Con una capacità fotovoltaica che potrebbe raggiungere i 137 GW entro il 2040, l’Italia avrà bisogno di sviluppare ulteriori 50 GWh di sistemi di accumulo a batteria (BESS) su scala industriale. Un obiettivo realizzabile, secondo l’analisi di Key to Energy, grazie a un’ampia pipeline di progetti autorizzati e a prospettive di mercato sempre più favorevoli. pv magazine Italia ha parlato con Giorgio Perico, Senior Consultant di Key to Energy.
La capacità solare in Italia potrebbe raggiungere i 137 GW entro il 2040, il che richiede ulteriori 50 GWh di stoccaggio su scala industriale (utility-scale). Come valuta questi 50 GWh? Sono realizzabili?
L’integrazione della nuova generazione rinnovabile, dopo aver richiesto 50 GWh di nuovo utility-scale storage tra il 2024 e il 2030, ancora in fase di approvvigionamento, in quanto una parte rilevante sarà oggetto delle prossime aste Capacity Market e Macse con delivery fino al 2030), ne richiederà circa altrettanti nel decennio successivo.
Il vincolo al raggiungimento di questi obiettivi non è rappresentato dalla disponibilità di progetti: già oggi, infatti, anche restringendo l’analisi ai soli progetti BESS autorizzati, è possibile mappare più di 20 GW di progetti, con una capacità stimata corrispondente di oltre 130 GWh, più che sufficiente per traguardare gli obiettivi 2040 e oltre. A questi si aggiunge poi una pipeline ancora più estesa di progetti in corso di iter autorizzativo, che allargheranno ulteriormente la platea competitiva. Anche il mercato, sia oggi che in prospettiva, restituisce segnali positivi per l’investimento in sistemi di accumulo, con una volatilità che aumenta in modo sempre più strutturale e offre prospettive di remunerazione interessanti. Pertanto, lo sviluppo di ulteriori 50 GWh di accumuli al 2040 può essere fattibile, a patto di disporre di un quadro regolatorio chiaro, dalla definizione dei revenue stream aggredibili ai meccanismi di supporto eventualmente disponibili, di un contesto di mercato stabile e di un accesso al finanziamento che si apra a business model anche più esposti al mercato.
Qual è il ruolo dei progetti di mercato (merchant projects) in tutto questo? E quale quello di meccanismi strutturati come il MACSE e il Capacity Market? In che misura ciascun sistema dovrebbe contribuire agli obiettivi dei 50 GWh?
Il business model merchant può essere sostenibile dal punto di vista della redditività: dalle valutazioni svolte sugli scenari Key to Energy, si prevedono spread di prezzo catturabili in continuo aumento (ad esempio, per una batteria con 4 ore di durata, si passa da uno spread medio catturato di 30-40 €/MWh nel 2030 a circa 50 €/MWh al 2040 e fino a 70-80 €/MWh al 2050). La componente di time shifting può diventare quindi sempre più remunerativa, nonostante il controeffetto sulla volatilità portato dalle batterie stesse, sostenendo i casi merchant, insieme agli altrettanto significativi ricavi catturabili sugli altri mercati infragiornalieri e dei servizi. Il principale limite dei casi merchant è rappresentato dalla completa esposizione al rischio mercato e dalla conseguente difficoltà di finanziamento: soprattutto inizialmente, meccanismi come il Macse e il Capacity Market possono servire a dare maggiore visibilità ai ricavi, rendendo i progetti più bancabili. Ma stiamo già osservando come il Capacity Market stia diventando principalmente uno strumento di mantenimento della capacità, portando in competizione la capacità nuova con l’esistente, e il Macse mostri una competizione molto accesa, con un rapporto tra offerta e domanda superiore a 7. Nel lungo termine, perciò, i meccanismi di remunerazione necessitano di essere ripensati e riformati per essere di accompagnamento e di supporto a uno sviluppo che può essere guidato principalmente dal mercato.
A che punto siamo ora?
Ad oggi, oltre alla capacità di accumulo dei pompaggi idroelettrici storici, abbiamo a disposizione circa 19 GWh di capacità di accumulo elettrochimico, di cui 7 GWh di taglia utility-scale, entrati nel mercato attraverso le aste del Capacity Market. Altri 14 GWh sono attesi e dovrebbero entrare nel mercato nei prossimi mesi, perché già contrattualizzati nella prima asta Macse (10 GWh al 2028) o nel Capacity Market (4 GWh ancora da consegnare). Per arrivare agli obiettivi 2030, mancano ancora più di 30 GWh, che saranno oggetto delle prossime aste (il prossimo Macse metterà a disposizione un contingente pari a 16 GWh per il 2029). In termini di sviluppo, si è arrivati a mappare quasi 300 GW di richieste di connessione: con la riforma delle connessioni derivante dal Decreto Bollette, questo numero potrebbe essere ridotto anche del 70%, rimanendo comunque a un ammontare di capacità superiore alle esigenze del sistema. Come già detto, oltre 20 GW tra questi sono già in possesso del titolo autorizzativo, permettendo di coprire non solo gli obiettivi al 2030, ma potenzialmente di arrivare anche al 2040. Sarà necessario coordinare questi sviluppi (dal punto di vista della distribuzione zonale, della durata e delle prestazioni) con le esigenze del sistema e gli sviluppi di rete, in modo tale da assicurare una transizione coerente con gli obiettivi e integrata tra tutte le sue componenti.
Qual è il ruolo dei segmenti C&I (commerciale e industriale) e residenziale? Qual è l’attuale capacità dei sistemi di accumulo a batteria (BESS) in questi due segmenti e quale potrebbe essere entro il 2030 e il 2040?
L’accumulo distribuito small-scale oggi ammonta a circa 12 GWh, essendo sviluppatosi persino prima delle applicazioni di grande taglia, ed è già molto vicino ai 14 GWh stimati da Terna al 2030 nella propria valutazione del fabbisogno di stoccaggio. I business case derivanti dall’accoppiamento dell’accumulo con siti di consumo, soprattutto in ambito C&I e con la contestuale presenza di impianti di generazione rinnovabile, mostrano opportunità interessanti nell’ottimizzazione dei costi di approvvigionamento (aumentando la quota di produzione autoconsumata e minimizzando conseguentemente gli oneri), nel ridurre i costi di sbilanciamento e nel supportare la fornitura di servizi di flessibilità, che possono essere valorizzati con diversi strumenti, come il mercato del bilanciamento e redispacciamento o la modulazione straordinaria. La riforma del dispacciamento dettata dal Tide potrebbe creare anche altre fonti di remunerazione, come i mercati locali della flessibilità, attualmente in fase di sperimentazione. L’apertura regolatoria e le redditività interessanti potrebbero quindi ulteriormente spingere la crescita di queste applicazioni accanto a quelle di grande taglia, con ulteriori 5 GWh attesi a mercato tra il 2030 e il 2040, secondo la view di riferimento di Key to Energy.
Alla luce dei recenti sviluppi, ravvisate una qualche forma di concorrenza tra i sistemi di accumulo a batteria (BESS) e gli impianti a idrogeno verde?
L’idrogeno verde, come tutte le applicazioni Power-to-X, è sicuramente uno strumento di flessibilità che può svilupparsi nel lungo termine, accanto alle BESS, ma non strettamente in competizione con esse. Infatti, le BESS nascono principalmente per rispondere ad esigenze di flessibilità di breve termine, per gestire la volatilità infragiornaliera, evitando il mismatch orario tra domanda e offerta di energia, che deriva dal peso crescente del profilo di produzione solare sul mix energetico italiano. Invece, le applicazioni di Power-to-X, insieme ad altre tecnologie di accumulo di lunga durata (Ldes), possono aiutare il sistema a rispondere ad esigenze di flessibilità che si allargano su scala stagionale all’interno dell’anno. Infatti, dal 2040 in poi, una quota consistente di generazione (anche oltre il 20% negli scenari di policy) rischierebbe di non essere assorbita dal sistema, nonostante l’utilizzo dell’accumulo elettrochimico, a causa di un’eccedenza rispetto alla domanda che diventerà strutturale per periodi anche prolungati dell’anno (ad esempio, durante il secondo trimestre). Per gestire questa criticità, applicazioni di accumulo stagionale dovranno affiancarsi alle BESS, fornendo al sistema il mix di flessibilità necessario a una piena integrazione delle fonti rinnovabili.
Altre considerazioni sul mercato italiano dei BESS?
Lo sviluppo del mercato delle BESS, in tutte le sue possibili sfaccettature, dalle applicazioni stand-alone a quelle in accoppiamento con impianti di generazione o siti di consumo, sta progressivamente allontanando il mercato dalla logica fit&forget, che caratterizzava il periodo di investimento in fonti rinnovabili, oltretutto sostenuto da schemi incentivanti. Si passa invece a una logica fit&operate, in cui il ruolo dell’energy manager diventa strategicamente rilevante, dopo la messa in opera dell’impianto, per ottimizzare l’operatività ed estrarne il maggior valore possibile, seguendo i segnali di mercato ed adattandosi a un’evoluzione regolatoria ancora in corso. Di conseguenza, già da ora si profila un drastico e inevitabile cambiamento di expertise (skill & practice) e approccio (strumenti e metodi), indispensabili per catturare il valore identificato dai business model progettati.
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