La crescita delle rinnovabili porta con sé una nuova esigenza: rendere l’energia prodotta quando serve davvero disponibile anche quando il sole non splende o il vento rallenta. Con fotovoltaico ed eolico in aumento, la capacità di accumulare e spostare nel tempo l’energia diventa quindi una componente sempre più importante del sistema elettrico.
È questo il tema al centro dello studio Agici “Rinnovabili, flessibilità ed innovazione: i nuovi modelli di business per produttori e industrie”, presentato il 23 settembre a Vicenza nell’ambito della prima edizione di Ssec – Storage & Solar Expo Conference. Il rapporto analizza tecnologie, regole e modelli di business dello storage, mettendo a confronto rischio e rendimento delle diverse configurazioni.
Più rinnovabili, più bisogno di accumuli
Il punto di partenza è la forte crescita della capacità rinnovabile italiana. Tra il 2022 e il 2025 la potenza fotovoltaica è aumentata di circa il 75% e, per raggiungere gli obiettivi del Pniec al 2030, dovrebbe continuare a crescere a un ritmo medio del 12,7% l’anno. Per l’eolico sarebbe invece necessario un incremento medio annuo del 15,7%. In uno scenario di crescita lineare, nel 2030 l’Italia potrebbe arrivare a circa 131 GW di capacità rinnovabile, con 79 GW di fotovoltaico, 28 GW di eolico, 19 GW di idroelettrico e circa 5 GW da altre fonti.
Più rinnovabili significano però anche più energia da gestire nelle ore di maggiore produzione. Qui entra in gioco la flessibilità: gli accumuli possono assorbire l’elettricità in eccesso e restituirla quando serve, contribuendo a ridurre gli sprechi e il ricorso agli impianti termoelettrici. Secondo lo scenario Agici, nel 2030 serviranno circa 122 GWh di capacità di accumulo: 50 GWh saranno garantiti dai pompaggi idroelettrici già esistenti, mentre circa 72 GWh dovranno arrivare da nuova capacità elettrochimica. Sud, Sicilia e Sardegna assorbiranno complessivamente circa due terzi del fabbisogno.
Batterie, il rendimento cambia con la configurazione
Lo studio evidenzia che un rischio maggiore non si traduce automaticamente in un rendimento maggiore. Gli impianti stand-alone sostenuti da meccanismi che garantiscono ricavi più stabili, come il Macse, presentano un profilo di rischio più contenuto ma anche rendimenti limitati; le configurazioni full merchant, completamente esposte ai prezzi di mercato, assumono invece rischi maggiori senza ottenere ritorni proporzionalmente superiori.
Il quadro cambia quando la batteria viene integrata con un sito industriale o commerciale, perché può svolgere più funzioni e accedere a diverse fonti di ricavo. Secondo il modello Agici, la partecipazione al servizio di ex interrompibilità porta il ritorno sull’investimento a circa il 6%, mentre considerando anche il servizio di modulazione dei prelievi il Roi supera il 9%. A sostenere il risultato è il revenue stacking, cioè la possibilità di combinare più servizi sulla stessa batteria. Resta però un elemento di incertezza: alcuni servizi sono assegnati attraverso aste annuali, rendendo meno prevedibili i ricavi nel medio-lungo periodo.
Anche l’abbinamento tra fotovoltaico e accumulo migliora la redditività rispetto al solo fotovoltaico, seppure meno rispetto alla batteria integrata con i consumi: nel modello Agici, la condivisione di terreno, connessione e infrastrutture riduce del 15% il costo di investimento della batteria rispetto a un sistema stand-alone. L’accumulo consente inoltre di spostare l’energia verso le ore con prezzi più elevati, con benefici che aumentano con la potenza della batteria e le opportunità di arbitraggio.
Storage, un mercato in crescita e in cerca di nuove regole
Il mercato conferma la crescente centralità dello storage: il 90% degli operatori analizzati da Agici include l’accumulo elettrochimico nel proprio portafoglio e il 50% dispone di capacità Bess, per circa 13 GW nel 2025. Quasi il 20% è localizzato in Italia, mentre il resto si concentra soprattutto in Nord America e Australia. I pompaggi idroelettrici superano invece i 19 GW nei diversi mercati europei. Anche la prima asta per la nuova capacità di stoccaggio segnala l’accelerazione del mercato italiano: assegnati circa 1,5 GW e 10 GWh a 14 impianti e sette aggiudicatari, per investimenti stimati in un miliardo di euro. Oltre la metà della capacità è in Puglia, seguita da Basilicata e Isole.
Per trasformare il fabbisogno di flessibilità in investimenti, però, servono anche nuove regole. Agici indica il completamento della disciplina dei mercati locali per i servizi di rete, un maggiore coordinamento tra distribuzione e trasmissione e un accesso più semplice al mercato per aggregatori, consumatori industriali e comunità energetiche. Servono inoltre servizi più brevi, adatti a risorse disponibili solo in determinate ore o periodi dell’anno, e una revisione dei meccanismi per gli impianti indispensabili alla sicurezza del sistema.
A completare il quadro sono il rafforzamento dei segnali di prezzo territoriali e gli investimenti nella digitalizzazione delle reti, dai contatori intelligenti alle piattaforme di mercato in tempo reale e agli strumenti per prevedere produzione e domanda. In questo scenario, secondo Agici, integrare batterie, consumi e produzione rinnovabile può diventare centrale per sviluppare nuovi modelli di business e sostenere la crescita dello storage.
I commenti
“Oggi operatori e clienti si muovono in un quadro molto articolato di tecnologie, mercati e meccanismi di remunerazione. Lo studio mostra che il rapporto tra rischio e rendimento non è scontato e che proprio l’integrazione tra accumuli, consumi e produzione rinnovabile può aprire le prospettive più interessanti – ha commentato Marco Carta, amministratore delegato di Agici -. Per trasformare questo potenziale in investimenti serve però un quadro regolatorio più completo e stabile, che favorisca la partecipazione di nuovi soggetti e renda più prevedibili i flussi di ricavo. A questo devono affiancarsi una maggiore digitalizzazione delle reti e segnali di prezzo capaci di indirizzare le risorse dove possono offrire il contributo maggiore al sistema”.
