La crescente elettrificazione della domanda, che tradizionalmente si è affidata ad altri vettori energetici (ad esempio, riscaldamento, raffreddamento e alimentazione dei veicoli), e la progressiva introduzione di generatori rinnovabili e non programmabili pongono serie sfide alla gestione delle reti di distribuzione.

Ciò influisce sulla gestione della rete nei periodi di picco, come in estate, con la domanda di raffreddamento, con il rischio di sovraccarico. Le incertezze derivanti dalle fonti rinnovabili non programmabili complicano la gestione della rete e la sua interfaccia con la rete di trasmissione. Ciò mette a dura prova la capacità di accoglienza della rete per ulteriori fonti rinnovabili, minacciando gli obiettivi climatici.

L’implementazione di meccanismi di mercato locali, in cui la flessibilità viene offerta ai gestori dei sistemi di distribuzione (DSO), si rivela promettente per migliorare la gestione della rete elettrica e aumentare la capacità di accoglienza delle rinnovabili, limitando i costosi investimenti infrastrutturali.

Il presente documento si concentra sull’esperienza imminente del mercato locale della flessibilità a Milano, descrivendo nel dettaglio le interazioni tra gli stakeholder e i fondamentali del mercato che premiano la disponibilità e l’attivazione della flessibilità. Lo schema di mercato proposto per la gestione delle congestioni potrebbe servire da modello per la diffusione dei servizi ancillari locali.

È stato sviluppato nell’ambito del progetto SENERGY-NETS di Horizon Europe, che sta anche studiando come questo mercato possa essere sfruttato da sistemi energetici multi-vettore come la rete di teleriscaldamento di Milano.