fornitura di soluzioni energetiche innovative, sicure e sostenibili per l’industria dei data center e oltre.

L'articolo Energia nucleare sotterranea: svolta di Deep Fission ed Endeavour proviene da Italia nel futuro.

Costituite da sistemi digitali interconnessi, queste piattaforme rappresentano un’innovazione nel panorama della sostenibilità e dell’efficienza energetica; fanno parte di un’evoluzione del settore rispetto ai modelli tradizionali di infrastrutture energetiche, concentrandosi sull’integrazione, l’adattabilità e la resilienza anziché su progetti energetici isolati.

Le piattaforme tecnologiche energetiche sono essenziali per la gestione dell’energia in un’ampia gamma di settori. Costituite da sistemi digitali interconnessi, queste piattaforme fanno parte di un’evoluzione del settore rispetto ai modelli tradizionali di infrastrutture energetiche, concentrandosi sull’integrazione, l’adattabilità e la resilienza anziché su progetti energetici isolati.

Le piattaforme tecnologiche energetiche rappresentano un’innovazione nel panorama della sostenibilità e dell’efficienza energetica. Questi sistemi integrati combinano tecnologie avanzate, dati e analisi per ottimizzare la produzione, distribuzione e consumo di energia. Con l’aumento della domanda globale di energia e la necessità di ridurre le emissioni di carbonio, queste piattaforme offrono soluzioni intelligenti per gestire le risorse energetiche rinnovabili, migliorare l’affidabilità delle reti elettriche e promuovere l’uso responsabile delle risorse. In questo contesto, le piattaforme tecnologiche si pongono come strumenti fondamentali per affrontare le sfide energetiche del futuro.

Ecco alcune delle piattaforme tecnologiche energetiche più innovative e all’avanguardia del settore, nonché gli elementi che le distinguono dalle altre presenti sul mercato.

Kraken

Con sede a Londra, è stata lanciata nel 2016. Braccio software di Octopus Energy Group, Kraken offre una piattaforma end-to-end che fornisce alle utility e alle aziende energetiche tutta la tecnologia necessaria per gestire le loro operazioni di back-office principali, inclusi la gestione al dettaglio, la gestione delle relazioni con i clienti, la fatturazione, i prezzi, le riscossioni e l’ottimizzazione a livello di rete.

Il CEO, Amir Orad, ha affermato: “Oggi, Kraken funziona come un’entità operativamente indipendente, ancora di proprietà di Octopus ma come un’azienda totalmente separata con la propria leadership. Stiamo fornendo servizi a più utility in tutto il mondo, servendo più di 50 milioni di famiglie, inclusa più della metà del Regno Unito con Octopus, EDF, E.ON Next e simili, nonché grandi clienti in Francia, Giappone, Australia, Canada, Stati Uniti e Germania, oltre ad altri paesi.  

“Durante questo percorso, abbiamo preso quella che era una nuova piattaforma all’avanguardia costruita per Octopus, l’abbiamo migliorata e ampliata in base alle esigenze globali.” 

Automatizzando gran parte della catena di approvvigionamento energetico, Kraken sta consentendo un servizio clienti efficiente e prodotti innovativi – ottimizzando l’uso e i costi energetici.  La piattaforma supporta tariffe intelligenti, la gestione delle risorse energetiche distribuite e i programmi di risposta alla domanda. Con funzionalità come il monitoraggio in tempo reale, l’ottimizzazione alimentata dall’IA e l’integrazione senza soluzione di continuità con vari dispositivi, Kraken guida la transizione alla rete intelligente, migliora l’efficienza energetica e facilita l’adozione di fonti di energia rinnovabile.

EcoStruxure

Con sede a Parigi, è stata lanciata nel novembre 2016. Il CEO è Olivier Blum.   

EcoStruxure è il sistema architettonico e la piattaforma abilitata all’IoT, aperta e interoperabile di Schneider Electric. Offre capacità di raccolta e analisi dei dati basate su cloud attraverso le funzioni energetiche di un’organizzazione.  

La piattaforma fornisce monitoraggio in tempo reale, analisi predittiva e approfondimenti guidati dall’IA per migliorare l’efficienza energetica e ridurre i costi.  

“EcoStruxure Advanced Distribution Management System (ADMS) e Distributed Energy Resource Management System (DERMS) aiutano le utility con una pianificazione, monitoraggio e controllo migliorati. EcoStruxure Asset Advisor e Grid Metering consentono la gestione dei dispositivi, dei dati e degli asset,” ha dichiarato Nadège Petit, Chief Innovation Officer di Schneider Electric.

Honeywell Forge Performance+

Con sede nella Carolina del Nord, Usa, Honeywell Forge Performance+ è stata lanciata a maggio 2024. Presidente e CEO è Vimal Kapur. Si tratta di una piattaforma tecnologica energetica leader grazie alle sue capacità complete abilitate dall’IA. Integra analisi avanzate, apprendimento automatico e tecnologie digital twin per migliorare la gestione degli asset di rete e le prestazioni operative. 

La piattaforma offre approfondimenti in tempo reale, analisi predittiva e automazione per la risposta alla domanda e la gestione delle risorse energetiche distribuite. Ottimizza la distribuzione energetica, identifica nuove fonti di energia e migliora l’affidabilità della rete. Fornendo approfondimenti azionabili da più flussi di dati, consente alle utility di servire meglio i clienti, ridurre le impronte di carbonio e adattarsi al panorama energetico in evoluzione. “Honeywell Forge Performance+ per Utility è progettato per migliorare, non sostituire, i sistemi esistenti, fornendo un maggiore valore agli investimenti delle aziende di utility e supportando una combinazione senza soluzione di continuità di capacità da vari strumenti in un’unica piattaforma affidabile,” ha dichiarato Hamed Heyhat, presidente di Honeywell Smart Energy e Thermal Solutions (SETS).  “Attraverso il potere della digitalizzazione, le utility avranno ora accesso a più dati di qualità per servire meglio i loro clienti e asset”.

Siemens MindSphere

Con sede in Texas, Usa, è stata lanciata ad agosto 2017. CEO è Ralf-Michael Wagner. MindSphere è una piattaforma cloud IoT di Siemens che può aiutare con la gestione dei dati energetici, l’ottimizzazione della rete e la gestione degli asset. Collegando asset del mondo reale al regno digitale, offre capacità complete di monitoraggio, analisi e ottimizzazione energetica.  

L’architettura IoT aperta di MindSphere consente un’integrazione senza soluzione di continuità con vari dispositivi e sistemi, consentendo alle aziende di sviluppare applicazioni e servizi personalizzati. La sua infrastruttura basata su cloud garantisce scalabilità, mantenendo alti standard di sicurezza conformi alle normative del settore.  

Il Siemens MindSphere Application Center for Internet of Energy supporta TSO, DSO, utility, industrie e operatori per la costruzione e l’infrastruttura.  “Il Siemens MindSphere Application Center è il patrimonio di conoscenze accumulato da Siemens negli ultimi decenni,” ha dichiarato Raphael Eckmann, CEO di Athon Energia SA. “Questo ci ha permesso di creare meccanismi per ridurre i costi, aumentare la capacità di tracciare gli asset e, quindi, fare analisi dei dati. Puoi trasformare tutti i dati basati su cloud in soluzioni molto significative e strategiche per il nostro business”.

Sungrow iHomeManager

Con sede ad Anhui, Cina, è stata lanciata a giugno 2024. Presidente e CEO è Cao Renxian. iHomeManager di Sungrow utilizza capacità guidate dall’IA e algoritmi avanzati per analizzare i modelli di consumo, prevedere le richieste energetiche e ottimizzare l’uso dell’energia solare.  

Il sistema può aumentare il reddito da energia rinnovabile di oltre il 10% attraverso la programmazione intelligente della carica e scarica dell’ESS.  Con funzionalità come la previsione meteorologica a 72 ore, la connettività wireless e l’integrazione senza soluzione di continuità con vari dispositivi, iHomeManager offre una soluzione completa per la gestione energetica domestica efficiente, migliorando la sostenibilità e il risparmio sui costi. 

“Man mano che le richieste energetiche continuano a crescere, soluzioni intelligenti come iHomeManager sono essenziali per un futuro sostenibile,” ha dichiarato Eleonora Potestio, responsabile della gestione dei prodotti per la distribuzione UE di Sungrow Europe. “Gestendo e ottimizzando intelligentemente il consumo energetico, diamo potere ai proprietari di case e alle aziende di prendere il pieno controllo del loro uso energetico, in modo senza soluzione di continuità, efficiente e conveniente”.

ABB Ability

Con sede a Zurigo, è stata lanciata a marzo 2017. Il CEO è Morten Wierød. ABB Ability Energy Manager è una soluzione completa basata su cloud che integra la gestione dell’energia e degli asset. Offre monitoraggio in tempo reale, dashboard intuitivi e approfondimenti basati sui dati per ottimizzare il consumo energetico e ridurre le impronte di CO2. La piattaforma può potenzialmente ridurre lo spreco energetico fino al 30% e i costi di manutenzione fino al 30%.  

L’ex Chief Digital Officer (CDO) di ABB, Guido Jouret, ha dichiarato al lancio di ABB Ability: “Stiamo trasformando decenni di esperienza nel dominio industriale di ABB in offerte software a cui i nostri clienti possono accedere attraverso la più grande e avanzata piattaforma digitale al mondo. Da campione digitale nascosto, stiamo diventando il partner di scelta per i clienti che intraprendono una trasformazione digitale. Ora possono sapere di più, fare di più, fare meglio, insieme. Possiamo aiutarli a valutare, automatizzare, ottimizzare e collaborare”.

Microsoft Cloud for Sustainability

Con sede a Washington, è stata lanciata nel giugno 2022. Il Chief Sustainability Officer è Melanie Nakagawa. La capacità di Microsoft Cloud for Sustainability di unificare l’intelligenza dei dati, semplificare il tracciamento delle emissioni e fornire approfondimenti in tempo reale lo rende una piattaforma di gestione energetica leader, fornendo un approccio completo alla sostenibilità.  

La piattaforma offre raccolta dati automatizzata, dashboard analitici personalizzati e integrazione con Azure e Power Platform per l’estensibilità.  

“Abbiamo fatto progressi straordinari da quando abbiamo lanciato, rilasciando nuove funzionalità ogni mese,” ha dichiarato Nakagawa. “Con Microsoft Cloud for Sustainability, abbiamo consentito alle organizzazioni di accelerare il progresso della sostenibilità e la crescita aziendale unendo le capacità ESG di Microsoft e del nostro ecosistema globale di partner.”  Microsoft Cloud for Sustainability consente alle organizzazioni di registrare, riportare e ridurre efficacemente il loro impatto ambientale su carbonio, acqua e rifiuti.

Emerson Energy Manager

Con sede nel Missouri, Usa, è stata lanciata nel novembre 2024. Il presidente e CEO è Lal Karsanbhai. “Il monitoraggio affidabile e preciso dei costi energetici e delle emissioni sta diventando inestimabile per le organizzazioni,” ha dichiarato Eugenio Silva, product manager di Intelligent Automation con il business Discrete Automation di Emerson.  

“La nostra nuova soluzione Energy Manager offre agli operatori, ai gestori delle strutture e ai team di sostenibilità aziendale una maggiore visibilità e una comprensione più approfondita del consumo energetico e dei costi operativi in ogni momento.  Questo può posizionare meglio le aziende per tracciare e raggiungere obiettivi, conformarsi alle normative e ridurre in modo affidabile l’impatto ambientale.”  Grazie alle sue capacità di monitoraggio in tempo reale, al cruscotto intuitivo e al potenziale per risparmi energetici significativi, Emerson è un leader nella gestione energetica, nonostante la sua soluzione sia relativamente nuova e può ridurre lo spreco energetico fino al 30% e le emissioni di carbonio fino al 30%.

Cisco EnergyWise

Con sede in California, Usa, è stata lanciata a gennaio 2009. Presidente e Ceo è Chuck Robbins.  

Cisco EnergyWise consente alle organizzazioni di monitorare, controllare e ottimizzare il consumo energetico dei dispositivi connessi alle reti Cisco. La tecnologia mira a ridurre i costi energetici, migliorare l’efficienza e supportare la sostenibilità ambientale attraverso politiche automatizzate e monitoraggio in tempo reale. Parlando al lancio di EnergyWise, l’allora Senior vicepresident del gruppo tecnologico Ethernet Switching di Cisco, Judy Lin, ha dichiarato: “Cisco crede che la tecnologia dell’informazione abbia il potere di trasformare il modo in cui il mondo gestisce le sue sfide ambientali ed energetiche. Con EnergyWise, Cisco è in una posizione unica per aiutare i nostri clienti a ottenere una visione a livello di rete del consumo energetico che abbraccia non solo il livello di potenza dei dispositivi, ma in futuro l’efficienza dell’intera rete, le operazioni edilizie e le pratiche aziendali in tutta un’organizzazione”.

SAP E-Mobility

Con sede a Walldorf, Germania, è stata lanciata nel settembre 2021.CEO è Christian Klein.  

SAP E-Mobility fornisce strumenti completi per monitorare, ottimizzare e gestire il processo di ricarica dei veicoli elettrici all’interno di una flotta o rete. Ciò consente agli utenti di controllare il consumo energetico, i costi e l’impatto sulla rete attraverso funzionalità come algoritmi di ricarica intelligente, bilanciamento del carico e analisi dei dati in tempo reale.  “SAP E-Mobility è destinato alle aziende in cui la mobilità è il core business, come le aziende di logistica che gestiscono grandi flotte di veicoli o i fornitori di Mobility-as-a-Service come i trasporti pubblici, i comuni e i trasporti terrestri privati,” afferma Ulrich Scholl, Vicepresident e Chief product manager per SAP E-Mobility.  Di conseguenza, gli utenti possono gestire efficacemente il flusso energetico associato all’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici.

L'articolo La Top Ten delle piattaforme tecnologiche energetiche proviene da Italia nel futuro.