Rinnovabili

Entro il 2030 l’Italia potrebbe raggiungere 131 GW di potenza rinnovabile installata e avrà bisogno di circa 122 GWh di capacità di accumulo. Presentato lo studio Agici a Vicenza, nell’ambito della prima edizione di Storage & Solar Expo Conference.

Entro il 2030 l’Italia potrebbe raggiungere 131 GW di potenza rinnovabile installata e avrà bisogno di circa 122 GWh di capacità di accumulo, di cui 72 GWh riconducibili a nuova capacità elettrochimica, per gestire la crescente variabilità della produzione da fotovoltaico ed eolico. Lo evidenzia lo studio di Agici “Rinnovabili, flessibilità ed innovazione: i nuovi modelli di business per produttori e industrie”, dedicato al mercato italiano ed europeo, e presentato a Vicenza, nell’ambito della prima edizione di Storage & Solar Expo Conference.
Lo studio mette a confronto i diversi modelli – dagli stand-alone di grande taglia, abbinata a un sito industriale o commerciale oppure integrata con un impianto di produzione da fonti rinnovabili – per individuare quali offrono il miglior equilibrio tra rischio e rendimento.
Questi i temi al centro delle due tavole rotonde dell’evento, dedicate rispettivamente agli accumuli e alle soluzioni di flessibilità di grande taglia e alle applicazioni presso i clienti finali, con particolare riferimento all’installazione di batterie in siti industriali e della grande distribuzione.
 
Il confronto
La ricerca mette a confronto sistemi di accumulo a batteria, o bess, pompaggi idroelettrici, fotovoltaico ed eolico, insieme alle principali configurazioni ibride.
La prima evidenza è che un rischio maggiore non determina necessariamente un rendimento più elevato. Da un lato, i grandi accumuli stand-alone sostenuti da meccanismi che assicurano ricavi più stabili – come il meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico, dedicato alla nuova capacità di stoccaggio – presentano un profilo di rischio contenuto, ma anche livelli di rendimento limitati. Dall’altro, le configurazioni full merchant, interamente esposte ai prezzi di mercato, assumono rischi sensibilmente maggiori senza ottenere, allo stato attuale, ritorni proporzionalmente più elevati. Più in generale, anche batterie e pompaggi stand-alone faticano ancora a produrre ritorni particolarmente attrattivi.
Il quadro cambia soprattutto quando l’accumulo viene integrato con i consumi e può svolgere più funzioni. Una batteria installata presso un sito industriale o commerciale raggiunge un ritorno sull’investimento di circa il 6% attraverso la partecipazione al servizio di ex interrompibilità, che remunera la disponibilità a modulare rapidamente i consumi. Considerando anche il servizio di modulazione dei prelievi, il Roi stimato supera il 9%. A determinare questo risultato è il cosiddetto revenue stacking, cioè la possibilità di combinare sullo stesso impianto più servizi e differenti fonti di ricavo. Il modello presenta tuttavia un elemento di incertezza: alcuni di questi servizi vengono assegnati attraverso aste annuali, una durata che rende meno prevedibili le entrate nel medio-lungo periodo e può complicare la pianificazione degli investimenti.
 
Meno conveniente il fotovoltaico
Il vantaggio dell’integrazione non è uguale in tutte le configurazioni. Se l’abbinamento tra batteria e sito di consumo produce il risultato più rilevante, anche associare un sistema di accumulo a un impianto fotovoltaico migliora il rendimento rispetto al solo fotovoltaico, ma in misura più contenuta.
La condivisione del terreno, della connessione alla rete e di altre infrastrutture permette infatti di contenere i costi complessivi.
Nel modello elaborato da Agici, il costo di investimento della batteria nella configurazione ibrida è inferiore del 15% rispetto al caso stand-alone. L’energia accumulata può inoltre essere venduta nelle ore in cui i prezzi sono più elevati, spostandone l’immissione sul mercato verso i momenti più remunerativi. Il beneficio aumenta al crescere della potenza della batteria e delle opportunità di arbitraggio disponibili. Gli impianti rinnovabili sostenuti dal meccanismo incentivante FER X mantengono invece un profilo di rischio contenuto e buoni livelli di rendimento anche senza i ricavi derivanti dai servizi di flessibilità. La partecipazione al mercato del bilanciamento può aumentare ulteriormente le entrate, ma anche la loro volatilità.
 
Lo scenario 
Lo scenario di riferimento richiamato dallo studio individua per il 2030 un fabbisogno complessivo di circa 122 GWh di capacità di accumulo. Si tratta di una grandezza diversa dai 131 GW: se questi ultimi descrivono la potenza degli impianti rinnovabili, i gigawattora indicano invece quanta energia batterie e pompaggi dovranno essere in grado di immagazzinare e successivamente restituire alla rete. Dei 122 GWh complessivi, 50 GWh saranno assicurati dai pompaggi idroelettrici già esistenti, mentre circa 72 GWh dovranno provenire da nuova capacità elettrochimica: 50 GWh da impianti di grande scala, 14 GWh da accumulo distribuito e 8 GWh da capacità aggiudicata attraverso il Capacity Market.
La nuova capacità sarà concentrata soprattutto nelle aree caratterizzate dalla maggiore espansione di fotovoltaico ed eolico. Sud, Sicilia e Sardegna assorbiranno complessivamente circa due terzi del fabbisogno, confermando il ruolo degli accumuli nella gestione locale degli eccessi di produzione.
 
La strategia delle imprese
Le strategie delle principali imprese energetiche confermano la crescente centralità dello storage. Il 90% degli operatori analizzati da Agici include lo stoccaggio elettrochimico nel portafoglio, con il 50% che dispone di capacità bess, per un totale di circa 13 GW nel 2025. Quasi il 20% della capacità è localizzato in Italia, mentre la parte restante si concentra soprattutto in Nord America e Australia.
Sul fronte dei pompaggi idroelettrici, la capacità supera invece i 19 GW ed è distribuita tra diversi mercati europei.
Anche la prima asta dedicata all’approvvigionamento di lungo termine di nuova capacità di stoccaggio segnala un’accelerazione del mercato italiano, pur evidenziando una forte concentrazione dei progetti. Sono stati assegnati circa 1,5 GW e 10 GWh, distribuiti tra 14 impianti e sette aggiudicatari, per investimenti complessivi stimati in circa un miliardo di euro. Oltre la metà della capacità selezionata è localizzata in Puglia, seguita da Basilicata e Isole.
 
Il commento di Carta
“Oggi operatori e clienti si muovono in un quadro molto articolato di tecnologie, mercati e meccanismi di remunerazione. Lo studio mostra che il rapporto tra rischio e rendimento non è scontato e che proprio l’integrazione tra accumuli, consumi e produzione rinnovabile può aprire le prospettive più interessanti”, ha commentato Marco Carta, amministratore delegato di Agici. “Per trasformare questo potenziale in investimenti serve però un quadro regolatorio più completo e stabile, che favorisca la partecipazione di nuovi soggetti e renda più prevedibili i flussi di ricavo. A questo devono affiancarsi una maggiore digitalizzazione delle reti e segnali di prezzo capaci di indirizzare le risorse dove possono offrire il contributo maggiore al sistema”.