Accelerazione dello stoccaggio energetico nell'UE: di cosa hanno bisogno i progetti C&I e BESS co-localizzati dalla misurazione e dai dati EMS

Introduzione: la politica di storage si sta spostando dagli obiettivi alla consegna del progetto

Il 26 giugno 2026 è stato firmato a Lussemburgo il primo accordo tripartito a livello UE dedicato al potenziamento del settore dello stoccaggio energetico.

L’accordo fornisce un’indicazione più chiara della sfida europea in termini di implementazione dello storage. La Commissione europea stima che entro il 2030 saranno necessari circa 200 GW di capacità di stoccaggio, rispetto ai circa 55 GW installati all’inizio del 2026. Si riferisce inoltre a un ritmo di realizzazione annuale indicativo di 30 GW, come delineato nella comunicazione AccelerateEU. Diciassette paesi dell’UE avevano già presentato impegni di stoccaggio per il periodo 2026-2028, mentre altri cinque avrebbero dovuto farlo entro la fine del 2026.

Queste cifre non devono essere trattate come un obiettivo universale per la batteria o come una specifica di misurazione. Gli impegni nazionali pubblicati dalla Commissione mescolano valori di potenza in MW e valori di energia in MWh e gli impegni non costituiscono obblighi giuridici. I requisiti del progetto continueranno a variare in base al Paese, al livello di connessione, alla tecnologia di storage, al ruolo di mercato e alla struttura commerciale.

L’accordo dell’UE copre molteplici tecnologie di stoccaggio, comprese le batterie, lo stoccaggio con pompaggio e lo stoccaggio termico industriale. Questo articolo si concentra specificamente sulla misurazione elettrica e sui dati SME per lo stoccaggio di batterie C&I e i progetti BESS co-localizzati di energia rinnovabile.

La domanda centrale del progetto è:

Con l'accelerazione dell'implementazione dello storage, quale architettura di misurazione e dati è necessaria per rendere i progetti C&I e co-localizzati operativi, manutenibili e ripetibili?

Accelerare l'implementazione dello storage non è solo una sfida in termini di capacità. È anche una sfida di integrazione dei sistemi e di coerenza dei dati.

1. Perché l’accordo di stoccaggio dell’UE è importante per la progettazione

Per la progettazione dei sistemi di misurazione ed EMS, il punto importante è che la crescita della capacità aumenta il numero di progetti che devono distinguere:

• potenza nominale di accumulo in MW da energia utilizzabile in MWh;
• energia CC lato batteria da energia CA lato PZ;
• produzione lorda di BESS derivante dai consumi ausiliari e dalle perdite a valle;
• dati operativi interni da POI accettati o dati di insediamento;
• flessibilità installata dalla risposta misurata e verificata durante un intervallo applicabile.

La stima di 200 GW rafforza quindi la necessità di architetture di dati scalabili e documentate. Non elimina l’obbligo di definire i limiti di misurazione, le regole di intervallo, la proprietà dei dati, il processo di convalida e l’autorità di accettazione finale di ciascun progetto.

La crescita futura non sarà limitata ai progetti BESS autonomi su scala industriale. Le aree di distribuzione importanti includono:

• Accumulo di batterie C&I dietro il contatore
• Progetti fotovoltaici e BESS co-localizzati
• Sistemi industriali di accumulo dell'energia
• Progetti rinnovabili ibridi
• Progetti energetici multiutenza
• Stoccaggio connesso a contratti di acquisto di energia

Con l’aumento dei volumi dei progetti, l’architettura tecnica ripetibile diventa più importante della selezione di apparecchiature isolate.

Un portfolio di progetti scalabile richiede risposte chiare a quattro domande:

1. Dove si misura l’energia elettrica?
2. Quale sistema è la fonte di ciascun valore?
3. Come vengono standardizzate le unità, le direzioni, le marche temporali e le mappe dei registri?
4. Come viene commissionata e documentata l'intera catena di dati dal contatore all'EMS?

2. Lo storage C&I e lo storage co-locato sono architetture diverse

Progetti di storage diversi richiedono priorità di misurazione diverse.

Un progetto C&I può ridurre la domanda del sito senza esportare energia nella rete. Un progetto PV-BESS co-localizzato può convogliare l’energia tra la generazione rinnovabile, lo stoccaggio, i carichi del sito e la rete esterna.

L'architettura di misura dovrebbe quindi seguire la topologia di accoppiamento effettiva, lo schema elettrico unifilare e lo scopo contrattuale del progetto.

3. Cinque limiti di misurazione comuni

Questi cinque confini sono punti di riferimento comuni piuttosto che un’architettura universale.

Progetti più complessi possono anche richiedere:

• Dosaggio individuale in blocchi PCS o BESS
• Misurazione lato alta e bassa tensione del trasformatore step-up
• Dosaggio collettore-alimentatore
• Shared-bus metering
• Confini di misurazione dei ricavi
• Punti di allocazione multi-tenant o multi-contratto

3.1 Confine della generazione rinnovabile

Il confine della generazione rinnovabile può fornire:

• Produzione effettiva di energia rinnovabile misurata al confine elettrico definito
• Potenza attiva e reattiva
• Voltaggio
• Corrente
• Fattore di potenza
• Energia fornita a un bus AC condiviso
• Generazione disponibile segnalata dal controllore o dal modello prima della riduzione
• Setpoint e stato della riduzione
• Energia ridotta calcolata ove richiesto

La generazione disponibile e l'energia ridotta sono generalmente valori derivati o riportati dal controllore. Non dovrebbero essere trattati automaticamente come uscite dirette del contatore di energia.

Questi valori possono provenire da:

• PV inverters
• Sistemi PPC
• SCADA platforms
• Modelli meteorologici e produttivi
• Logica di controllo della riduzione
• Metodi di riferimento o di calcolo approvati

3.2 Confini CC della batteria

Laddove richiesto dall’architettura del progetto, il limite CC della batteria può fornire:

• Tensione CC
• Corrente continua
• Alimentazione lato batteria
• Energia di carica CC
• DC discharge energy
• Produttività energetica lato batteria
• Direzione di carica e scarica

Gli allarmi SOC, SOH, temperatura, stato delle celle e batteria provengono normalmente dal BMS della batteria anziché da un contatore di energia.

I dati lato CC devono essere chiaramente distinti dai valori di carica e scarica lato CA poiché si verificano perdite di conversione tra la batteria e i terminali CA del PCS.

3.3 Confine CA del PC

Il confine PCS AC può fornire:

• AC charge energy
• AC discharge energy
• Potenza attiva
• Potenza reattiva
• Voltaggio
• Corrente
• Frequenza
• Fattore di potenza
• Direzione operativa
• Valori di importazione ed esportazione lato PCS

L'energia CC della batteria, l'energia CA del PCS e l'energia del POI non devono essere trattate come intercambiabili. Ciascuno si riferisce a un confine diverso e può includere diverse perdite di conversione, trasformatore, cavo o ausiliari.

Il progetto dovrà indicare se per “energia di carica” si intende:

• Energia CA in ingresso nel PCS
• Energia CC che entra nella batteria
• Energia netta del sito destinata alla ricarica dello stoccaggio
• Altro valore contrattualmente definito

3.4 Carico del sito e confini ausiliari

Il limite del carico del sito può includere:

• Attrezzature di produzione
• HVAC
• Refrigerazione
• Ricarica di veicoli elettrici
• Carichi critici
• Carichi flessibili
• Circuiti inquilini o dipartimentali

I carichi ausiliari di stoccaggio possono includere:

• Raffreddamento e riscaldamento della batteria
• Pompe e ventilatori
• Sistemi di controllo
• Attrezzature di sicurezza antincendio
• Apparecchiature di comunicazione
• Attrezzature di servizio della stazione

Le perdite del trasformatore principale e del sistema di collettori dovrebbero essere trattate secondo il limite di prestazione definito piuttosto che classificate automaticamente come consumo ausiliario.

Le misurazioni separate del carico del sito e ausiliarie aiutano a distinguere:

• Consumo normale dell'impianto
• Domanda parassita del sistema di stoccaggio
• Produzione BESS lorda
• Vantaggio netto del sito
• Scambio rivolto alla rete

3.5 Punto di Interconnessione

Il misuratore POI può misurare:

• Energia importata dalla rete
• Esportazione di energia dalla rete
• Potenza netta del sito
• Scambio attivo e reattivo
• Voltaggio
• Frequenza
• Fattore di potenza
• Energia rivolta alla rete

Il setpoint o lo stato del limite di esportazione proviene normalmente dall'interfaccia PPC, EMS, DSO o dal controller dell'impianto.

Il misuratore POI misura l'esportazione effettiva e può supportare la verifica se l'impianto è rimasto entro il limite applicabile. Non genera il setpoint di controllo dell'esportazione né esegue la funzione di limitazione dell'esportazione.

Un progetto di stoccaggio non può essere analizzato accuratamente se la generazione rinnovabile, l’operazione di stoccaggio, il carico del sito, il consumo ausiliario e lo scambio netto di rete non sono chiaramente separati.

4. Cosa richiede EMS dal livello di misurazione

I requisiti del sistema di gestione ambientale dovrebbero essere raggruppati per scopo dei dati.

Dati di contabilità energetica

I valori rilevanti possono includere:

• Importa energia
• Esportare energia
• Energia di carica e scarica AC
• Energia di carica e scarica CC dove richiesto
• Generazione fotovoltaica
• Energia di carico del sito
• Consumo ausiliario

Dati operativi

I valori operativi possono includere:

• Potenza attiva
• Potenza reattiva
• Voltaggio
• Corrente
• Frequenza
• Fattore di potenza
• Massima richiesta

Dati di contesto e temporali

Ogni record di dati può inoltre richiedere:

• Timestamp
• Sorgente del timestamp
• Fuso orario
• Stato della sincronizzazione dell'orologio
• Deriva massima consentita dell'orologio
• Identificatore del dispositivo
• Identificatore del punto di misurazione
• Unità
• Ridimensionamento
• Convenzione di direzione
• Origine dei dati

Origine, disponibilità, convalida e stato del trattamento dei dati

Potrebbe essere necessario che i record identifichino se i dati sono:

• Reale
• Disponibile
• Convalidato
• Mancante
• Stima
• Sostituito
• Corretto
• Rifiutato

Questi attributi non si escludono necessariamente a vicenda.

Dati di integrazione e versione

Il record di integrazione EMS può anche richiedere:

• Registra la mappa
• Versione registrazione-mappa
• Intervallo di polling
• Intervallo di aggiornamento del contatore interno
• Stato del gateway
• Mancante-data treatment
• Versione del firmware
• Versione di configurazione
• Versione del metodo di calcolo
• Periodo di conservazione dei dati

Non tutti i valori EMS provengono da un contatore di energia. SOC, SOH, temperature della batteria, allarmi, stime della potenza disponibile e capacità di invio provengono normalmente dal BMS della batteria, dal PCS, dal controller dell'impianto o dal modello EMS.

5. I dati del misuratore, i dati PCS e i dati BMS non devono essere mischiati

Nessun singolo dispositivo fornisce tutte le categorie di dati richieste da un moderno progetto di archiviazione.

Il progetto dovrebbe definire una fonte di verità per ciascun parametro importante e indicare se il valore è:

• Misurato direttamente
• Il controllore ha riferito
• Modello derivato
• Calcolato attraverso il bilancio energetico

I valori PCS interni possono supportare il controllo e il monitoraggio operativo, ma non devono essere trattati automaticamente come equivalenti ai valori misurati in modo indipendente presso un confine elettrico definito.

6. Perché il fotovoltaico e il BESS co-localizzati necessitano di dati energetici direzionali

Un sistema co-localizzato può contenere diversi percorsi energetici simultanei:

Generazione fotovoltaica
├─ Carico del sito
├─ BESS in carica
└─ Esportazione della griglia

Griglia
├─ Carico del sito
└─ BESS in carica

BESS
├─ Carico del sito
└─ Esportazione della griglia

Il misuratore POI registra il risultato netto, ma non può spiegare in modo indipendente la fonte interna di ciascun flusso di energia.

L'attribuzione della fonte energetica può essere misurata direttamente in corrispondenza di confini elettrici separati o calcolata attraverso un metodo di bilancio energetico approvato.

In un'architettura AC-bus condivisa, il misuratore POI e il misuratore BESS da soli potrebbero non essere sufficienti per dimostrare se un intervallo di ricarica specifico è stato fornito dalla generazione FV o dall'importazione della rete.

Laddove la tariffazione delle energie rinnovabili, l’assegnazione del PPA, la compensazione delle esportazioni o la risoluzione contrattuale dipendano dall’origine dell’energia, il progetto dovrebbe definire:

• Confini fisici di misurazione
• Metodo di allocazione dell'energia
• Trattamento a flusso simultaneo
• Intervallo di dati e allineamento del timestamp
• Mancante-data rules
• Metodo di calcolo e versione della metodologia
• Il soggetto responsabile dell'approvazione del risultato

Misurazione bidirezionale e convenzioni di segni chiaramente definite sono essenziali per interpretare i flussi di energia.

7. Perché la replicabilità del progetto dipende dalla standardizzazione dei dati

La replica del progetto diventa difficile quando ogni sito utilizza pratiche di denominazione, scalabilità e configurazione diverse.

I problemi comuni includono:

• Nomi di dispositivi diversi
• Convenzioni di importazione/esportazione invertite
• Rapporti CT incoerenti
• Diverse unità ingegneristiche
• Modifiche incontrollate della mappa dei registri
• Mancante commissioning records
• Nomi dei punti EMS incoerenti
• Nessuna configurazione o cronologia del firmware

Un’architettura ripetibile dovrebbe includere:

• Elenco dei dispositivi standard
• Convenzione di denominazione dei punti di misurazione
• Dizionario dei dati
• Versione registrazione-mappa
• Unità and scaling convention
• Convenzione di direzione
• Standard di marcatura temporale
• Lista di controllo per la messa in servizio
• Criteri di accettazione
• Backup della configurazione
• Record di controllo delle modifiche

Un portafoglio di storage scalabile dipende da una documentazione coerente tanto quanto da un hardware coerente.

8. Messa in servizio: dall'installazione del contatore ai dati EMS validi

La messa in servizio dovrebbe verificare l'intera catena di dati anziché semplicemente confermare che i valori siano visibili.

I passaggi consigliati includono:

1. Confermare il cablaggio, la mappatura delle fasi e la sequenza delle fasi.
2. Confermare la polarità, la direzione e il rapporto del TA.
3. Testare le condizioni di potenza zero.
4. Testare il flusso di corrente positivo e negativo.
5. Confermare le convenzioni di importazione/esportazione e addebito/scaricamento.
6. Verificare l'ordine dei byte, il tipo di dati, l'unità e la scala decimale.
7. Confronta i valori di contatori, PCS, PV e POI.
8. Testare la carica e la scarica.
9. Testare la generazione FV simultanea e il funzionamento BESS.
10. Testare l'interruzione e il ripristino della comunicazione.
11. Verificare l'ordine dei record dopo il ripristino della comunicazione.
12. Controlla i flag di dati mancanti, duplicati, sostituiti e corretti.
13. Conferma l'allineamento del timestamp e la deriva dell'orologio.
14. Riconcilia l'energia fotovoltaica, BESS, di carico, ausiliaria e POI.
15. Definire la misurazione accettabile o la tolleranza di calcolo.
16. Salva elenchi di punti finali, mappe di registro, versioni firmware e record di configurazione.

La messa in servizio dovrebbe riconciliare il bilancio energetico oltre i confini rilevanti entro una tolleranza definita dal progetto piuttosto che limitarsi a confermare che i valori individuali sono visibili nel sistema di gestione ambientale.

Un misuratore può misurare con precisione mentre l'EMS visualizza ancora valori errati se il ridimensionamento, la direzione, l'ordine dei byte o la mappatura dei registri sono errati.

9. Rischi comuni nella distribuzione accelerata dello storage

I rischi comuni includono:

1. Selezionare l'attrezzatura prima di definire i limiti di misurazione
2. Trattare i valori PCS come contatori indipendenti senza conferma
3. Ignorando il consumo ausiliario
4. Combinazione di fotovoltaico, BESS e importazione di rete in un unico valore netto inspiegabile
5. Supponendo che l'origine dell'energia possa essere dimostrata solo dai dati POI
6. Utilizzo di convenzioni di direzione incoerenti
7. Intervalli di polling EMS e di aggiornamento del contatore non corrispondenti
8. Impossibile registrare le modifiche del firmware o della mappa di registrazione
9. Omissione dei flag di qualità dei dati e di elaborazione
10. Utilizzo di diversi modelli di messa in servizio nei progetti
11. Supponendo che il supporto Modbus garantisca la compatibilità della piattaforma
12. Utilizzo di un contatore tecnicamente idoneo senza confermare la fatturazione o l'accettazione del saldo

10. Lista di controllo dell'acquirente per C&I e BESS co-localizzato

11. Come YTL può supportare la valutazione iniziale del contatore

Zhejiang Yongtalong Electronic Co., Ltd. (YTL) può supportare la valutazione iniziale di AC e AC selezionati Contatori di energia CC , contatori a corrente continua, contatori su guida DIN, contatori da pannello e prodotti di misurazione abilitati alla comunicazione per applicazioni C&I selezionate, accumulo fotovoltaico e distribuzione di energia.

A seconda del modello selezionato e dei requisiti del progetto, YTL può supportare:

• Selezione iniziale del modello
• Voltaggio and current-range review
• Discussione tecnica iniziale sui punti di misura proposti dal cliente
• Revisione dei rapporti TA proposti dal cliente, degli ingressi shunt e dei requisiti dei sensori lato contatore
• Revisione delle misurazioni di importazione/esportazione
• Conferma dell'opzione RS485 e Modbus
• Revisione della mappa dei registri, delle unità, della scala e del formato dei dati
• Valutazione del campione
• Valutazione dell'interfaccia contatore-gateway a livello di campione
• Revisione dell'interfaccia dati metro-EMS proposta

La capacità di comunicazione, le funzioni di intervallo, la precisione, l'ambito di certificazione e la compatibilità EMS devono essere confermate in base al modello selezionato e all'architettura del progetto.

YTL non definisce i seguenti elementi del progetto:

• Metodo di allocazione dell'energiaology
• Calcolo della riduzione
• Attribuzione della ricarica rinnovabile
• Calcolo dell'autoconsumo
• POI, PCC o confine dell'insediamento
• Strategia di controllo delle esportazioni
• Criteri di accettazione della fatturazione o della liquidazione
• Logica di ottimizzazione EMS
• Strategia di controllo patrimoniale
• Tolleranza o accettazione finale della messa in servizio

Queste questioni rimangono di responsabilità dello sviluppatore del progetto, del fornitore di EPC, EMS o PPC, dei fornitori di PCS e BMS, dell'integratore di sistema, dell'utility, dell'operatore del contatore e delle parti contrattuali interessate.

YTL supporta la misurazione elettrica a livello di campo e il livello di output dei dati.

Conclusione

L’accelerazione dello storage in Europa creerà più progetti C&I, PV-plus-storage e ibridi, ma gli obiettivi di implementazione da soli non garantiscono una consegna di successo.

I progetti necessitano di:

• Confini di misurazione chiari
• Responsabilità definite riguardo alla fonte della verità
• Misurazione dell'energia direzionale
• Metodi approvati di allocazione dell'energia
• Mappe di registro e ridimensionamento coerenti
• Dati EMS allineati nel tempo
• Messa in servizio end-to-end
• Documentazione controllata e gestione delle versioni

I contatori di energia non sono sistemi completi di controllo dello stoccaggio. Fanno parte della base dati a livello di campo che consente alle piattaforme EMS, SCADA, PCS, PPC e BMS di funzionare con informazioni elettriche coerenti.

L’accelerazione dello stoccaggio in Europa dipenderà non solo dalla quantità di gigawatt installati, ma anche dalla capacità di ciascun progetto di produrre dati energetici coerenti, tracciabili e utilizzabili, dalla messa in servizio fino al funzionamento a lungo termine.

Riferimenti

1. Commissione europea, Accordo tripartito per lo stoccaggio dell’energia, 26 giugno 2026.
2. Commissione europea, Accordi tripartiti a livello dell’UE – Accordo tripartito per lo stoccaggio dell’energia, aggiornato al 2026.
3. Commissione europea, Accordo tripartito per lo stoccaggio dell’energia: esempi di progetti, 26 giugno 2026.
4. Commissione europea, AccelerateEU per rafforzare la resilienza energetica dell’UE, 2026.