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La scommessa del DoE sul fotovoltaico con accumulo

Parte con finanziamenti per 18 milioni di dollari il programma SHINES. Obiettivo è arrivare ad avere sistemi FV+batteria con un costo LCOE del kWh prodotto e accumulato sotto ai 14 c$/kWh: circa la metà dell'attuale. Intanto altri report prevedono cali molto rilevanti dei costi dei sistemi di accumulo: secondo DNV del 70% al 2030.

Oramai quasi raggiunta la competitività del fotovoltaico, è il momento di puntare a quella del FV con batteria. Il Department of Energy (DoE) statunitense da anni sta lavorando sul programma SunShot, che finanzia la ricerca sul solare con l'obiettivo di arrivare a sistemi con un costo tutto compreso di 1 dollaro a watt installato e un LCOE di 6 cent/$ per kWh.

Questa settimana ha lanciato un altro programma che sembra essere la logica conseguenza del primo: il Sustainable and Holistic Integration of Energy Storage and Solar PV (SHINES), che ha l'obiettivo di arrivare ad avere un costo del kWh prodotto con il FV e poi stoccato in un sistema di accumulo al di sotto dei 14 centesimi di dollaro.

Il programma SHINES

Si tratta del primo programma del DoE destinato in maniera specifica al FV+storage e lavorerà su sistemi sia lato consumatore che lato rete, smart inverter, gestione dinamica dei carichi, domotica e molto altro. Sul piatto ci sono finanziamenti per 18 milioni di dollari, presi dai 220 destinati alla modernizzazione della rete. Fondi di garanzia destinati a sei progetti.

Tra i partecipanti ci sono utility come Hawaiian Electric, Commonwealth Edison, Austin Energy e Southern Company, istituti di ricerca come Fraunhofer ed EPRI, e una lunga lista di aziende del solare, delle batterie e delle tecnologie per la smart grid tra le quali Energy Systems, Alstom di General Electric, Aquion Energy, Clean Power Research, EnerNOC, OSIsoft, S&C Electric, Siemens, Samsung, SolarEdge eTesla.

Gestione della domanda e servizi di rete

Obiettivo dei progetti è dimostrare la praticabilità di progetti scalabili per bilanciare la produzione intermittente del fotovoltaico. Lo si farà sia con soluzioni dietro al contatore che dal lato della rete: molti progetti puntano sulla gestione dei carichi flessibili e sulla comunicazione tra utenza e gestione della rete.

Una possibilità che potrebbe essere determinante nella convenienza del FV+storage - e che alcuni progetti indagheranno - è poi quella che le batterie vengano usate anche per offrire servizi alla rete. Come abbiamo scritto anche in un recente articolo si tratta di una strada la cui percorribilità dipende moltissimo da fattori esterni, enti regolatori in primis (QualEnergia.it, Energy storage a batterie, quali modelli di business?).

Per l'obiettivo dei 14 c$/kWh bisogna dimezzare i costi

Anche per questo motivo l'obiettivo dei 14 c$ a kWh prodotto e accumulato risulta indicativo e difficilmente misurabile. Il LCOE - levelized cost of electricity – è infatti una metrica troppo statica per essere applicata ai sistemi di accumulo, la cui economicità dipende da una serie di fattori al di là del costo e della taglia del sistema in sé; ad esempio il numero di cicli giornalieri che dovrà gestire e la profondità del livello di scarica prevista.

Il cammino da fare è comunque molto: secondo analisti di GTM Research, un MW di FV abbinato a un sistema di accumulo da 1 MW/2 MWh , con profondità di scarica settata al 90% per un ciclo giornaliero, assumendo un costo del sistema FV di 1,50 $/W e un costo dello storage di 650 $/kW, ha al momento un LCOE di circa 30 c$/kWh. Bisogna dunque dimezzare i costi, per arrivare all'obiettivo del DoE dei 14c$/kWh, anche solo nei progetti utility scale.

La previsione sui costi DNV - World Energy Council: -70% al 2030

Un target dunque ambizioso, ma tutt'altro che irraggiungibile. Escono in continuazione report e previsioni che dicono che i costi dei sistemi di accumulo sono destinati a calare in tempi rapidi. Ultimo nella listaa è un rapporto commissionato agli analisti di DNV dal World Energy Council (allegato in basso).

Vi si prevede che i costi degli accumuli, già scesi considerevolmente negli ultimi anni, di qui al 2030 si ridurranno di un ulteriore 70%. Le tecnologie per lo storage più promettenti come riduzione dei costi sono batterie, accumuli termici e supercapacitatori, mentre i margini di calo dei costi per tecnologie relativamente vecchie, come i pompaggi idro, sono risicati. Secondo DNV lo storage in batterie passerà da un LCOS (levelized costo of storage) attuale di 100-700 €/MWh a 50-190 €/MWh entro il 2030.

Misure ingannevoli

Anche questo report però mette l'accento su come sia ingannevole la metrica del LCOE-LCOS per valutare la convenienza dei sistemi di accumulo. Questa metodologia di calcolo, comunemente utilizzata, sta frenando lo sviluppo del settore. "Abbiamo riscontrato chiare indicazioni che la sola attenzione ai costi ingenera la percezione che gli accumuli siano più cari di quanto non lo siano nella realtà", osserva il segretario generale del WEC, Christoph Frei.

Il rapporto – che tra i case study parla anche del progetto di Enel Green Power su 10 MW di FV a Catania (QualEnergia.it, I progetti italiani nell'accumulo di rete per le rinnovabili) - dà perciò cinque suggerimenti: non considerare soltanto i costi; lavorare sia con gli operatori che con i regolatori per accelerare lo sviluppo di mercati flessibili; introdurre politiche di sostegno e quadri regolatori che facilitino la diffusione commerciale degli accumuli e infine valutare le tecnologie attraverso case study olistici.





Commenti

accumulo giornaliero

In abbinamento con FV il ciclo del sistema di accumulo è, ragionevolmente, di orizzonte giornaliero (non penso sia proponibile, anche a costi inferiori, un accumulo di energia su base settimanale): da questa prima ipotesi discendono le ipotesi su profondità di scarica e numero di cicli all'anno.
La comparazione tra investimenti alternativi si effettua usualmente su costi e tempi di ritorno, a parità di ipotesi regolatorie al contorno (attuali o future): se si vogliono includere altre considerazioni occorre passare ad altre metodologie (Cost Benefit Analysis?!) dove tuttavia è ancora più aleatorio individuare i parametri.