Sistemi di accumulo: scenari di lungo termine, costi e prospettive regolatorie

Il raggiungimento degli obiettivi annunciati nel Green Deal dalla Commissione Europea passa necessariamente tramite la decarbonizzazione del sistema elettrico. Ad oggi, si parla molto dei sistemi di accumulo per immagazzinare elettricità e fornirla quando la produzione da rinnovabili risulta inferiore alla domanda. Nel presente Position Paper vengono presentati scenari di sviluppo di capacità di accumulo al 2050 e relativi costi per il sistema, ipotizzando diverse evoluzioni della generazione elettrica dalle varie fonti. Alcuni tra gli scenari descritti dimostrano come raggiungere l’obiettivo non sia del tutto irrealistico, seppur costoso, purché si verifichi un tempestivo intervento a favore dello sviluppo di fonti rinnovabili e si preveda una disciplina regolatoria adeguata a supporto degli investimenti.

1. Energia elettrica a zero emissioni. Il ruolo fondamentale dei sistemi di accumulo

Produrre sempre più energia elettrica da fonti a zero emissioni. Il successo o meno degli obiettivi di decarbonizzazione definiti dalla Commissione Europea al 2050 dipende da quanto sarà sostenuto e convinto l’incremento di produzione da fonti rinnovabili, in particolare da eolico e fotovoltaico (ne abbiamo parlato approfonditamente nel Position Paper n. 210). Tuttavia, la questione non si esaurisce nella sola quantità. Per il pieno raggiungimento di quanto prefissato bisogna considerare anche il fabbisogno di capacità di accumulo, fondamentale per riallineare temporalmente produzione e consumo di energia elettrica. Il primo passo è cercare di capire – attraverso delle ipotesi – di che entità sarà questo bisogno, in maniera da iniziare a progettarne lo sviluppo.

Ma dove si parte? Nel nostro precedente studio, avevamo ipotizzato uno scenario basato su un fabbisogno annuo al 2050 di 670 TWh, e una copertura di tale domanda garantita per il 95% da produzione da fonti rinnovabili e, per il rimanente 5% da produzione di energia elettrica da gas naturale. I risultati hanno mostrato che la produzione solare ed eolica dovrà essere pari a 505,5 TWh con un aumento di generazione di 14 volte per il solare (321,5 TWh) e quasi 9 volte per l’eolico (184 TWh), rispetto al livello del 2019.

Le analisi elaborate avevano lo scopo di identificare le traiettorie di sviluppo delle fonti e gli scenari su base annuale. Nondimeno, nel settore elettrico, il semplice bilanciamento su base annuale di domanda e offerta non è sufficiente, a causa della necessità di bilanciamento fra immissioni e prelievi di energia anche su base oraria in ogni zona rilevante della rete elettrica. In tal senso, in ipotesi di pieno raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione, la realizzazione dello scenario così elaborato necessita dell’introduzione di sistemi di storage volti a garantire la disponibilità di energia elettrica esattamente quando necessaria per il soddisfacimento della domanda. Uno dei maggiori limiti della generazione eolica e fotovoltaica è proprio legata alla non programmabilità della produzione, la quale può determinare ore di overgeneration, in cui la produzione di energia supera la domanda, e ore di undergeneration (o deficit elettrico), in cui la domanda risulta maggiore della totalità della produzione elettrica oraria.

Attualmente, oltre ai pompaggi idroelettrici, due sembrano i sistemi di storage in grado di supportare lo sviluppo di ingente potenza da fonti non programmabili: i sistemi di accumulo a batteria, e la produzione di idrogeno, che, tramite un processo di elettrolisi che utilizza come input l’elettricità in eccesso e acqua, può essere immagazzinato e riconvertito in elettricità in un secondo momento.

Questi due sistemi di accumulo potrebbero avere ruoli parzialmente differenti nel sistema elettrico pienamente decarbonizzato: le batterie riuscirebbero a sopperire al problema di scissione temporale, mentre l’idrogeno come meccanismo di scissione anche spaziale della produzione di energia. Ciò è dato dalla natura sostanzialmente stazionaria delle batterie, che possono prelevare ed immettere in rete dallo stesso nodo; mentre l’idrogeno può essere prodotto in un luogo e trasportato in un altro.

In particolare, con scissione temporale, si fa riferimento alla possibilità di accumulare energia in modo da poterla utilizzare in momenti diversi della giornata e/o in assenza di fonti rinnovabili che producano energia elettrica; nel caso delle batterie, queste permettono un accumulo durante le ore di sole o in presenza di vento, per poi utilizzare l’energia durante la notte, nei giorni nuvolosi e/o in assenza di vento.

Con scissione spaziale invece, si fa riferimento al problema di trasporto dell’energia; la letteratura suggerisce che, la futura disposizione di energia rinnovabile proverrà dal Sud Italia, che è il luogo più idoneo dove installare fotovoltaico ed eolico grazie alle condizioni climatiche favorevoli. La domanda di energia però, proverrà principalmente dal Nord Italia, che attualmente è la zona più industrializzata della penisola e con un elevato consumo di energia. Il problema riguarda quindi, il trasporto di energia dal Sud al Nord Italia. Attualmente, nel caso delle batterie, non è stato ancora individuato un modo per risolvere tale problematica e consentirne lo spostamento.

Riassumendo, la produzione di energia da fonti rinnovabili non programmabili crea due problemi distinti:

• si produce anche durante le ore in cui non è necessario, ovvero quando la domanda energetica è già stata soddisfatta o è scarsa, ma non sempre si produce nelle ore ad alta domanda;
• la produzione di elettricità avviene in zone dove non è necessaria o, al contrario, scarseggia dove è fortemente domandata.

Di conseguenza, il sistema elettrico deve riuscire a sopperire a queste problematiche per poter utilizzare in modo ottimale la produzione da fonti rinnovabili non programmabili.

2. Quali tecnologie a disposizione?

Lo sviluppo tecnologico risulta, infatti, fondamentale in quanto principale driver per la riduzione dei costi dei sistemi di accumuli e per lo sviluppo di sufficiente capacità a livello mondiale. Rispetto ad altre soluzioni come batterie al piombo (Pb-acido), batterie sodio-zolfo (NaS), batterie al sodio e nichel cloruro (NaNiCl2) o le batterie a flusso redox, la tecnologia dominante per l’elettronica portatile, per i veicoli elettrici e i sistemi di accumulo è quella delle batterie agli ioni di litio (LIB). L’efficienza del ciclo della maggior parte dei dispositivi elettrici ed elettrochimici raggiunge attualmente il 95%.

Benché gli ioni di litio possano avere una durata del ciclo limitata, rispetto alle batterie Redox o Na–S, queste ultime richiedono ancora un forte progresso tecnologico prima di poter competere con le LIB. Finora, per i progetti relativi all’integrazione di impianti fotovoltaici su larga scala, la tecnologia agli ioni di litio è la soluzione più utilizzata per l’accumulo di energia elettrica, utilizzata per il consolidamento della capacità e il time-shift delle immissioni in rete. 

Inoltre, dal 1995 ad oggi, i prezzi delle batterie agli ioni di litio per l’elettronica di consumo sono diminuiti di oltre il 90%. Per i veicoli elettrici, i prezzi degli ioni di litio sono diminuiti di quasi il 90% dal 2010, mentre per le applicazioni fisse, inclusa la gestione della rete elettrica, sono diminuiti di circa due terzi nello stesso periodo. I dati mostrano che tra il 2010 e il 2017, i prezzi delle batterie sono diminuiti dell’80%, raggiungendo circa 200euro/kWh, e si stima che il prezzo potrà raggiungere i 100 euro/kWh entro i prossimi otto anni.

In ogni caso, non è possibile prevedere con certezza cosa accadrà in futuro. Infatti, anche se attualmente ad uno stadio di sviluppo iniziale, le altre tecnologie citate potrebbero sostituire, del tutto o in parte, le batterie agli ioni di litio. A supporto di ciò, anche ARERA, all’interno del DCO 393/22, richiede a Terna di stilare un rapporto nella quale indicare le diverse tecnologie di stoccaggio elettrico (anche quelle in fase di sviluppo), le principali caratteristiche prestazionali, le tempistiche di realizzazione con i relativi costi e l’evoluzione nel tempo all’interno del sistema elettrico italiano, attraverso analisi di sensitività rispetto ai principali rischi connessi alla specifica tecnologia. Tale studio dovrà essere aggiornato da Terna con cadenza regolare.

3. Scenari al 2050. Il ruolo del biometano

Come delineare scenari al 2050? Per la stima del fabbisogno di capacità di accumulo è stato calcolato il nuovo mix energetico in grado di soddisfare l’aumento della domanda di energia elettrica previsto per quella data e, allo stesso tempo, rispettare i target di lungo termine di decarbonizzazione relativamente al peso delle fonti rinnovabili nel mix stesso (si rimanda sempre al Position Paper n. 210). 

Per calcolare la capacità di accumuli necessaria a soddisfare il fabbisogno energetico al 2050, si è reso necessario sviluppare un modello con profilo orario di domanda e di produzione (per una trattazione dettagliata rimandiamo alla long version di questo documento). Una volta ottenuto un primo bilancio elettrico orario al 2050, in cui in tutti i giorni dell’anno sono presenti ore in surplus e ore in deficit energetico, si è affrontato un ulteriore problema, ovvero come coprire le ore di deficit con fonti flessibili.

La risposta è stata che in un contesto di totale decarbonizzazione, il biometano rappresenta l’unica risorsa programmabile disponibile per la produzione di energia elettrica (le importazioni sono considerate in misura minore e sono particolarmente sensibili ai cambiamenti climatici e alla situazione energetica dei paesi confinanti). Nella simulazione effettuata, esso è stato ripartito su base oraria, attivando gli impianti a biometano quando l’impianto fotovoltaico non produce energia.

Le stime sul potenziale teorico di biometano producibile in Italia al 2050 presumono una disponibilità pari a 13 miliardi di metri cubi (corrispondenti a circa 70 TWh, a cui si ipotizza di aggiungere ulteriori 40 TWh da materia prima importata). Nonostante si preveda tale livello di produzione potenziale, è ragionevole ipotizzare che non tutto il biometano sarà impiegato per la produzione di energia elettrica, potrà essere destinato ad altri usi, come quello dei trasporti. L’utilizzo del biometano per trasporti in ottica 2050 deve però tener presente l’evoluzione della disciplina europea relativa allo stop del motore termico: attualmente l’accordo UE ricomprende anche i motori alimentati con e-Fuel, tra i quali rientra il biometano. In conclusione, gli scenari elaborati assumono, a seconda dei casi un utilizzo esclusivo del biometano per la produzione di energia elettrica o un suo utilizzo solo parziale.

La variabile risultante rispecchia un secondo bilancio elettrico, che presenta ancora delle ore in surplus e in deficit. Nel nostro caso, abbiamo considerato la possibilità di compensare parte di questo deficit accedendo alle importazioni, pari a 20 TWh annui, ripartite su base oraria e con un livello orario massimo stabilito, in modo da garantire l’utilizzo della risorsa per tutto il periodo considerato.

Terminate tutte le risorse programmabili a disposizione del nostro ipotetico mix energetico al 2050, il deficit risultante va necessariamente coperto mediante l’uso di sistemi di accumulo, che dovranno accumulare energia durante le ore di surplus e rilasciarla nelle ore residue di deficit.

L’obiettivo è quello di individuare una capacità di batterie che minimizzi il deficit cumulato ora per ora e consenta di concludere l’anno, il 31 dicembre, con un tasso di riempimento delle batterie pari a quello iniziale, in modo da rendere il processo sostenibile e ripetibile per più anni consecutivi.

4. La capacità di stoccaggio

A prescindere dalle analisi sulle quantità finali da installare nel lungo termine, è certo che nel breve termine si renderanno necessari un certo numerodi sistemi di accumulo per sopperire alle discrasie tra produzione da energie rinnovabili intermittenti e picchi di domanda. Non aiuta, in questo contesto, il fatto che le opportunità di sfruttamento degli accumuli siano anch’esse dipendenti dalla disponibilità di sole e vento, dato che sarebbero principalmente destinati ad accogliere energia elettrica contestualmente alla diffusione pervasiva di fotovoltaico ed eolico. Si è discusso, dunque, a proposito di un intervento pubblico, sulla scia concettuale dei primi supporti a favore delle rinnovabili quando ancora non erano pienamente competitive.

La struttura dell’intervento, in questo caso, sembra voler prendere la forma di aste per l’assegnazione di capacità, invece che di schema a sussidi diretti. Su spinta del decreto legislativo 210/2021, Arera ha dato mandato a Terna di delineare i regolamenti per tali aste, secondo le indicazioni contenute nel DCO 393/2022, pubblicato ad agosto 2022.  I nuovi mercati che si vengono a creare, secondo quanto riportato nel DCO 393/2022, sono due: un mercato per l’approvvigionamento a termine di capacità di stoccaggio e un mercato, logicamente successivo, di prodotti di time-shifting.

Il primo mercato si basa su delle aste competitive di approvvigionamento di capacità di stoccaggio in cambio di un premio annuale basato sulla capacità messa a disposizione. La frequenza e della tipologia delle aste si basa su una proposta di progressione temporale del fabbisogno della capacità di stoccaggio articolato su base geografica avanzato da Terna, sentita l’Autorità, e approvato dal Ministero, le cui logiche tengano in considerazione quelle che sono le prospettive di allacciamento rinnovabili e di investimenti per ampliare le infrastrutture di rete.

In cambio del premio annuale, gli aggiudicatari dovranno rendere disponibile la capacità contrattualizzata a soggetti terzi che abbiano acquistato prodotti di time-shifting, disponibili su una piattaforma dedicata realizzata e gestita dal GME, a cui possono partecipare gli operatori di mercato abilitati.

I prodotti di time-shifting altro non sono che il diritto di immagazzinare energia prodotta in un determinato momento in uno (o più) degli stoccaggi vincitori delle aste allo step precedente, per poi poterla immettere in rete successivamente. La durata del periodo di immagazzinamento è ciò che contraddistingue i diversi prodotti di time-shifting, che possono essere giornalieri, settimanali, mensili, annuali o pluriennali.

Tutto quanto appena descritto è valido per impianti di accumulo di nuova realizzazione, i quali ricevono il premio annuale da Terna come unica remunerazione. Gli impianti di accumulo già esistenti, invece, possono richiedere di essere inseriti in una delle pool e di partecipare al meccanismo di assegnazione degli ordini derivanti da prodotti di time-shifting: essi non riceveranno premi da Terna (in quanto non saranno titolari di alcun contatto standardizzato), ma potranno ottenere i corrispettivi di pagamento del prodotto di time-shifting associato alle varie attivazioni. Gli impianti di accumulo titolari di contratti standardizzati (e che, dunque, ricevono il premio annuale da Terna) non ricevono il corrispettivo per il pagamento dei prodotti di time-shifting, che viene incassato da Terna a (probabilmente parziale) compensazione dell’erogazione dei premi annuali.

Infine, cosa accade se non si riesce ad allocare completamente le capacità messe a gara? Siccome per motivazioni di sicurezza del sistema è necessario che vengano comunque allocate, si potrebbe delineare un meccanismo che permetta a Terna di intervenire direttamente, investendo nella capacità mancante. Ciò, porterebbe il gestore di rete a possedere e gestire direttamente alcuni sistemi di accumulo: mentre esiste compatibilità dal punto di vista della sicurezza del sistema, questa soluzione risulta inoltre in contrasto con le norme di unbundling funzionale e, per questo, la Commissione Europea è intervenuta direttamente legiferando in merito alla gestione diretta di impianti di accumulo da parte dei TSO.