In un mondo in continua evoluzione, dove la differenza tra innovazione tecnologica e tecnologia di base diventa sempre più labile, il settore energetico non può permettersi di rimanere immobile. L’ammodernamento della rete elettrica, sfruttando le opportunità offerte dal digitale, ha un impatto dirompente sulle perfomance del sistema energetico, in termini di ottimizzazione dell’erogazione dell’elettricità, maggiore efficienza, maggior utilizzo della generazione distribuita e diversificazione delle entrate (provenienti da servizi più avanzati, ad elevato valore aggiunto).
Dall’Accenture Digitally Enabled Grid program – 2014 emerge la nuova consapevolezza delle utility riguardo la crescente importanza della generazione distribuita e dell’autoconsumo. Il fotovoltaico in grid parity dal 2015 – per l’Australia, alcuni Stati USA e UE – e la crescente penetrazione di tecnologie “pulite” comporterà la contrazione della domanda del 15% entro il 2025. Nonostante ciò, la società di consulenza esclude l’avverarsi di uno scenario apocalittico secondo cui la diminuzione dei prelievi dalla rete dovuta all’autoconsumo si riverserà sui restanti consumatori con conseguente incremento delle bollette. Resta, comunque, indubbio che una maggiore diffusione delle rinnovabili e della generazione distribuita richiederà ingenti investimenti nelle reti.
Accenture ha intervistato i dirigenti di diverse utility sparse tra Stati Uniti e Europa, per capire in che modo l’adozione delle nuove tecnologie energetiche modificherà i costi, le performance e le sfide degli attuali business model, riscontrando che la percezione dell’impatto della generazione distribuita sui bilanci è profondamente mutata in un anno, passando dal 43% al 61%, dal 30% al 51% quella delle microreti.
Il report ipotizza tre scenari evolutivi: status quo, demand disruption e perfect storm. Il primo prevede una penetrazione relativamente bassa della generazione distribuita, il ritiro degli incentivi dal 2018 e uno scarso interesse dei consumatori verso nuovi prodotti/servizi energetici; il secondo presume aumenti moderati delle tariffe elettriche e riduzione dei costi delle tecnologie che garantirebbero la praticabilità di alcune soluzioni senza incentivi; il terzo considera la prosecuzione degli incentivi almeno fino al 2020, una forte riduzione dei costi delle tecnologie, e prezzi elettrici in aumento. In quest’ultima ipotesi si ridurrebbero i consumi (235 TWh rispetto allo status quo) e i ricavi (61 miliardi di euro) delle utility nei Paesi europei considerati: Italia, Spagna, Germania, Francia, Regno Unito, Belgio, Olanda, Svezia e Portogallo.
Il report considera il secondo scenario più realistico rispetto agli altri, infatti, lo status quo è eccessivamente conservativo e poco rappresentativo della realtà, poiché i costi della generazione distribuita continueranno a scendere. Anche lo scenario più aggressivo, di massimo sviluppo delle tecnologie viene valutato possibile, ma improbabile, a causa delle naturali limitazioni dovute alla fattibilità economica, ma anche, banalmente, alla conformazione degli edifici, non sempre adeguata all’installazione di impianti (problemi di esposizione, di proprietà, ecc.).
In questo momento le utility si trovano a dover compiere un’importante scelta strategica per la propria sopravvivenza, che probabilmente le condurrà a ripensare il proprio ruolo e modo di fare business. Pur non dovendo affrontare, almeno per il momento, un esodo di massa dei consumatori è opportuna una riorganizzazione in grado di affrontare una sensibile riduzione dei prelievi dalla rete, offrendo servizi diversi (gestione della domanda, efficienza energetica, storage).
