La grid parity, come evidenziano le ricerche più recenti (vedi QualEnergia.it), sta diventando realtà nella maggior parte dei principali mercati internazionali del solare e in molti di questi, Italia compresa, è già arrivata: cioè l’elettricità autoprodotta con il fotovoltaico costa già meno dell’elettricità acquistata dalla rete e pagata in bolletta.
Più lontana è la cosiddetta market parity, cioè il punto di pareggio tra il costo all’ingrosso del kWh generato dai grandi parchi fotovoltaici con il costo del kWh proveniente dagli impianti convenzionali.
C’è poi la grande incognita sulla grid parity del fotovoltaico abbinato a un sistema di accumulo elettrochimico.
In Italia, secondo le proiezioni di Deutsche Bank nel rapporto Crossing the Chasm, entro il 2020 l’energia autoprodotta con pannelli solari e stoccata in batterie costerà fino a un terzo in meno in confronto al kWh pagato al contatore.
Ci sono paesi in cui la convenienza del fotovoltaico con storage è destinata a emergere ancora più velocemente. In alcune zone dell’Australia, ad esempio, il solare FV con accumulo sarà capace di battere la rete tradizionale già nel 2017.
La discussione ha tenuto banco all’Energy Disruption Conference, che si è svolta a Sydney alla fine di agosto, quando David Martin, amministratore delegato della start-up Power Ledger, ha presentato le analisi di Jemma Green e Peter Newman della Curtin University.
Il prossimo anno, sostengono i due ricercatori, il costo del kWh del fotovoltaico con batterie sarà inferiore al costo del kWh in bolletta. L’esempio è riferito al solare con storage vs la tariffa base domestica A1 proposta dall’operatore Synergy nel Western Australia.
Da qui può partire una serie di considerazioni. La prima è che la costante discesa dei prezzi dei sistemi fotovoltaici e, soprattutto, delle batterie, continuerà ad avvicinare il momento della grid parity per il solare “completo” (con storage e senza incentivi).
La seconda è che, ovviamente, tale parità non comporterà immediatamente una fuga dalla rete, per diversi motivi, che potremmo riassumere nei “benefici intangibili” assicurati dal collegamento al network tradizionale.
Benefici che possono essere sintetizzati in sicurezza e stabilità della fornitura elettrica: l’utente, infatti, dovrebbe spendere cifre molto elevate per sovradimensionare il sistema di storage e riuscire così a fronteggiare i picchi di domanda, in particolare nelle giornate più nuvolose o nelle ore notturne. Ma sul lungo termine, però, è facile immaginare che l’energia autoprodotta e immagazzinata nelle batterie sarà sempre di più.
Secondo David Martin, il fotovoltaico con accumulo in Australia potrebbe rendere autosufficiente un’utenza domestica fino al 95% della sua richiesta energetica, contro un 40% circa raggiungibile con i soli pannelli senza un dispositivo di storage. A quel punto la maggior parte della domanda elettrica sparirebbe dalla rete finendo “dietro il contatore” (behind the meter).
Tornando all’esempio iniziale dei costi del kWh nel Western Australia, si può stimare che le utilities potrebbero perdere fino a cento milioni di dollari (australiani) di ricavi a causa dell’energia autoprodotta dai clienti residenziali, perdite che potrebbero essere compensate unicamente aumentando del 20% circa i costi di rete per tutte le altre utenze.
Evidente, insomma, che le fonti rinnovabili con accumuli integrati siano pronte a rivoluzionare il mercato elettrico, partendo dai paesi più soleggiati e con i costi del kWh in bolletta più elevati. E, nel breve periodo si potrà assistere ad approcci difensivi delle società elettriche che rischiano di perdere ampie fette di mercato.
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