Accumulo: arriva il bivio

Accumulo: è l’ora delle scelte. Possiamo decidere se rimanere una nicchia, nella nicchia del residenziale, oppure se sviluppare un mercato vero e innovativo, nel quale possono trovare spazio imprese manifatturiere, operatori specializzati e avviarsi, sul serio, verso le smart grid. Queste sono le conclusioni del rapporto “Storage Energy Report 2016″, il primo ad affrontare il tema “di frontiera” dei sistemi di accumulo di energia, redatto dall’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano. L’Europa conta 45 GW di installazioni su 170 globali (60 sono in Asia e 21 negli Usa) e anche l’Italia, tra i primi 10 Paesi al mondo con 7 GW, non è certo nuova a questo tipo di sistemi, 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, è invece dovuto il dibattito che si è finalmente avviato sulla possibilità stoccare l’energia elettrica.

“Non è però al mercato residenziale che si deve guardare per trovare le applicazioni più redditizie, perché i costi della tecnologia non sono in linea con i risparmi sui consumi – spiega il professor Vittorio Chiesa, Direttore dell’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano (nella foto) fresco di nomina alla presidenza del Comitato scientifico dell’MCE 2018 – 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”. Lo Storage Energy Report vuole appunto fare chiarezza 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.

Le tecnologie per i sistemi di accumulo elettrico

Nel 2016 risultano installati a livello globale oltre 170 GW di capacità, ma solo il 5% è rappresentato da tecnologie non meccaniche, cioè chimiche, elettrochimiche, elettriche e termiche, per appena 6 GW. Un tale squilibrio ragioni storiche, perché oggi in realtà, soprattutto in Europa e nei Paesi occidentali, il ricorso al pompaggio idroelettrico è divenuto raro, per i costi e i tempi di investimento e per le caratteristiche di impatto ambientale. In crescita, invece, sono gli storage elettrochimici, in particolare con la diffusione a livello globale di “batterie” per usi domestici, che anche in Italia sono cresciute nell’ultimo anno circa 3000 unità. 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.

I sistemi di accumulo come “riserva di energia”

E’ la forma di impiego 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 circa180.000 inItalia, 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 tempo 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. E’ 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. E’ la prima strada tuttavia quella che caratterizza il mercato odierno e rispetto alla quale una parte degli operatori sta costruendo la propria value proposition.

Per quanto riguarda invece il comparto industriale, gli impianti locali di produzione di energia (fotovoltaici) nella maggior parte dei casi sono stati dimensionati per massimizzare l’autoconsumo contestuale, che talvolta supera  l’80%. In tale contesto il contributo aggiuntivo dei sistemi di accumulo è decisamente limitato e non in grado di ripagarsi economicamente. Ancora più critico è il caso degli impianti non programmabili.

I sistemi di accumulo per i “servizi di rete”

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, con cui si intendono tutte quelle operazioni eseguite dall’ente regolatore per garantire la gestione in sicurezza del sistema elettrico. Tra queste, particolare rilevanza economica assume il mercato dei servizi di dispacciamento (MSD), dove viene acquistata e venduta l’energia necessaria a controbilanciare ogni sbilanciamento sulla rete. Sul MSD, Terna agisce come controparte centrale e le offerte da parte di chi è in grado di fornire energia (o di ridurne la produzione) una volta accettate vengono remunerate al prezzo presentato (pay-as-bid). E’ evidente quindi come sia in capo agli operatori la valutazione della convenienza economica dell’offerta presentata e della eventuale competizione attesa sul MSD e come, in situazioni di elevata criticità o di scarsa concorrenza, la posizione di Terna sia di relativo svantaggio nella remunerazione del servizio.

Il costo dei servizi di rete sul MSD è stato pari nel2015 aoltre 1,15 miliardi di euro, in calo significativo rispetto al 2013 e 2014, grazie soprattutto agli investimenti fatti da Terna sulle infrastrutture di rete. Se si considera come termine di paragone il costo dell’energia (PUN medio del 2015 pari a 52,3 €/MWh), regolare il mercato è costato l’equivalente di 22 TWh di energia. Il2016 hafatto però segnare una pericolosa inversione di tendenza, con il primo semestre che da solo ha comportato costi per oltre 1 miliardo di euro. Si definiscono “a salire” i comportamenti attraverso il quale Terna compra energia , “a scendere” quelli in cui la vende. Nel 2015 complessivamente sono stati transati 15 Twh (di cui il 65% a salire). Il dato del primo semestre 2016 mostra livelli di transazioni di 10 TWh (di cui il 56% a salire). Al mercato del dispacciamento possono partecipare solamente gli impianti abilitati, ossia unità di produzione o consumo che rispondono a requisiti fissati. Le unità abilitate (UA) ad oggi sono esclusivamente impianti programmabili, escludendo dunque sia gli impianti alimentati a fonti rinnovabili non programmabili (eolico e fotovoltaico) sia i sistemi di accumulo. Ancora di là da venire, quindi, è l’accesso al MSD in Italia da parte dei sistemi di accumulo, in particolare di quegli operatori (batteristi “puri” o “storage farm”) che offrono attraverso sistemi di accumulo appositamente connessi alla rete quei servizi descritti in precedenza. Nonostante gli accumuli elettrochimici risultino essere già oggi competitivi in questo tipo di mercati.

Le simulazioni economiche condotte per un operatore cosiddetto “batterista puro”, che si doti di batterie agli ioni di litio per operare sull’MSD, offrono risultati estremamente interessanti. L’IRR dell’investimento nella configurazione di riferimento risulta positivo a partire da valori di prezzo dell’energia transata “a salire” di 175 €/MWh. Questa soglia è la medesima che porta il PBT, di poco superiore ai 10 anni, ossia la vita utile della batteria. Per trovare condizioni di investimento con IRR maggiore del 10% bisogna salire sino a livelli di prezzo dell’energia di 275 €/MWh, la soglia di riferimento se si vuole mantenere il PBT entro 6 anni. Questi valori, che a prima vista possono sembrare molto lontani dalla realtà del mercato elettrico, sono invece non infrequenti sul MSD. Per ogni area geografica virtuale (sono in tutto 10) in cui è suddiviso il MSD si è effettuata l’analisi ora per ora, giorno per giorno dei MWh transati negli anni 2015 e 2016.  Complessivamente quindi si sono analizzate oltre 170.000 registrazioni di transazioni, rispetto alle quali è stata valutata la sostenibilità economica del “batterista puro” considerando che questo voglia operare esclusivamente sul MSD “a salire”. La somma dell’energia transabile in maniera economicamente sostenibile per un ”batterista puro” nel 2015 è pari a 95.168 MWh e le aree geografiche di possibile insediamento sono 7 su un totale di 10. La situazione ovviamente si modifica in meglio se si prende a riferimento il 2016, con la quota di energia che sale a 1.694.122 MWh (+ 1.680%) e 8 aree di possibile insediamento. In questo senso è evidente un “batterista puro” avrebbe potuto beneficiare del “nervosismo” del mercato.

Gli IRR, rammentando che la soglia di sostenibilità è stata fissata al 10%, hanno valori che variano tra il 15%, della zona di Rossano tenendo conto dell’andamento del MSD 2016, e il 27% della zona di Brindisi sempre nel 2016. La opportunità per l’impiego di sistemi di accumulo nel nostro Paese come fornitori di “servizi di rete” sono quindi evidenti. Se si aggiungono le attese riduzioni di costo di investimento per i sistemi di accumulo ed il fatto che il mercato del dispacciamento sia in realtà molto più ampio del “solo” MSD ci si rende conto di come le possibilità siano già oggi più che concrete. Non è un caso che le zone con il potenziale maggiore siano quelle meridionali, dove più alta è la presenza di impianti rinnovabili non programmabili e dove storicamente più critica è la condizione della domanda e della offerta di energia. Dunque è possibile pensare a un nuovo paradigma di gestione delle rete nazionale che tenga in considerazione i sistemi di accumulo come strumento chiave, soprattutto in congiunzione con il contributo delle rinnovabili non programmabili.

Il potenziale di mercato in Italia per i sistemi di accumulo

Tenendo in considerazione le nuove realizzazioni residenziali sviluppate secondo il paradigma full electric, le quelle in retrofit su impianti esistenti e quelle non residenziali, il mercato potenziale dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” da qui al 2025 può essere stimato in 150 milioni di euro, di cui il 50% relativo ai sistemi ex novo (oltre 25.000 realizzazioni) e il restante 50% al retrofit (circa 21.000 realizzazioni). Il valore è dunque interessante anche se complessivamente si raggiunge solo il 15%-20% del totale della base installata al 2025 di impianti residenziali di produzione di energia localizzati (fotovoltaici).Non pare invece esserci un mercato significativo nel caso delle utenze non residenziali.

Il mercato potenziale dei sistemi di accumulo nei “servizi di rete”, invece, 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 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, 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 da assumere. Se poi 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  ammonterebbero a 321 milioni di euro. Un valore che 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. Nel caso dei “servizi di rete”, l’analisi è stata fatta considerando i valori di prezzo sul MSD registrati nel 2015 e riportare due scenari: uno conservativo, dove l’ingresso del “batterista puro” avvenga solo per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata a “salire” superiori a 275 €/MWh; e uno espansivo, dove l’ingresso del “batterista puro” avvenga per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata a “salire” superiori a 175 €/MWh, ossia in modo molto più organico al funzionamento del mercato.