Sistemi di accumulo alla ricerca di un mercato? È questa la domanda che si stanno ponendo molti operatori affacciandosi a questa tecnologia, chiedendosi se le dimensioni di questo mercato saranno in grado di supportare gli investimenti in ricerca e sviluppo necessari per raggiungere le performance. Prima di tutto bisogna considerare il fatto che le tecnologie per l’accumulo d’energia elettrica di una certa potenza possiedono una buona affinità con altri segmenti che necessitano dello storage d’elettricità, anche se le esigenze sono diverse. Le reti elettriche e le fonti rinnovabili, per esempio, necessitano di grandi potenzialità d’accumulo e di durata dei sistemi, mentre nella mobilità sostenibile è essenziale la densità energetica in rapporto al peso/volume, così come nell’elettronica di consumo dove però la durata, visto il breve ciclo di vita dei device, non è così essenziale.

Il futuro mercato dei sistemi d’accumulo, secondo un’analisi del Politecnico di Milano, si divide in quello relativo alle fonti rinnovabili, a quello che attiene alla rete di trasmissione, alla rete di distribuzione, alle micro grid e al prosumer – inteso in questo caso come produttore/consumatore.

Il primo scenario sulle fonti rinnovabili non piccole prevede l’utilizzo dello storage in due casi, il primo per l’arbitraggio, ossia per ridurre o annullare gli oneri di sbilanciamento, mentre il secondo prevede che oltre all’arbitraggio il sistema fornisca anche servizi di rete, quali quelli di regolazione primaria, secondaria e terziaria e di tensione. Nel primo caso prendendo come riferimento la produzione di un impianto eolico da 10 MWe in Sicilia un sistema di accumulo può rendere possibile un extraprezzo di 20 euro a MWh, sfruttando il differenziale di prezzo ai quali bisogna aggiungere circa 3,9 euro a MWh di oneri di sbilanciamento risparmiati, mentre il secondo scenario vede, se ci fosse l’obbligo di mettere a disposizione una banda dell’1,5% per la regolazione primaria grazie all’accumulo annullerebbe un onere di circa 70mila euro l’anno.

Per quanto riguarda l’utilizzo da parte del gestore della rete dei sistemi d’accumulo lo scenario che ne prevede l’utilizzo in potenza potrebbe prevedere benefici, per un sistema di storage da 4 MW, per 500mila euro l’anno, mentre l’utilizzo in energia sempre del medesimo sistema potrebbe portare i benefici, se utilizzati per esempio a compensare la mancata produzione eolica a 650mila euro l’anno. E se si adotta l’implementazione dello sistema in potenza allora i benefici grosso modo si sommano.

Vantaggi anche per i distributori che con l’installazione di sistemi di storage utilizzati per le applicazioni di “power quality” possono mitigare i disturbi sulla rete. L?installazione di un sistema d’accumulo da 100 kW su una cabina secondaria può portare benefici per 2.700 euro l’anno, mentre l’implementazione delle finzioni di “power quality” consentirebbe, in un quadro normativo che preveda premialità specifiche altri 5.000 euro l’anno.

Sul fronte delle micro grid la possibilità di regolazione e di poter avere una maggiore prevedibilità, unita alle caratteristiche citate nei precedenti esempi consente valorizzazioni importanti. Una micro grid che abbia carichi passivi per 2.700 kW e un impianto fotovoltaico da 1 MW potrebbe aumentare l’autoconsumo del 15% con benefici, al prezzo attuale dell’energia, di 15mila euro l’anno, ai quali dobbiamo aggiungere 60mila euro per la “power quality” e altri 10mila nel caso i sistemi a fonti rinnovabili fossero abilitati alla fornitura di servizi di regolazione. Per i piccoli impianti dei prosumer l’accoppiamento fotovoltaico-accumulo aumenta l’autoconsumo di circa, nel caso di un impianto fotovoltaico da 3 kW, il 30-45% con benfici economici di circa 175 euro l’anno ai quali si devono aggiungere 10 euro per quanto riguarda gli oneri di sbilanciamento.

Queste le potenzialità del mercato che devono essere analizzate in base all’Internal Rate of Return (IRR) prendendo il livello di soglia che è dell’8% per tutti a parte per le micro grid (6%) e per i prosumer (4%). E siamo ancora distanti da questa soglia. Per i sistemi a fonti rinnovabili non piccole l’IRR è compreso tra un meno 23,5% e un meno 14% nello scenario più favorevole, per i gestori di rete si arriva, sempre nello scenario migliore, a un più 4% che però è ancora distante dalla soglia dell’8%. ed è legato a un utilizzo massiccio dell’accumulo che a oggi non è pensabile. Panorama diverso per la distribuzione la cui redditività arriva al di sopra della soglia, tra il 12 e il 16% ma solo in presenza di novità normative.

Micro grid e prosumer, sono invece sempre e comunque al di sotto della soglia. Questa la realtà e le proiezioni, ma resta chiaro che le evoluzioni dello scenario elettrico potrebbero mutare la situazione. Gli elementi da considerare, infatti, sono: il calo dei costi dei sistemi d’accumulo legato anche a quello delle rinnovabili, fotovoltaico in primis, che sono dati di un’ulteriore 40% per entrambi nei prossimi anni; un’evoluzione del quadro normativo teso migliorare la qualità della fornitura elettrica anche attraverso una maggiore attenzione alla rete e ai suoi sprechi, cosa che Terna sta dimostrando di fare da alcuni anni, ma che necessita di una maggiore attenzione da parte del legislatore; l’introduzione reale dei Sistemi efficienti d’utenza che consentirà la creazione di distretti energetici autonomi; la diffusione di micro grid in grado di approvvigionarsi da diverse fonti. Il tutto dovrebbe tradursi in un mercato, dopo il 2015, che potrebbe raggiungere il miliardo di euro l’anno.

17 ottobre 2013
I vostri commenti
Marco, venerdì 17 gennaio 2014 alle16:12 ha scritto: rispondi »

buongiorno, il post è interessante e ricco di informazioni. Cortesemente potrebbe citare la fonte dello studio del Politecnico per atri approfondimenti? Grazie e saluti. M. Bonvini

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