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Sarà la possibilità di accumulare energia a costi accettabili a sancire la vittoria definitiva delle rinnovabili sulle fossili. Una considerazione forse scontata ma più vera che mai nell’Italia di questi giorni: a livello di singoli impianti, con il taglio e la rimodulazione degli incentivi, diventa sempre più conveniente auto-consumare l’energia prodotta (si veda la nostra simulazione sul quinto conto energia) e dunque sarebbe interessante poterla accumulare, a livello di mercato elettrico e di rete: sarà solo con la realizzazione di sistemi di accumulo efficaci ed economici che le rinnovabili non programmabili potranno esprimere a pieno le loro potenzialità e ridurre i problemi di inefficienza che causano al sistema.
Nel nostro Paese siamo ancora piuttosto distanti da questa evoluzione. A livello di grandi accumuli, l’unica strada praticata al momento è quella dei pompaggi negli impianti idroelettrici. Attualmente però sono pesantemente sottoutilizzati, gli impianti sono quasi tutti (7.481 MW su un totale di 7.659 MW, dati 2010) controllati da Enel e in gran parte lontani dalle aree di maggior produzione da eolico e fotovoltaico (su 22, ben 15 sono al Nord, 7 nel Sud e nelle isole e nessuno al Centro). Qualcosa potrebbe cambiare con il piano di Terna per realizzare accumuli a batterie per 130 MW da collocare nelle zone più critiche della rete. Sull’integrazione dei sistemi di accumulo negli impianti qualcosa si sta muovendo (ne parleremo presto su Qualenergia.it), ma i costi sono ancora alti (in questo grafico di Daiwa Capital 2012 il costo attuale delle varie tecnologie) .
Su entrambi i fronti buone notizie sono quelle che arrivano da report come l’ultimo di Mc Kinsey “Battery technology charges ahead”: vi si prevede che i costi dei sistemi di accumulo crollino del 74% da qui al 2025. Per esempio un pacco batterie agli ioni di litio per auto elettrica, dagli attuali 500-600 dollari per kWh secondo McKinsey dovrebbe passare a circa 200 $/kWh nel 2020 e a 160 $/kWh nel 2025. Tre i fattori chiave che saranno determinanti per la diminuzione del costo: le economie di scala e i miglioramenti dei cicli produttivi (che influiranno per circa un terzo della potenziale riduzione di costo al 2025), la discesa dei prezzi di materiali e componenti (25%) e gli avanzamenti tecnologici nei catodi, anodi ed elettroliti che potrebbero aumentare la capacità di immagazzinamento delle batterie dell’80-110% entro il 2020-2025 (40-45% della riduzione di costo). Un cammino che sembra segnato anche secondo Daiwa Capital Markets, che nel suo report di febbraio 2012 prevede che il mercato degli accumuli energetici arrivi a 100 miliardi di dollari nel 2020, dai 44 del 2010 (vedi grafico sotto).
A beneficiare della crescita dei sistemi d’accumulo sarà la competitività dell’auto elettrica e delle rinnovabili. Tra chi ci rimetterà, assieme ai petrolieri, troviamo invece le compagnie elettriche tradizionali che – spiega McKinsey – vedranno ridursi in proporzione i loro asset, in particolare quelli ad alta intensità di capitale e a lunga vita utile.
Il pensiero qui non può non andare agli investimenti fatti dai grandi dell’energia italiana negli anni scorsi in impianti a ciclo combinato a gas: a causa dell’overcapacity e della concorrenza delle rinnovabili, specie del fotovoltaico nella fascia diurna, questi investimenti si stanno rivelando enormi buchi nell’acqua, tanto che nel decreto sviluppo si è pensato di introdurre una sorta di salvagente con il capacity payment.
Se nel nostro Paese le rinnovabili potessero accedere a sistemi di accumulo economici, per questi impianti sarebbe la fine, ma anche il relativamente modesto piano di Terna, volto principalmente a migliorare la sicurezza e l’efficienza della rete, rischia di danneggiare seriamente i produttori convenzionali. Come si legge nel piano di Terna (qui in pdf), infatti, i 130 MW di accumuli programmati farebbero risparmiare al gestore di rete di acquistare 410 GWh l’anno di servizi di dispacciamento, forniti sopratutto dai cicli combinati, che sono gli impianti più flessibili, e pagati ovviamente con soldi dalle bollette.
Si capisce dunque meglio perché i produttori convenzionali – sia quelli riuniti in Assoelettrica che quelli della neonata Energia Concorrente – si siano sempre detti contrari al piano di Terna. Il gestore di rete – è la loro posizione, ribadita in un convegno sul tema tenutosi a Roma la settimana scorsa – non deve in alcun modo trascurare lo sviluppo della rete per gli accumuli, lasciando ai cicli combinati la possibilità di svolgere il medesimo ruolo delle batterie nel “regolare” la produzione intermittente delle rinnovabili e, soprattutto, non deve influenzare il mercato gestendo l’energia prodotta dagli accumuli. Elemento quest’ultimo su cui concorda anche l’Autorità: non potrà essere Terna (che comunque non ha nessuna intenzione di farlo) a gestire l’energia immessa in rete dagli accumuli, cosa che potrebbe turbare il mercato.
Secondo lo studio di Ref-E, presentato al convegno da Energia Concorrente, gli accumuli non sarebbero la soluzione più conveniente per il sistema elettrico a livello di costi benefici: la tecnologia non sarebbe ancora matura e la migliore soluzione per risolvere le congestioni di rete e contestualmente evitare il taglio della produzione da fonti rinnovabili non programmabili, è il potenziamento della rete di trasmissione.
“Senza entrare nei dettagli dello studio Ref-E, sicuramente autorevole – commenta a Qualenergia.it Mario Conte dell’ENEA, uno dei maggiori esperti italiani di sistemi d’accumulo – va comunque ricordato che le due soluzioni non sono alternative e possono convivere ma che, mentre i sistemi di accumulo a batteria potrebbero essere messi in campo in tempi relativamente brevi, il potenziamento della rete di trasmissione richiede tempi molto più lunghi e di questi servizi c’è bisogno già ora”.
