Dal Rapporto “Storage Energy Report 2016” dell’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano emerge che lo storage energetico nel nostro Paese si trova di fronte ad un bivio: restare una nicchia oppure divenire un mercato organico al sistema di generazione dell’energia, aprendosi al mondo delle imprese e permettendo la nascita di operatori specializzati.
Se finora i sistemi di accumulo dell’energia sono stati un settore di nicchia limitato per lo più al settore residenziale, il loro ruolo è destinato a crescere di pari passo con la velocità necessaria per una rapida transizione verso un futuro energetico sostenibile e per una maggiore implementazione delle energie rinnovabili, attirando l’attenzione degli investitori per progetti su base sistemica.
Nel Rapporto “Renewables and Electricity Storage“, pubblicato lo scorso anno dall’Agenzia Internazionale per le Energie Rinnovabili (IRENA) si stima che siano necessari 150 GW di stoccaggio per arrivare a produrre al 2030 il 45% di energia dalle rinnovabili.
La relativa tabella di marcia approntata ha individuato 5 aree su cui intervenire:
– stoccaggio delle rinnovabili nelle isole;
– stoccaggio delle rinnovabili nelle aree remote;– sistemi residenziali per l’auto-consumo nei Paesi con quote elevate di impianti fotovoltaici sul tetto;
– impianti integrati alle centrali rinnovabili per i Paesi con vincoli infrastrutturali della rete;
– impianti di accumulo integrati nel network di distribuzione dell’energia (le nuove smart grids).
Anche in Italia il mercato dei sistemi di accumulo si trova di fronte ad un bivio: restare una nicchia, rivolta quasi esclusivamente ai clienti residenziali e con una spinta che non è quella economica, ma la “moda” o l’attenzione all’ambiente, oppure divenire un mercato organico al sistema di generazione dell’energia (come in altri Paesi europei), aprendosi al mondo delle imprese e permettendo la nascita di operatori specializzati.
È quanto si prefigge di analizzare “Storage Energy Report 2016“, redatto dall’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano e presentato il 16 novembre a Milano, nel corso del Convegno “Le applicazioni ed il potenziale di mercato delle soluzioni di storage in Italia: dall’accumulo di energia alla fornitura di servizi in rete“.
L’Europa conta 45 GW di installazioni su 170 globali (60 sono in Asia e 21 negli Usa) e l’Italia si colloca tra i primi 10 Paesi al mondo con 7 GW, ma si tratta per il 95% di tecnologie di tipo meccanico, in particolare impianti di pompaggio idroelettrici. Al nuovo storage, quello elettrochimico, assai meno diffuso eppure più scalabile e distribuito, si concentra finalmente il dibattito sulla possibilità stoccare l’energia elettrica.
“Non è però al mercato residenziale – ha spiegato Vittorio Chiesa, Direttore dell’Energy & Strategy Group nel corso del Convegno – che si deve guardare per trovare le applicazioni più redditizie, perché i costi della tecnologia non sono in linea con i risparmi sui consumi, ma a quello dei servizi di rete e al dispacciamento, molto meno noti, ma che hanno cubato nel 2016 oltre 2 miliardi di euro di costi a carico di Terna, cui spetta il compito di ‘stabilizzare’ la rete nazionale. Un mercato che oggi in Italia, a differenza di quanto accade in altri Paesi, è precluso ai sistemi di storage per ragioni normative, ma che potrebbe diventare la chiave di volta per renderli una componente importante del nostro ecosistema energetico“.
Il Rapporto fa chiarezza, appunto, tra aspetti tecnologici o alla “moda” e una corretta valutazione economica dei ritorni e dei rendimenti, in un ambito dove estremamente differenti sono le possibilità di applicazione dei sistemi di accumulo: per uso domestico, industriale e commerciale, nelle utilities e al servizio delle infrastrutture di rete. Senza dimenticare il quadro normativo, che gioca un ruolo fondamentale nel definire le reali potenzialità di mercato.
I sistemi di accumulo elettrici (SMES e SuperCapacitori) sono ancora a un grado di sviluppo embrionale, mentre quelli chimici e termici hanno ambiti di applicazione più limitati. Non è un caso quindi che oltre il 90% dei nuovi investimenti in sistemi di accumulo a livello globale riguardino le soluzioni elettrochimiche che, per le loro caratteristiche di scalabilità, sono anche quelle più adatte al paradigma di generazione distribuita di energia che va affermandosi nei Paesi avanzati.
Tra le “batterie” elettrochimiche, quelle al piombo godono di un notevole vantaggio di costo (circa metà di quelle agli ioni di litio) che deriva da economie di scala; le batterie redox al vanadio sono le più costose perché molto complesse e quindi le meno competitive sul mercato; quelle agli ioni di litio e al sodio-nichel hanno un posizionamento molto simile sul mercato e, pur essendo più costose di quelle al piombo, possono considerarsi le principali competitor sul mercato futuro degli accumuli. Da qui al 2025, però, le batterie al piombo potrebbero ridurre il loro costo di non oltre il 5%, mentre quelle redox al vanadio potrebbero arrivare al 20%, quelle al sodio-nichel a oltre il 30%, quelle agli ioni di litio fino al 40%: un elemento, quello economico, che potrebbe influire molto sulle vendite.
Tuttavia, il rapporto ha voluto analizzare il mercato e le sue prospettive soprattutto in base agli impieghi di questi sistemi, distinguendo i “servizi di rete“, dove i sistemi di accumulo sono utilizzati per garantire il corretto funzionamento della rete di trasmissione e distribuzione, e la “riserva di energia“, dove sono utilizzati da produttori di energia al servizio di impianti non programmabili. È evidente come questa forma di impiego sia quella più più nota e dibattuta perché interessa da vicino il cosiddetto prosumer, cioè colui che da utente elettrico è divenuto anche produttore di energia, sfruttando il paradigma della generazione distribuita.
Nel Rapporto in particolare si è considerato il caso di un impianto fotovoltaico da 3 kW (ce ne sono circa 180.000 in Italia, oltre il 60% del mercato residenziale) a cui venga accoppiato un sistema di accumulo agli ioni di litio di 3 diverse capacità: 2, 4 e 6 kWh. Due le opzioni considerate: che l’impianto fotovoltaico da 3 kW fosse già presente e quindi il sistema di accumulo sia stato aggiunto in logica di retrofit, oppure che l’impianto fotovoltaico ed il sistema di accumulo siano installati ex novo e congiuntamente.
Nel caso delle batterie più piccole (2 kWh), con l’attuale struttura di costi (5.000 – 5.500 euro per il retrofit e 3.500 – 4.000 per gli impianti ex novo) non è conveniente. Per raggiungere la soglia del 4% bisognerebbe non superare i 3.000 €/ kWh, ossia circa il 33% in meno nel caso di impianti ex novo e oltre il 40% nel caso di retrofit. La situazione per gli impianti da 4 kWh è decisamente migliore per quanto riguarda la redditività dell’investimento, che in quasi tutti i casi è almeno pari o superiore alla soglia del 4%. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe scendere sino a 3.000 €/kWh per rimanere almeno sotto la vita utile della batteria (10 anni).
Su questa taglia però appare possibile costruire scenari di integrazione ancora più spinti ove sia massimizzato il consumo elettrico. Si dà infatti spazio nel Rapporto all’analisi di uno scenario denominato full electric in cui l’intero fabbisogno energetico dell’abitazione è soddisfatto da apparecchiature che utilizzano il vettore elettrico (come le cucine ad induzione e le pompe di calore). In questo caso i tempi di ritorno complessivi sono inferiori a 8 anni e con rendimenti “a due cifre” per quanto riguarda l’IRR, anche se ci si rivolge prettamente al mercato delle nuove abitazioni.
La situazione per gli impianti da 6 kWh è più polarizzata, con gli interventi di realizzazione ex novo che mostrano redditività sopra la soglia di accettabilità e gli interventi in retrofit caratterizzati da maggiori criticità. Se si guarda al PBT, però, sarebbe necessario anche qui arrivare a costi inferiori del 38% a quelli attuali (de 50% nel caso di retrofit) per permettere all’investimento di rientrare prima della vita utile della batteria.
È dunque evidente che le strade per lo sviluppo del mercato in ambito residenziale non possono che essere due e per certi versi quasi “antitetiche”:
– un’adozione che non si basi su criteri di economicità (peraltro cosa frequente quando il decisore è l’individuo o la famiglia) e privilegi invece gli aspetti di innovazione tecnologica o di sostenibilità ambientale dell’investimento;
– un’adozione che passi da un nuovo paradigma di consumo elettrico (estendendo addirittura la configurazione full electric con la ricarica di uno o più veicoli elettrici) che renda la produzione distribuita e l’utilizzo efficiente dell’energia elettrica la “chiave” attorno a cui progettare i nuovi sistemi residenziali.
La seconda appare certamente quella più desiderabile, ma è anche la più “stretta”, perché è legata a una decisa ripresa degli investimenti nel settore residenziale e a una maggiore consapevolezza delle potenzialità e delle caratteristiche dei sistemi di accumulo elettrici. È la prima strada tuttavia quella che caratterizza il mercato odierno e rispetto alla quale una parte degli operatori sta costruendo la propria value proposition.
L’impiego dei sistemi di accumulo per i “servizi di rete” offre invece un quadro decisamente differente. Nell’ambito del Rapporto, si è scelto di concentrarsi sul mercato del Dispacciamento (MSD) , con cui si intendono tutte quelle operazioni eseguite dall’ente regolatore, o da chi viene incaricato da esso, al fine di garantire la gestione in sicurezza del sistema elettrico (Terna).
Al mercato del dispacciamento possono partecipare solamente gli impianti “abilitati“, ossia unità di produzione o consumo che rispondono ai requisiti fissati (in termini di potenza, tempi di riposta, variazioni di assetto, …) nelle regole per il dispacciamento ai fini dell’abilitazione alla fornitura a Terna di risorse per il dispacciamento dell’energia elettrica. Le unità abilitate (UA) ad oggi sono esclusivamente impianti programmabili. Sono quindi esclusi sia gli impianti alimentati a fonti rinnovabili non programmabili (quindi eolico e fotovolatico) sia i sistemi di accumulo.
Il mercato potenziale dei sistemi di accumulo nei “servizi di rete” da qui al 2025 può essere stimato in circa 90 milioni di euro nello scenario conservativo e sino a 420 milioni di euro nello scenario espansivo, che ha peraltro maggiori possibilità di accadimento. Complessivamente quindi si tratta di un mercato potenziale grande sino a quasi 3 volte quello degli impieghi come “riserva di energia”.
Se si considera che questo mercato di fatto oggi non esiste, giacchè i sistemi di accumulo non sono ammessi ad operarvi, e che la stima fatta è conservativa in quando considera solo un parte del mercato del Dispacciamento (in particolare il MSD “a salire”), ci si rende conto della rilevanza delle decisioni assunte o da assumere in merito.
Se è poi vero che l’aumento della competizione(come al contrario ha dimostrato l’andamento nel mercato del 2016) porta a ridurre il costo del Dispacciamento, è ragionevole assumere un effetto “a cascata” dell’ingresso dei sistemi di accumulo. Se si ipotizza che i sistemi di accumulo entrati sul MSD permettano almeno di tagliare i picchi di prezzo dell’energia transata “a salire”, i benefici per il Sistema Paese (rappresentato in questo caso da Terna che si accolla gli oneri del Dispacciamento) potrebbero essere quantificabili in 321 milioni di euro, valoreche da solo sarebbe equivalso al 29% del MSD 2015 e che corrisponderebbe (essendo però un risparmio annuale) all’installazione di 230 MW di sistemi di accumulo.
“Gli operatori specialistici dei sistemi di accumulo, il sistema imprenditoriale dell’energia e soprattutto il regolatore– concludono gli autori del Rapporto –hanno l’arduo compito oggi di decidere quale strada intraprendere“.