Che cos’è la demand side response (DSR)? Servizi, remunerazione e misura

La demand side response (DSR), o flessibilità della domanda, è una variazione deliberata del consumo elettrico di un sito, verso il basso o verso l’alto, quando il sistema elettrico la richiede, in cambio di una remunerazione o di una bolletta più bassa. Un magazzino frigorifero che spegne i compressori per un’ora nella punta serale, uno stabilimento che sposta un lotto di produzione alla notte, una caldaia elettrica che riscalda di più quando la produzione eolica è alta o una batteria che si scarica a valle del contatore sono tutti esempi di demand side response.

Il valore nasce sul lato della rete. Ridurre il consumo al momento giusto rende al gestore del sistema lo stesso servizio dell’avviamento di una centrale ed evita potenziamenti dove un cavo o un trasformatore lavora vicino al limite. Il sito viene remunerato per la disponibilità, per l’energia effettivamente erogata o per entrambe, e la prova sono i dati di misura al suo punto di connessione.

Demand side response, demand response e gestione della domanda

I termini si sovrappongono, e le ricerche li usano tutti.

La definizione UE, all’articolo 2, punto 20, della direttiva (UE) 2019/944 sul mercato interno dell’energia elettrica, è in sostanza: una variazione del carico di energia elettrica dei clienti finali rispetto ai loro modelli di consumo normali o attuali in risposta a segnali del mercato, compresi prezzi variabili nel tempo o pagamenti di incentivi, oppure tramite l’accettazione della loro offerta di vendere una riduzione o un aumento della domanda su un mercato organizzato, individualmente o mediante aggregazione.

Riduzione dei picchi e demand side response usano le stesse apparecchiature ma rispondono a segnali diversi. La riduzione dei picchi risponde alla bolletta del sito: taglia l’intervallo più alto del mese. La demand side response risponde alla rete: il consumo cambia quando un soggetto esterno lo richiede, che quel momento sia o no la punta propria del sito. La guida su riduzione dei picchi e spostamento dei carichi quantifica il caso dal lato del sito.

Come funziona la demand side response

Ogni servizio di DSR segue lo stesso ciclo, chiunque lo gestisca.

1. Registrarsi e qualificarsi. Il sito, di solito tramite un aggregatore, registra un’unità presso il servizio, dimostra contatori e catena di comando e supera la prova eventualmente richiesta.
2. Dichiarare la disponibilità. L’unità dichiara od offre quanto può variare e quando. Alcuni servizi remunerano già questa disponibilità.
3. Ricevere il segnale. Un’istruzione, un’accettazione di mercato, un prezzo o una misura locale della frequenza attiva l’evento.
4. Variare il carico. Il controllore del sito distacca, sposta o aggiunge carico, oppure usa generazione o accumulo, entro i limiti del processo.
5. Misurare l’erogazione. I dati di misura per intervalli al punto di connessione vengono confrontati con una baseline, la stima di quanto il sito avrebbe consumato senza l’evento.
6. Regolare economicamente. Il servizio paga la disponibilità e l’erogazione misurata e applica l’eventuale penale per mancata erogazione.

I siti raramente trattano direttamente con il gestore del sistema. Un aggregatore, detto anche fornitore di servizi di flessibilità o operatore di una centrale elettrica virtuale, raggruppa molti siti in un’unità che raggiunge la taglia minima del servizio, la registra, la offre e ripartisce i ricavi. Il compito del sito è la parte fisica: un carico che possa variare in sicurezza, una catena di comando funzionante e una misura che dimostri che cosa è successo.

Come vengono remunerati i siti per la DSR in Gran Bretagna

La Gran Bretagna offre più canali, e lo stesso impianto può spesso usarne più di uno, purché i servizi consentano il cumulo e la stessa risposta non venga venduta due volte.

Capacity Market. Il Capacity Market remunera la capacità affidabile disponibile in un anno di consegna che inizia il 1° ottobre, approvvigionata con quattro anni (T-4) e un anno (T-1) di anticipo. Un’unità DSR del Capacity Market è pagata per kW di capacità garantita (de-rated) e deve ridurre la domanda quando NESO dichiara un evento di stress del sistema. Una nuova unità DSR può prequalificarsi senza essere stata provata, ma deve superare una prova DSR prima dell’anno di consegna.

Balancing Mechanism. Gli aggregatori indipendenti possono partecipare al Balancing Mechanism come Virtual Lead Party senza licenza di fornitura. Il ruolo è stato creato con la modifica P344 del Balancing and Settlement Code, approvata da Ofgem nel 2018. La modifica P444, approvata da Ofgem nell’aprile 2025, ha introdotto una compensazione per il fornitore il cui cliente vede la propria domanda spostata dall’aggregatore. Un’unità del Balancing Mechanism richiede una misura operativa e deve seguire il dispacciamento offerto entro i parametri dichiarati.

Demand Flexibility Service. Il Demand Flexibility Service (DFS) di NESO è partito nell’inverno 2022/23. Dal 27 novembre 2024 opera tutto l’anno come strumento di margine attivato in ordine di merito e dal 9 aprile 2026 accetta unità da 0,1 MW, comprende sia la riduzione sia l’aumento dei consumi, approvvigiona per zone e offre come opzione una baseline autodichiarata. Dal 7 ottobre 2026 NESO lo usa anche per la gestione delle congestioni che prima acquistava tramite il Local Constraint Market. L’erogazione è misurata rispetto a una baseline costruita sui dati di misura semiorari; la guida sulle baseline sviluppa il metodo predefinito.

Flessibilità della rete di distribuzione. I distributori acquistano flessibilità locale per mantenere linee e cabine entro i loro limiti, in alternativa al potenziamento. I prodotti sono armonizzati dal programma Open Networks della Energy Networks Association e remunerano disponibilità, attivazione o entrambe. La posizione conta: solo un sito a valle della parte congestionata della rete può fornire il servizio.

Regolazione di frequenza. I servizi dinamici rispondono automaticamente alla frequenza locale: DC e DM erogano la piena potenza entro 1 s, DR entro 10 s. Si adattano molto meglio alle batterie che alla maggior parte dei carichi; la guida alla risposta dinamica tratta le curve, il budget di latenza e le prove a 20 Hz. La risposta statica, che commuta un blocco di carico a una soglia di frequenza, è il canale aperto alla domanda flessibile.

Oneri di rete ed energia. Un sito con misura semioraria paga tariffe d’uso della rete di distribuzione (DUoS) che variano per fascia oraria; la fascia rossa copre di solito la punta serale dei giorni feriali, negli orari che ogni distributore fissa nella propria dichiarazione tariffaria. Spostare consumi fuori dalla fascia rossa riduce la bolletta senza alcun contratto di servizio. Le Triad sono le tre mezz’ore di massima domanda invernale sulla rete di trasmissione. Da aprile 2023 il transmission demand residual è un importo fisso per fascia di sito (decisione Ofgem CMP343). Solo la componente locazionale, più piccola, è ancora fatturata sulla domanda nelle Triad, quindi evitarle vale molto meno di prima.

La demand side response in Irlanda

Nel Single Electricity Market dell’intera isola, il canale principale è la Demand Side Unit (DSU): uno o più Individual Demand Sites a cui EirGrid o SONI possono ordinare di ridurre la domanda, registrati presso il gestore della rete di trasmissione e SEMO. Una DSU con certificato operativo deve partecipare all’asta di capacità, può contrattare DS3 System Services e viene dispacciata nel mercato dell’energia. Secondo le indicazioni pubblicate da EirGrid, una DSU deve avere almeno 4 MW, e un sito oltre 10 MW può essere una DSU autonoma ma non può essere aggregato con altri. La guida alle DSU irlandesi tratta registrazione, prove, segnali in tempo reale e prove di prestazione.

La demand side response nell’UE

L’articolo 17 della direttiva (UE) 2019/944 impone agli Stati membri di consentire ai clienti finali, compresi quelli che offrono la gestione della domanda mediante aggregazione, di partecipare a tutti i mercati dell’energia elettrica accanto ai produttori, senza discriminazioni. Consente inoltre agli aggregatori indipendenti di entrare nel mercato senza il consenso del fornitore del cliente. Ogni Paese lo ha attuato a modo suo:

• Spagna: aggregazione indipendente e risposta attiva della domanda e la verifica SRAD;
• Francia: la flessibilità della domanda NEBCO, che succede al meccanismo NEBEF;
• Italia: il TIDE e le unità UVA;
• Germania: il paragrafo 14a dell’EnWG, che consente al distributore di limitare utenze controllabili come pompe di calore e wallbox in cambio di una tariffa di rete ridotta.

La riforma dell’assetto del mercato elettrico del 2024, il regolamento (UE) 2024/1747, ha aggiunto un prodotto di riduzione dei picchi. Si applica solo dopo che il Consiglio ha dichiarato una crisi regionale o a livello dell’Unione dei prezzi dell’energia elettrica: gli Stati membri possono allora chiedere ai gestori di rete di acquistare riduzioni della domanda nelle ore di punta. Il 10 luglio 2025 ACER ha concluso che introdurre questi prodotti in condizioni normali di mercato farebbe più danni che benefici; fuori da una crisi dichiarata, quindi, la strada per la gestione della domanda restano i mercati esistenti.

Quali carichi possono partecipare

Un carico è adatto alla demand side response quando può variare rapidamente, mantenere la variazione per tutta la durata richiesta dal servizio e recuperare senza danneggiare il processo. A renderlo possibile è l’energia accumulata: inerzia termica, un serbatoio di acqua calda, un bacino, una batteria o un polmone di produzione.

Verificate due limiti prima di offrire un impianto. Il primo sono sicurezza e processo: interblocchi, tempi minimi di marcia e di arresto e limiti di prodotto devono restare nel controllo locale, come descrive la guida al controllo locale e agli interblocchi. Il secondo è l’autorizzazione: i gruppi elettrogeni usati per la DSR sono soggetti a regole sulle emissioni, e un gruppo di emergenza autorizzato solo per emergenze o prove non può essere offerto come flessibilità senza l’autorizzazione adeguata.

Esempio svolto: un magazzino frigorifero riduce 300 kW per due ore

Un magazzino frigorifero con una domanda serale abituale di circa 900 kW si impegna a ridurre 300 kW per un evento di due ore, misurato a intervalli di 30 minuti. I compressori si fermano per gradi e la temperatura del prodotto sale lentamente durante l’evento, quindi l’ultimo intervallo eroga meno. Dopo l’evento i compressori lavorano di più per riportare giù la temperatura. Il limite del prodotto stabilisce per quanto tempo il magazzino può resistere: gli alimenti surgelati devono restare a −18 °C o meno, e quelli refrigerati entro il limite fissato dal rispettivo paese. La guida alle temperature di conservazione degli alimenti elenca questi limiti, e la guida al posizionamento delle sonde spiega come misurare il prodotto anziché l’aria.

L’impegno era di 300 kW per 2 ore, cioè 600 kWh. Il sito ha erogato 565 kWh, una media di 282,5 kW, pari al 94,2 % dell’impegno. Il rimbalzo ha ripreso 105 kWh nell’ora successiva, quindi l’energia netta tolta dal periodo dell’evento è stata di 460 kWh, e la domanda ha raggiunto 1.050 kW subito dopo l’evento, 150 kW sopra il livello abituale.

La remunerazione discende da questi numeri e dalle regole del servizio. Con prezzi puramente illustrativi, non di mercato, di 10 £ per MW e ora per la disponibilità su una finestra di quattro ore e di 200 £ per MWh per l’attivazione:

• disponibilità: 0,3 MW × 4 h × 10 £/MW/h = 12 £, prima di qualsiasi fattore di prestazione;
• attivazione: 0,565 MWh × 200 £/MWh = 113 £.

Molti servizi riducono il pagamento quando l’erogazione resta sotto l’impegno, e alcuni non considerano l’eccedenza. Che il rimbalzo conti dipende dal servizio: una misura limitata all’evento lo ignora, ma se cade nell’intervallo di punta del sito o in una fascia rossa costa al sito denaro che il pagamento dell’evento deve coprire. Ne derivano due lezioni. Impegnate quanto il sito può mantenere fino all’ultimo intervallo, qui circa 260 kW invece di 300 kW. E governate il recupero: riavviare i compressori a scaglioni nell’arco di un’ora manterrebbe il rimbalzo sotto la punta abituale.

Che cosa serve a un sito: misura e prove

Misura al confine. Il servizio misura la variazione a un confine definito, di solito la connessione del sito o il contatore fiscale. Ogni altro carico dietro quel confine compare nel risultato: una cucina o una linea di produzione che parte durante l’evento nasconde parte della risposta. Una sottomisura separata dell’impianto flessibile mostra che cosa ha fatto, anche quando il dato al confine è disturbato.

Risoluzione degli intervalli. La Gran Bretagna regola in periodi di 30 minuti e la linea guida europea sul bilanciamento impone un periodo di regolazione degli sbilanciamenti di 15 minuti. Un contatore al confine che registri a questi intervalli è il minimo. I servizi più rapidi richiedono di più: la regolazione di frequenza è valutata su dati a 20 Hz. Usate il calcolo della potenza media per intervallo per convertire l’energia di un intervallo di misura in kW medi.

Una baseline verificabile. Il pagamento dipende dalla baseline, quindi conservate nello stesso flusso di misura abbastanza storico per ricalcolarla. La baseline predefinita di un programma può sottostimare l’erogazione di un sito il cui carico varia con il meteo o la produzione.

Una traccia della catena di comando. Registrate l’istruzione, l’ora di arrivo, l’azione eseguita e lo stato dell’impianto sullo stesso orologio dei dati di misura. Quando l’erogazione è insufficiente, questa traccia mostra se la causa è stata il segnale, il controllore, l’impianto o la baseline.

Uno stato sicuro alla perdita del collegamento. Se il sito perde il contatto con l’aggregatore durante un evento, deve ripristinare i carichi in orario. La fine dell’evento non può dipendere dall’arrivo di un messaggio.

La guida alla demand response automatizzata tratta in dettaglio segnali, anello di controllo e verifiche di messa in servizio.

La demand side response con EpiSensor

EpiSensor fornisce la misura e il controllo locale nel sito. L’aggregatore o l’operatore della centrale virtuale mantiene la registrazione sul mercato, le offerte, il dispacciamento e la regolazione economica.

Un monitor elettrico ZEM misura la connessione e ogni circuito flessibile in classe 0,5S insieme ai suoi sensori di corrente, così la risposta dell’impianto si separa dagli altri carichi. Il controller di demand response ZDR misura un’alimentazione trifase nella stessa classe e risponde alla sottofrequenza entro 100 ms: ZDR-20 e ZDR-21 distaccano un carico o avviano un gruppo tramite relè, e lo ZDR-22 invia un setpoint a una batteria via Modbus. ZDR-21 e ZDR-22 aggiungono l’orario GPS e registrazioni degli eventi a 20 ms.

Un Gateway con Edge mantiene letture e automazioni nel sito. Edge applica condizioni di arresto locali, come una temperatura limite del prodotto, salva l’azione finale di un evento temporizzato prima che inizi e inoltra i dati alla piattaforma dell’aggregatore via MQTTS o HTTPS quando il collegamento è disponibile. Le guide Demand response per impianti frigoriferi, Demand response con caldaie elettriche e Demand response con batterie descrivono siti completi, e la pagina Demand response e VPP mostra l’intero sistema.