Fotovoltaico e sistemi di accumulo verso un modello di sharing economy

 

 

 

Uno dei problemi attuali per la diffusione delle energie rinnovabili nasce dalla loro caratteristica principale che è quella di produrre energia intermittente. I sistemi di accumulo potrebbero diventare il futuro per tali fonti di energia.

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Con le rinnovabili non programmabili sempre più protagoniste, il tema dello storage è quindi centrale nel dibattito sul futuro del mondo elettrico; gli accumuli diventano sempre più necessari per garantire sicurezza ed efficienza del sistema, e suscitano interesse anche da parte dei piccoli produttori da eolico e fotovoltaico, ma la loro diffusione incontra diversi ostacoli, soprattutto di carattere economico.

Da un paio di anni le grandi compagnie elettriche europee si stanno confrontando con un nuovo attore che ha fatto irruzione nel sistema elettrico, il prosumer, cioè il consumatore della generazione distribuita, che oltre a consumare energia è anche produttore; in tal senso è di particolare interesse il pacchetto fotovoltaico-sistemi di accumulo, che consente agli utenti di ridurre di netto i prelievi o addirittura di staccarsi dalla rete.

In questo articolo, il Dottor. Marco Sambati, membro del Comitato Scientifico del Cetri, fa il punto della situazione di tale nuovo sistema di energia distribuita, evidenziando i benefici per il sistema elettrico e per gli utenti, le tecnologie attualmente disponibili sul mercato, gli esempi presenti sul mercato europeo e non solo ed alcuni esempi di incentivazione di sistemi di accumulo.

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Il quadro normativo in cui si colloca in Italia l’installazione di sistemi di accumulo negli impianti fotovoltaici residenziali è pressoché inesistente e questo rende difficile avviare investimenti certi. Un studio nazionale effettuato da ANIE Energia sui sistemi di accumulo elettrochimico evidenzia notevoli vantaggi non solo per il sistema elettrico, ma anche per l’utente finale; secondo i dati, la diffusione di questa tecnologia con l’immagazzinamento dell’energia generata in eccesso durante il giorno, oltre ad incrementare l’autoconsumo di energia fotovoltaica dal 30 al 70%, garantirebbe al sistema elettrico la possibilità di bilanciare la rete, attenuando l’impatto sulla rete  elettrica di tutta l’energia prodotta dalle rinnovabili in eccesso, garantendo inoltre l’affidabilità e la stabilizzazione della rete.

 

Qualora si usufruisca della detrazione fiscale del 50% l’acquisto di un impianto fotovoltaico residenziale abbinato con batteria è attraente già adesso solo l’aspetto economico (attualmente un impianto FV da 3 Kwp dotato di batteria al piombo da 5,5 kwp ha un costo di circa 14.000 euro). L’Agenzia delle Entrate ha precisato che la detrazione fiscale IRPEF del 50% per l’installazione di pannelli fotovoltaici, si estende anche ai sistemi di accumulo installati contestualmente o successivamente all’impianto FV di potenza non superiore a 20KW e posto direttamente al servizio dell’abitazione dell’utente.

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Secondo lo stesso studio, una diffusione massiccia di sistemi di accumulo per il fotovolataico residenziale, porterebbe al sistema elettrico benefici netti per oltre 500  milioni di euro, riducendo la necessità di realizzare nuove infrastrutture di rete e permettendo di rinunciare ad una quota di potenza termoelettrica, riducendo sensibilmente il picco di domanda serale; in questo senso sarebbe opportuno un quadro normativo chiaro che consentirebbe di avviare investimenti certi in una fase in cui il costo delle batterie si sta sensibilmente riducendo, con benefici anche per la crescita del settore della mobilità elettrica.

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La diffusione di tale tecnologia permetterebbe di immagazzinare l’energia generata in eccesso durante il giorno, consentendone il riutilizzo di sera e di notte, oltre a costituire una prima risposta al problema dell’overgeneration, incrementerebbe l’autoconsumo di energia fotovoltaica dal 30 al 70%. Effetti positivi si avrebbero anche sulla rete elettrica; installando un sistema di accumulo in un impianto fotovoltaico residenziale, l’impatto sulla rete negativo dell’energia prodotta ad intermittenza dalle fonti rinnovabili sarebbe infatti attenuato, con effetti anche nella riduzione dei costi di sistema, appiattendo i picchi, e riducendo le perdite di rete.

Per l’utente finale si potrebbe ottenere un incremento della potenza disponibile, senza modifiche contrattuali ed oneri aggiuntivi.

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Attualmente esistono per gli impianti residenziali tre famiglie di tecnologie disponibili, quella più comune è quella delle batterie al piombo che rende già conveniente il sistema in tempi veloci, ma che ha delle controindicazioni in termini di aspettativa di vita e richiede luoghi di installazione dedicati. Le altre due tecnologie di stoccaggio, batterie al litio ed a base di sodio, sono ancora in una fase iniziale che determina costi elevati e un ritorno degli investimenti non rapido, tuttavia i costi si stanno gradualmente riducendo e per i prossimi 3-5 anni è previsto un calo di circa il 40-50% dei prezzi delle batterie, che faciliterà una diffusione capillare della tecnologia, con rendimenti di efficienza di circa 10 volte rispetto alle analoghe batterie al piombo.

I costi delle batterie sono destinati a calare molto rapidamente ed insieme alle batterie è prevista una sensibile riduzione di tutte le altre componenti – dall’inverter, alla connessione; secondo uno studio della Goldman Sachs il calo dei prezzi nei prossimi 5 anni sarà di oltre il 60% e le batterie al litio costeranno quasi la metà al 2020 e si passerà da una produzione attuale di 60GWh a 180-200 entro il 2025, trainato soprattutto dall’automotive.

 

 

In Italia Enel Green Power e Terna stanno sperimentando tecnologie differenti nel campo dello storage di rete per i grandi impianti; in Basilicata è stato inaugurato da Enel il primo sistema di storage ad un parco fotovoltaico su un impianto esistente a Catania di 10 MW; è stato abbinato all’impianto di pannelli solari una batteria al sodio-clorulo di nichel da 1 MW di potenza. L’investimento è ammontato a circa 2,5 milioni di euro. Il progetto nasce dall’esigenza di assorbire i picchi giornalieri di generazione elettrica dell’impianto, considerando che la potenza dello stesso (10 MW) è superiore alla capacità di connessione della rete elettrica (8MW).

Oltre all’impianto di Catania è in fase avanzata la realizzazione a Potenza Pietragalla, di un parco eolico da 18 MW equipaggiato con batterie Samsung agli ioni di litio da 2 MW, più potente perché maggiore è la variabilità della fonte eolica.

Ma il futuro dei sistemi di accumulo sarà l’idrogeno; l’idrogeno è il gas più diffuso nell’universo e sulla terra è molto abbondante nella forma combinata con altri elementi, come l’acqua, ma anche composti organici (idrocarburi, biomasse, ecc.); dalla reazione di idrogeno con ossigeno viene emesso vapore acqueo. L’elettrolisi è il processo chimico utilizzato per estrarre idrogeno dall’acqua che viene poi accumulata in una cella a combustione (fuell cell).

In tal senso il progetto Myrte, installato ad Ajaccio, rappresenta l’esempio del più grande impianto fotovoltaico con sistema di accumulo ad idrogeno. Myrte è l’acronimo di Missione idrogeno rinnovabile per l’integrazione alla rete elettrica, il cui costo si aggira circa sui 21 milioni di euro ed è stato finanziato dalla collettività della Corsica, dalla Francia e dall’UE.

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Fotovoltaico abbinato a sistemi di accumulo e veicoli elettrici con l’aumento delle loro tecnologie e conseguente riduzioni dei costi, cambieranno radicalmente il modello di business delle utility; alcuni studi dimostrano che l’elettricità prodotta con il fotovolatico montato sul tetto ed accumulata nelle batterie, in tempi molto brevi e forse già entro il prossimo anno, costerà in molti casi meno di quella prelevata dalla rete.

 

In Germania i produttori di energia, hanno integrato la generazione distribuita nei propri business model; E.ON. ha annunciato che offrirà al pubblico un pacchetto fotovoltaico con storage per i clienti del residenziale e le piccole imprese ed in tal senso ha siglato una partnership con Solarwatt, tra i principali operatori fotovoltaici in Germania, per lo sviluppo di sistemi di stoccaggio per l’energia elettrica. I primi modelli (fotovolatico+accumulo) saranno in vendita con prezzi tra 7.000 e 9.000 euro a secondo della taglia, mentre la sola batteria da 4,4 kwh è offerta al prezzo di 5.500 euro (profondità di scarica del 100%, efficienza del 93% e garanzia 10 anni). Gli apparecchi di stoccaggio saranno facili da installare, grazie al design modulare, e facili da espandere per aumentarne la capacità in qualsiasi momento. Conserveranno efficientemente l’elettricità generata da un impianto solare domestico e aiuteranno quindi gli utenti a ridurre permanentemente la propria spesa per l’elettricità. Il sistema di stoccaggio sarà completato da un’app energetica che permetterà al cliente di visualizzare produzione e consumo elettrico.

 

Anche un altro grande operatore dell’energia tedesca, RWE, si sta muovendo nel mondo degli accumuli; ad agosto 2015 RWE Supply & Trading ha investito 30 milioni di dollari in Stem, start-up americana specializzata in sistemi di accumulo lato utente.

Insomma, le utility tedesche sembrano aver capito che se non saranno loro a cogliere le opportunità offerte dai sistemi di accumulo, saranno altri player a farlo.

In Italia Enel Green Power ha iniziato a vendere kit con batterie al litio Tesla Powerwall, inverter e impianto fotovoltaico opzionale, gestibili via app; per ora l’offerta è partita in Sud Africa, ma l’azienda sta valutando l’ingresso in altri mercati.

 

In Germania è stato dato avvio nel 2013 un programma di incentivazione per i sistemi di accumulo abbinati agli impianti fotovoltaici; la KFW eroga attraverso le banche aderenti al programma un finanziamento agevolato a 5, 10 o 20 anni pari al 100% del costo dell’intervento. La domanda può essere presentata da cittadini, professionisti, aziende, agricoltori, mentre sono esclusi gli enti pubblici e le aziende che producono sistemi e componenti oggetto del programma. Una volta che il sistema di accumulo è entrato in funzione è possibile inoltre chiedere il 30% del rimborso del finanziamento al Ministero dell’Ambiente. Secondo uno studio della società elettrica di Francoforte, la diffusione dei sistemi di accumulo oltre a diminuire la necessità di potenziare la rete elettrica potrebbe aumentare fino al 60% la capacità della rete di accogliere energia e di far calare del 40% i picchi della domanda. Si stima che al momento l’incentivo abbia permesso di installare nel 2015 circa 15.000 sistemi di accumulo, portando il totale a 25.000 che dovrebbero diventare 100.000 entro il 2018.

La generazione distribuita ed in particolare il fotovoltaico con batteria può essere anche una alternativa a nuovi investimenti sulla rete elettrica; è quello che ha pensato SA Power Networks, il gestore di rete del South Australia, il quale da giugno fornirà ai propri clienti un kit di fotovoltaico + storage a prezzi scontati o con un affitto agevolato. Il programma partirà con una sperimentazione a Salusbury, un piccolo sobborgo a Nord d Adelaide, dove verranno installati circa 100 kit di impianti fotovoltaici con batteria, evitando così di investire sulla rete elettrica locale. Il programma sarà rivolto ad utenti con consumi sopra ai 4.000 kW/anno; a questi saranno offerti impianti da 3 KWp e sistemi di accumulo Tela e Samsumg da 6,4 KWh, al prezzo di circa 4.000 euro al cambio con il dollaro australiano, circa quindi un terzo del prezzo di mercato. Se invece si ha già l’impianto FV, la sola batteria verrà venduta al prezzo di 2.300 euro, circa il 40% del prezzo di mercato in Australia.

 

La Regione Lombardia ha recentemente pubblicato dei bandi per agevolare l’acquisto e l’installazione dei sistemi di accumulo di energia elettrica prodotta da impianti solari fotovoltaici, con un contributo a fondo perduto pari al 50% delle spese di intervento (IVA compresa) fino ad un massimo di euro 5.000,00 per ciascun intervento ammesso e un altro bando per l’acquisto e l’installazione di sistemi di ricarica domestica per veicoli elettrici per un contributo a fondo perduto fino all’80% delle spese di intervento, IVA compresa e fino ad un massimo di 1.500 euro per ciascun intervento. Il contributo a fondo perduto è cumulabile con altre forme pubbliche di contribuzione comunitarie, statali, regionali e provinciali, fino al raggiungimento del 100% delle spese ammissibili; per le imprese il contributo è cumulabile se rispetta il regime de minimis.

Il fotovolataico con accumulo abbinato con contatori intelligenti rappresenta peraltro un passaggio importante per un nuovo modello innovativo ad energia distribuita e di sharing economy; in alcuni paesi, quali gli USA e la Germania si stanno sperimentando sistemi peer to peer, con lo scambio diretto di energia rinnovabile da utente a utente.

Negli Stati Uniti, l’idea la sta portando avanti la società Transactive Grid che, approfittando di una rete di quartiere realizzata a New York dalla società LO3, sta mettendo in contatto produttori di energia da fotovoltaico e potenziali consumatori; le rete di quartiere, che permettono di essere autonome o parzialmente autonome dalla rete cittadina, sono state incoraggiate a New York dopo l’uragano Sandy.

Un’ idea simile è stata lanciata in Germania a fine 2015 dalla Sonnen Gmbh, la più grande azienda tedesca di vendita di sistemi di accumulo domestici; il concetto è quello di centrali elettriche virtuali per cui gruppi di produttori di rinnovabili di diversi tipi garantiscono la vendita di energia sulla Borsa elettrica; parallelamente è stata creata una comunità energetica di consumatori che ne garantiscono a prezzi competitivi l’utilizzo. Partecipare alla comunità costa 20 euro (il prezzo del normale canone del fornitore), mentre un sistema dia accumulo, adatto a trasformare un normale impianto FV domestico in un piccolo produttore per la comunità ha un prezzo che parte da 3.800 euro in su.

Tutta l’energia immessa in rete dagli iscritti viene venduta in tempo reale a quelli che la consumano, mentre un eventuale eccesso di produzione sarà accumulato nelle batterie o, se non bastassero, contabilizzato come credito.

Il prezzo dell’energia della comunità Sonnen è pari a 0,23 euro/kwh contro un prezzo medio in Germania per il residenziale di 0,28 euro/kwh, a cui comunque vanno aggiunte le addizionali per la rete.

Il modello applicato dalla Sonnen è un modello energetico più sostenibile e che applica alla rete elettrica la stessa filosofia di internet, modello che si ispira a quello di terza rivoluzione industriale e di sharing economy di Jeremy Rifkin e che ha avuto modo di realizzarsi in quanto sono state create le premesse di carattere politico ed amministrativo per un passaggio da un sistema elettrico centralizzato ad uno distribuito, al momento non percorribile in Italia, in quanto la vendita di energia diretta non è possibile per una serie di norme burocratiche e per l’ostilità delle grandi utilities.

L’approvazione recente da parte della Commissione europea delle nuove linee guida per la sharing economy e la proposta di legge presentata alla Camera dei deputati, la numero 3564 che qualcuno ha ribattezzato la Sharing Economy Act, rappresentano comunque una nuova strada da seguire verso un’economia collaborativa ed un cambiamento culturale della società italiana.

 

di Marco Sambati

(esperto di finanza agevolata per il Cetri-Tires e  finanziamento di sistemi di TRI)

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