Considerando gli obiettivi definiti nel Pniec, quello dei sistemi di accumulo diversi dal pompaggio può definirsi un mercato in rampa di lancio.
Il crescente fabbisogno di sistemi di accumulo si basa non solo sulla forte penetrazione di fonti rinnovabili intermittenti distribuite sul territorio, in particolar modo in Centro Sud Italia (isole comprese), ma anche sull’esigenza di integrare nel transitorio e sostituire nel lungo periodo le risorse flessibili di natura fossile con quelle di natura rinnovabile.
Attualmente il nostro Paese può far affidamento su impianti di pompaggio con una potenza complessiva di circa 7,4 GW, gran parte dei quali realizzati in Nord Italia, ma scarsamente utilizzati sia per una questione di ubicazione geografica sia per dinamiche di prezzo sui mercati dell’energia che rendono economicamente non sostenibile il suo impiego, come dimostrano i dati di Terna: nel 2020 i volumi di energia prodotti dai pompaggi ammontano a 1,8 GWh.
Il Pniec stima una crescita delle ore di utilizzo degli impianti di pompaggio esistenti, rispetto ai livelli attuali, del 90% per quelli localizzati al nord e dell’80% per quelli localizzati nel meridione congiuntamente allo sviluppo di circa 3 GW di nuova capacità da pompaggio.
Ma la quota di mercato più rilevante il Pniec l’individua in nuova capacità di sistemi di accumulo elettrochimico, avendo previsto la messa in esercizio di 3 GW di sistemi centralizzati (accumuli utility scale stand-alone) e 4 GW di sistemi distribuiti (accumuli small e medium scale abbinati agli impianti a fonte rinnovabile intermittente).
Prospetticamente si stima che nel mercato si affacceranno nuove tipologie di accumulo green, in particolare il power to gas, l’accumulo termico, i super condensatori, che unitamente alla tecnologia dell’elettrochimico sono presenti nel Gruppo Storage di Anie Federazione.
Il trend di mercato dei sistemi d’accumulo elettrochimici
Oggi il segmento di mercato più vivace è quello dello storage in ambito residenziale, che regista un trend di crescita costante: si è passati da poche centinaia di installazioni prima del 2015 a oltre 13mila nel 2020.
Considerando le statistiche al 30 giugno 2021, basate sull’anagrafica Gaudì di Terna, sono entrati in esercizio sino ad oggi ben 50.442 unità con una potenza di 251,91 MW e una capacità di 404,99 MWh (vedi statistiche al 30 settembre 2021).
Da mercato di nicchia, i sistemi di accumulo stanno diventando sempre più un mercato di massa.
Prima il contributo a fondo perduto di alcune regioni e la normativa dell’autoconsumo, poi l’ammissione alla detrazione fiscale del 50% hanno contribuito a far conoscere e apprezzare dall’utente finale questa tecnologia.
La recente applicazione del superbonus e l’introduzione dello sconto in fattura e della cessione del credito anche agli istituti finanziari ne sta accelerando la diffusione: nel solo primo semestre del 2021 ne sono stati installati 10.672 con un trend mensile in costante crescita confermata dai dati del secondo trimestre 2021 con un incremento delle installazioni superiore al 61% rispetto a quelle del primo trimestre.
Gli effetti degli incentivi fiscali sono quindi molto evidenti e le prospettive nel medio periodo, coperto dal Pnrr, sono sicuramente positive.
Molto dipenderà dalle decisioni che il Governo prenderà circa l’estensione della proroga del superbonus al 2023 anche alle abitazioni singole e funzionalmente indipendenti, le cosiddette “villette”, che ammontano al 51% del valore degli investimenti contro il 49% dei condomini sull’85% degli interventi contro il 15% dei condomini.
Essendo il patrimonio edilizio italiano costituito da 12 milioni di edifici a uso residenziale, di cui il 52% sono abitazioni singole e funzionalmente indipendenti, nel caso della loro esclusione dalla proroga del superbonus si escluderebbe ben oltre il 50% della popolazione italiana dall’accesso alla misura, senza considerare che le aziende che si focalizzano su questa tipologia di edificio sono principalmente PMI della filiera tecnologica, che si sono strutturate per promuovere all’utente finale soluzioni integrate di natura prettamente tecnologica.
Si stima che l’estensione dei meccanismi di sconto in fattura e di cessione del credito anche a istituti finanziari sia un valido strumento per supportare la diffusione dei sistemi di accumulo in ambito residenziale.
Mentre nel lungo termine sarà da valutare l’impatto del meccanismo di supporto per le comunità energetiche rinnovabili e dell’abolizione dello scambio sul posto.
Un altro fattore che sta influendo positivamente sull’evoluzione del mercato residenziale dello storage è l’interesse crescente per le auto elettriche, con la conseguente necessità di disporre di un sistema di ricarica domestico. Affinché la scelta di acquistare un veicolo elettrico risulti sostenibile, diventa fondamentale per gli utenti dotarsi, a casa, di un sistema integrato costituito da impianto fotovoltaico, accumulo e sistema di ricarica.
Tornando alle statistiche il 99% dei sistemi di accumulo sono installati in abbinamento a un impianto fotovoltaico di taglia inferiore ai 20 kW, il 98% ha una capacità inferiore ai 20 kWh e il 97% utilizza la tecnologia al litio.
Se da un lato i sistemi di accumulo di piccola taglia si stanno affermando sul mercato, quelli di taglia medio/grande incontrano notevoli difficoltà, prevalentemente perché non potendo usufruire di un meccanismo di supporto è difficile individuare un business model sostenibile in una fase di integrale evoluzione e riforma del mercato elettrico.
A ciò si aggiunga il fatto che si è dovuto superare l’impasse dell’iter autorizzativo a cui deve essere sottoposto un sistema di accumulo di grande taglia, vuoto colmato solo nel settembre 2020 con le disposizioni dell’art. 62 del decreto legge n. 76.
I primi segnali su questo segmento di mercato sono pervenuti, con risultati diversi, in occasione di sessioni d’asta che hanno previsto meccanismi di remunerazione a termine in capacità.
Nell’asta del capacity market effettuata a novembre 2019 su 66 GW di domanda solo 96 MW di storage sono stati offerti, con prezzo di aggiudicazione pari a 75mila €/MW/anno per la durata di 15 anni con obblighi di messa a disposizione della capacità remunerata su tutte le sessioni di mercato, mentre nell’asta del progetto pilota FAST RESERVE tenutasi a fine 2020 a fronte di una domanda di 230 MW sono stati assegnati 250 MW dei 1.300 MW offerti a un prezzo medio ponderato di circa 30mila €/MW/anno per la durata di 5 anni con un impegno della capacità per mille ore all’anno.
La scarsa partecipazione all’asta del capacity market è sintomatica del fatto che questo strumento è stato concepito per impianti termoelettrici più che per i sistemi di accumulo.
Da qui l’opportunità di modificare la disciplina del capacity per renderla più appetibile agli storage e di individuare un nuovo modello di sviluppo dedicato a essi che oggi è contenuto nell’art. 18 della bozza di decreto legislativo di recepimento della direttiva europea sul mercato interno dell’energia.
Tale decreto rimanda l’adozione del meccanismo solo dopo l’approvazione presso la Commissione Europea.
L’art. 18 prevede una prima fase costituita da aste al ribasso per l’approvvigionamento di lungo termine di contingenti di potenza definiti sulle diverse zone di mercato e in funzione del profilo del tipo di accumulo remunerati in capacità (€/MW/anno) e una seconda fase da aste in cui l’aggiudicatario della prima fase è obbligato a rendere disponibile la propria capacità di accumulo a soggetti terzi per la partecipazione ai mercati dell’energia e di dispacciamento.
I sistemi di accumulo nel mercato elettrico
In prospettiva importanti segnali di mercato potrebbero venire anche da alcune proposte indicate da Arera nel documento di consultazione 322/2019, contenente la riforma del cosiddetto Tide (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico).
Tra questi l’introduzione dei prezzi negativi nei mercati dell’energia e dei servizi ancillari, l’introduzione della contrattazione continua nel mercato infra giornaliero, il possibile affiancamento di una remunerazione in capacità ad alcuni servizi di rete assieme a quella esistente in energia, l’erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete da parte degli accumuli e l’evoluzione del ruolo del Dso come acquirente di servizi di rete locali e facilitatore per la fornitura di servizi di sistema.
La struttura a regime del mercato elettrico scaturirà anche dalla fase sperimentale avviata da Arera con delibera 300/2017, che si è concretizzata in vari progetti pilota del TSO, utili a sostenere iniziative in ambito accumuli:
- Il progetto Uvam (Unità Virtuali Abilitate Miste)
Avviato con delibera 422/2018 e recentemente riformato, consente a nuove risorse di flessibilità (domanda, impianti da fonti rinnovabili non programmabili e appunto accumuli) anche aggregate da un BSP (Balancing Service Provider) di partecipare al Mercato di Bilanciamento (MB) fornendo riserva terziaria, bilanciamento e risoluzione delle congestioni.
Oltre alla remunerazione in energia propria dell’MSD, è possibile competere per una remunerazione a termine tramite aste dedicate annuali e mensili, con contingenti rispettivamente di 700 MW e 300 MW con remunerazioni oscillanti tra circa 3mila e 23mila €/MW/anno per i vari prodotti (uno pomeridiano e due serali), che paiono a oggi ampiamente insufficienti a sostenere anche parzialmente investimenti in sistemi di accumulo;
- Il progetto pilota Upr (Unità di Produzione Rilevanti) non abilitate
Avviato con la delibera 383/2018, anche se Arera segnala un solo impianto idroelettrico a bacino abilitato dal 1° aprile 2019;
- Il progetto pilota Upt (Unità di Produzione Integrate)
Dedicato all’integrazione di unità di produzione rilevanti abilitate abbinate a sistemi di accumulo per la fornitura del servizio di regolazione primaria di frequenza, a cui risultano attualmente abilitati 4 sistemi di accumulo per 33,4 MW su 30 MW di contingente.
Si tratta tuttavia di applicazioni su unità esistenti a carbone e a gas; manca l’apertura a più operatori e più soluzioni di installazione;
- Il progetto pilota Fast Reserve
Volto a reperire risorse per la fornitura del servizio di regolazione ultra-rapida di frequenza, con l’obiettivo di contrastare la progressiva riduzione di inerzia del sistema elettrico, derivante dalla crescente quota di generazione statica da fonte rinnovabile.
Il progetto, molto orientato ai sistemi di accumulo elettrochimici, ha visto una forte competizione tra 53 operatori per 117 unità.
Ulteriori progetti pilota, volti a sperimentare l’approvvigionamento di servizi ancillari locali da parte dei Dso, sono stati previsti da Arera con la recente delibera 352/2021 e dovrebbero essere avviati nel prossimo futuro.
Il quadro normativo e regolatorio è in forte evoluzione e l’incertezza di come e quando si evolverà non giova a definire strategie d’investimento in sistemi di accumulo, in particolare quelli di medium e utility scale per via dei costi della tecnologia e dei possibili modelli di business da perseguire.
A tale incertezza si aggiunge quella della crescita della penetrazione delle fonti rinnovabili intermittenti per via delle difficoltà incontrate negli iter autorizzativi.
È possibile esprimere cauto ottimismo per lo sviluppo del segmento di mercato dei sistemi di accumulo residenziali nel medio termine.
Più complessa in questa fase è la valutazione di investimento per le taglie medium e utility, siano esse stand-alone siano esse abbinate a impianti a fonte rinnovabile o alla domanda del settore industriale e/o terziario.
L’articolo è stato pubblicato sulla rivista bimestrale QualEnergia n.5/2021 con il titolo “Accumulo, la batteria di evolve”.