L'evoluzione della rete elettrica nazionale nel contesto della transizione energetica: le Comunità Energetiche Rinnovabili come asset di flessibilità e sostenibilità.

The national electricity system is undergoing a structural transformation driven by 2030 decarbonisation targets, which envision a massive increase in installed renewable capacity and the progressive decommissioning of the traditional thermal power fleet. This evolution introduces systemic criticalities related to the reduction of network inertia, the management of frequency stability, and the guarantee of adequacy during peak load scenarios. Consequently, this paper analyses the adaptation strategies of the National Transmission Grid (NTG) and distribution networks in response to the challenges arising from the ever-increasing penetration of non-programmable sources into the power system. In this scenario, the work investigates the role of Renewable Energy Communities (RECs) as a strategic flexibility asset. The regulatory framework introduced by the CACER Decree is explored in depth, alongside the prospects offered by the reform of the Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), analysing the ability of RECs to operate as active participants in service markets through aggregation models. The study assesses the economic sustainability of a simulated REC, analysing its long-term profitability, the impact of long-term incentives, and the potential for further revenue opportunities. On the path towards climate neutrality, the convergence of national transmission and distribution infrastructure development, innovation in market mechanisms, and the rollout of local energy communities represents a coherent and necessary trajectory to ensure the adequacy, security, and sustainability of the electricity system. RECs, in particular, demonstrate the potential to evolve from a simple incentivised tool for promoting collective self-consumption into a genuine distributed flexibility asset, provided that regulatory and market evolution recognises and adequately remunerates their contribution to managing flexibility requirements, reducing grid investment, and pursuing European and national decarbonisation targets.

Il sistema elettrico nazionale sta attraversando una trasformazione strutturale guidata dagli obiettivi di decarbonizzazione al 2030, che prevedono un massiccio incremento della capacità rinnovabile installata e la progressiva dismissione del parco termoelettrico tradizionale. Tale evoluzione introduce criticità sistemiche legate alla riduzione dell'inerzia di rete, alla gestione della stabilità di frequenza e alla garanzia di adeguatezza in scenari di punta del carico. Il presente elaborato analizza, di conseguenza, le strategie di adattamento della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) e delle reti di distribuzione a fronte delle problematiche sorte a seguito della sempre più crescente penetrazione delle fonti non programmabili nel sistema elettrico. In questo scenario, il lavoro indaga il ruolo delle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) come asset strategico di flessibilità. Viene approfondito il quadro normativo introdotto dal Decreto CACER e le prospettive offerte dalla riforma del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), analizzando la capacità delle CER di operare come attori attivi nei mercati dei servizi attraverso modelli di aggregazione. Lo studio valuta la sostenibilità economica di una CER simulata, analizzandone la profittabilità a lungo termine, l'incidenza dell'incentivo a lungo termine e l'eventuale possibilità di ulteriori opportunità di ricavo. Nel percorso verso la neutralità climatica, la convergenza tra sviluppo infrastrutturale della rete di trasmissione e distribuzione nazionale, innovazione dei meccanismi di mercato e diffusione di comunità energetiche locali rappresenta una traiettoria coerente e necessaria per garantire adeguatezza, sicurezza e sostenibilità al sistema elettrico. Le CER, in particolare, mostrano di poter evolvere da semplice strumento incentivato di promozione dell’autoconsumo collettivo a vero e proprio asset di flessibilità distribuita, a condizione che l’evoluzione regolatoria e di mercato ne riconosca e ne remuneri in modo adeguato il contributo alla gestione dei fabbisogni di flessibilità, alla riduzione degli investimenti di rete e al perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione europei e nazionali.