Se gli oneri di rete venissero spostati dalle componenti variabili a quelle fisse della bolletta, come propone di fare l’Autorità per l’energia, è abbastanza intuitivo che questo penalizzerebbe il fotovoltaico in autoconsumo, anche se molto dipenderà dall’entità dello spostamento. Un cambiamento del genere invece potrebbe accelerare la penetrazione delle batterie.
Se i costi della bolletta fossero basati più sulla potenza impegnata e meno sui consumi, infatti, gli accumuli potrebbero essere usati con maggior convenienza per tagliare i picchi di domanda ed evitare al consumatore di dover richiedere una potenza contrattuale maggiore e più cara, ad esempio potrebbe accontentarsi di un allaccio da 3 kW anziché di uno da 5 kW.
Secondo l’analisi di Deutsche Bank è infatti proprio questo l’uso dello storage presso i consumatori che prenderà piede per primo, specie nel segmento commerciale. Gli utenti commerciali sono spesso soggetti a tariffe legate alla potenza impegnata, si legge nell’ultimo report della banca sul fotovoltaico (allegato in basso), per questo “la strada dell’adozione di massa delle batterie sarà aperta da aziende che offriranno sistemi di accumulo abbinati a software di previsione e gestione in grado di limare la curva di domanda evitando questi costi”.
Solo in un secondo momento, secondo DB, ci sarà la diffusione capillare delle batterie per massimizzarne l’autoconsumo, in abbinamento al fotovoltaico. In quello scenario i sistemi di accumulo nelle case degli utenti potrebbero anche diventare uno strumento vantaggioso per le utility per gestire il picco di domanda serale e risparmiare in capacità di generazione flessibile.
Affinché ciò si verifichi, i prezzi degli accumuli elettrochimici devono calare molto, ma la competitività delle batterie secondo la banca tedesca è molto vicina. Una batteria al piombo, si riporta, costa già adesso 200 $/kWh, per quelle al litio in un anno si è passati da 1.000 a 500 $/kWh (da altri studi sappiamo che c’è già chi è sceso a 300 $/kWh). Deutsche Bank ritiene “probabile” per i prossimi anni una riduzione dei costi del 20-30% all’anno.
Tra i driver della riduzione dei costi si cita anche la Gigafactory di Tesla e Panasonic, che si propone di far scendere i costi del 30% nel primo anno di attività (il 2017). Qui aggiungiamo la notizia, arrivata nei giorni scorsi, che molto probabilmente il produttore di auto elettriche entrerà anche nel mercato degli accumuli stazionari (l’annuncio ufficiale dovrebbe essere fatto il 30 aprile).
Basandosi sugli obiettivi Tesla e del US Department of Energy (vedi grafico sotto), Deutsche Bank prevede che la convenienza dello storage sia vicina.
Secondo la banca il costo aggiuntivo per dotare di storage un impianto fotovoltaico in 5 anni calerà di 7 volte: se ora dotarsi di una batteria fa aumentare il costo LCOE di un sistema FV di 0,14 $/kWh, nel 2020 aggiungere l’accumulo lo farà salire solo di 0,02 $/kWh. In base a questa previsione, come avevamo già riportato, per Deutsche Bank in Italia tra 5 anni prodursi l’elettricità e stoccarla in batterie costerà meno della metà rispetto ad acquistarla dalla rete (vedi tabella, clicca per ingrandire).
Secondo la banca il boom dello storage non partirà però dalla scelta dei consumatori del residenziale: “saranno le aziende che offrono il fotovoltaico con schemi di leasing o altre compagnie che forniscono servizi energetici a offrire le batterie come parte di pacchetti energetici disegnati per integrarsi in maniera più intelligente con la rete e rispondere alle preoccupazioni delle utility riguardo alla generazione distribuita.”
Anche le compagnie elettriche tradizionali, nella visione di Deutsche Bank, potrebbero avere un ruolo nel diffondere lo storage presso i consumatori. Nella prossima decade, si spiega “vediamo una sostanziale opportunità per le utility nell’utilizzare le smart grid tramite l’aggregazione di batterie nel residenziale.” In questo scenario gli accumuli domestici, gestiti in forma aggregata, dalle utility stesse o da altri soggetti, potrebbero agire come un singolo strumento per ridurre il carico nei picchi di domanda, migliorando l’efficienza del sistema e consentendo di ridurre gli investimenti in capacità per coprire i picchi.
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