“Storage Energy Report 2016″: il MIP fa il punto sul mercato dei sistemi di accumulo
Il mercato dei sistemi di accumulo nel nostro Paese è di fronte ad un bivio: restare una nicchia, rivolta quasi esclusivamente ai clienti residenziali e con una spinta che non è quella economica, ma l’attenzione all’ambiente, oppure divenire un mercato organico al sistema di generazione dell’energia (come in altri Paesi europei), aprendosi al mondo delle imprese e permettendo la nascita di operatori specializzati.
Sono le conclusioni a cui è giunto lo Storage Energy Report 2016, il primo ad affrontare il tema “di frontiera” dei sistemi di accumulo di energia, redatto dall’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano e presentato ieri mattina.
L’Europa conta 45 GW di installazioni su 170 globali (60 sono in Asia e 21 negli Usa) e anche l’Italia, tra i primi 10 Paesi al mondo con 7 GW, non è certo nuova a questo tipo di sistemi, ma si tratta per il 95% di tecnologie di tipo meccanico, in particolare impianti di pompaggio idroelettrici. Al “nuovo” storage, quello elettrochimico, assai meno diffuso eppure più scalabile e distribuito, è invece dovuto il dibattito che si è finalmente avviato sulla possibilità stoccare l’energia elettrica.
“Non è però al mercato residenziale che si deve guardare per trovare le applicazioni più redditizie, perché i costi della tecnologia non sono in linea con i risparmi sui consumi - spiega il professor Vittorio Chiesa, Direttore dell’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano – ma a quello dei servizi di rete e al dispacciamento, molto meno noti, ma che hanno cubato nel 2016 oltre 2 miliardi di euro di costi a carico di Terna, cui spetta il compito di ‘stabilizzare’ la rete nazionale. Un mercato che oggi in Italia, a differenza di quanto accade in altri Paesi, è precluso ai sistemi di storage per ragioni normative, ma che potrebbe diventare la chiave di volta per renderli una componente importante del nostro ecosistema energetico”.
Lo Storage Energy Report vuole appunto fare chiarezza tra aspetti tecnologici o alla “moda” e una corretta valutazione economica dei ritorni e dei rendimenti, in un ambito dove estremamente differenti sono le possibilità di applicazione dei sistemi di accumulo: per uso domestico, industriale e commerciale, nelle utilities e al servizio delle infrastrutture di rete. Senza dimenticare il quadro normativo, che gioca un ruolo fondamentale nel definire le reali potenzialità di mercato.
Nel 2016, come si diceva, risultano installati a livello globale oltre 170 GW di capacità, ma solo il 5% è rappresentato da tecnologie non meccaniche, cioè chimiche, elettrochimiche, elettriche e termiche, per appena 6 GW. Un tale squilibrio ha ragioni storiche, perché oggi in realtà, soprattutto in Europa e nei Paesi occidentali, il ricorso al pompaggio idroelettrico è divenuto raro, per i costi e i tempi di investimento e per le caratteristiche di impatto ambientale. In crescita, invece, sono gli storage elettrochimici, in particolare con la diffusione a livello globale di “batterie” per usi domestici, che anche in Italia sono cresciute nell’ultimo anno circa 3.000 unità.
I sistemi di accumulo elettrici (SMES e SuperCapacitori) sono ancora a un grado di sviluppo embrionale, mentre quelli chimici e termici hanno ambiti di applicazione più limitati. Non è un caso quindi che oltre il 90% dei nuovi investimenti in sistemi di accumulo a livello globale riguardino le soluzioni elettrochimiche che, per le loro caratteristiche di scalabilità, sono anche quelle più adatte al paradigma di generazione distribuita di energia che va affermandosi nei Paesi avanzati.
Tra le “batterie” elettrochimiche, quelle al piombo godono di un notevole vantaggio di costo (circa metà di quelle agli ioni di litio) che deriva da economie di scala; le batterie redox al vanadio sono le più costose perché molto complesse e quindi le meno competitive sul mercato; quelle agli ioni di litio e al sodio-nichel hanno un posizionamento molto simile sul mercato e, pur essendo più costose di quelle al piombo, possono considerarsi le principali competitor sul mercato futuro degli accumuli. Da qui al 2025, però, le batterie al piombo potrebbero ridurre il loro costo di non oltre il 5%, mentre quelle redox al vanadio potrebbero arrivare al 20%, quelle al sodio-nichel a oltre il 30%, quelle agli ioni di litio fino al 40%: un elemento, quello economico, che potrebbe influire molto sulle vendite.
Tuttavia, il rapporto ha voluto analizzare il mercato e le sue prospettive soprattutto in base agli impieghi di questi sistemi, distinguendo i “servizi di rete”, dove i sistemi di accumulo sono utilizzati per garantire il corretto funzionamento della rete di trasmissione e distribuzione, e la “riserva di energia”, dove sono utilizzati da produttori di energia al servizio di impianti non programmabili, come quelli da fonte rinnovabile solare.
E’ la forma di impiego più nota e dibattuta perché interessa da vicino il cosiddetto prosumer, cioè colui che da utente elettrico è divenuto anche produttore di energia, sfruttando il paradigma della generazione distribuita. Nel Rapporto in particolare si è considerato il caso di un impianto fotovoltaico da 3 kW (ce ne sono circa 180.000 in Italia, oltre il 60% del mercato residenziale) a cui venga accoppiato un sistema di accumulo agli ioni di litio di 3 diverse capacità: 2, 4 e 6 kWh. Due le opzioni considerate: che l’impianto fotovoltaico da 3 kW fosse già presente e quindi il sistema di accumulo sia stato aggiunto in logica di retrofit, oppure che l’impianto fotovoltaico ed il sistema di accumulo siano installati ex novo e congiuntamente.
Nel caso delle batterie più piccole (2 kWh), con l’attuale struttura di costi (5.000 – 5.500 euro per il retrofit e 3.500 – 4.000 per gli impianti ex novo) non è conveniente. Per raggiungere la soglia del 4% bisognerebbe non superare i 3.000 €/ kWh, ossia circa il 33% in meno nel caso di impianti ex novo e oltre il 40% nel caso di retrofit. La situazione per gli impianti da 4 kWh è decisamente migliore per quanto riguarda la redditività dell’investimento, che in quasi tutti i casi è almeno pari o superiore alla soglia del 4%. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe scendere sino a 3.000 €/kWh per rimanere almeno sotto la vita utile della batteria (10 anni). Su questa taglia però appare possibile costruire scenari di integrazione ancora più spinti ove sia massimizzato il consumo elettrico. Si dà infatti spazio nel Rapporto all’analisi di uno scenario denominato full electric in cui l’intero fabbisogno energetico dell’abitazione è soddisfatto da apparecchiature che utilizzano il vettore elettrico (come le cucine ad induzione e le pompe di calore). In questo caso i tempo di ritorno complessivi sono inferiori a 8 anni e con rendimenti “a due cifre” per quanto riguarda l’IRR, anche se ci si rivolge prettamente al mercato delle nuove abitazioni. La situazione per gli impianti da 6 kWh è più polarizzata, con gli interventi di realizzazione ex novo che mostrano redditività sopra la soglia di accettabilità e gli interventi in retrofit caratterizzati da maggiori criticità. Se si guarda al PBT, però, sarebbe necessario anche qui arrivare a costi inferiori del 38% a quelli attuali (de 50% nel caso di retrofit) per permettere all’investimento di rientrare prima della vita utile della batteria.
E’ dunque evidente che le strade per lo sviluppo del mercato in ambito residenziale non possono che essere due e per certi versi quasi “antitetiche”: un’adozione che non si basi su criteri di economicità (peraltro cosa frequente quando il decisore è l’individuo o la famiglia) e privilegi invece gli aspetti di innovazione tecnologica o di sostenibilità ambientale dell’investimento; un’adozione che passi da un nuovo paradigma di consumo elettrico (estendendo addirittura la configurazione full electric con la ricarica di uno o più veicoli elettrici) che renda la produzione distribuita e l’utilizzo efficiente dell’energia elettrica la “chiave” attorno a cui progettare i nuovi sistemi residenziali.
La seconda appare certamente quella più desiderabile, ma è anche la più “stretta”, perché è legata a una decisa ripresa degli investimenti nel settore residenziale e a una maggiore consapevolezza delle potenzialità e delle caratteristiche dei sistemi di accumulo elettrici. E’ la prima strada tuttavia quella che caratterizza il mercato odierno e rispetto alla quale una parte degli operatori sta costruendo la propria value proposition.
