2.3 Barriere tecnologiche e di sistema

Proposta 2.2.2 Standardizzazione dei contratti Power Purchase Agreement e Garanzia pubblica. Per incentivare i consumatori privati a stipulare contratti PPA, proponiamo che si proceda ad una creazione di una versione “standard” di contratto PPA, che preveda anche una garanzia pubblica a tutela di eventuali perdite nel caso in cui il prezzo dell’energia dovesse scendere al di sotto di una certa soglia, che dovrà essere accuratamente stimata, tenendo conto del fisiologico calo di prezzo delle rinnovabili in futuro a seguito della loro rapida espansione.

2.3 Barriere tecnologiche e di sistema LA SITUAZIONE OGGI

L’aumento della percentuale di energia proveniente da fonti rinnovabili pone grandi sfide per il funzionamento del sistema elettrico, per tre ragioni61: 1. non programmabilità degli impianti dovuta alla volatilità della produzione di rinnovabili; 2. eccesso di produzione localizzata di energia rispetto alla domanda, dovendo localizzare la produzione di rinnovabili dove c’è maggiore disposizione di risorse naturali, che non sempre è vicino ai principali luoghi di consumo; 3. caratteristiche tecniche degli impianti FER (assenza di elementi rotanti dotati di inerzia meccanica sufficiente, collegamento puramente elettronico alla rete elettrica con ridotta capacità di regolazione della frequenza e della tensione, produzione discontinua e non programmabile dell’energia in DC ecc.).

Per questo, la transizione sempre più importante verso le FER creerà problemi sulla rete nella fase di dispacciamento62. E’ fondamentale quindi agire sul potenziamento del sistema di gestione della rete elettrica, che si occupa di soddisfare due esigenze fondamentali: 1. mantenere costantemente in equilibrio la produzione ed il consumo; 2. rispondere rapidamente ad una momentanea variazione di domanda di energia.

Per mantenere in equilibrio il sistema e rispondere ai picchi di domanda, sono necessari impianti agili, come quelli tradizionali, che possano passare rapidamente dal 50% al 100%, o viceversa, della capacità produttiva. Gli impianti rinnovabili non hanno questa caratteristica perché possono al massimo ridurre l’energia prodotta (curtailment) sostenendo però il costo della mancata produzione. Una prima soluzione consiste nel potenziare i sistemi di stoccaggio dell’energia rinnovabile in eccesso. Infatti, la scarsa flessibilità e programmabilità della produzione di rinnovabili fa sì che un grande quan-

61 Fonte: Piano di Sviluppo 2020 di Terna 62 Il dispacciamento è il servizio che permette la garanzia di erogazione dell’energia in ogni momento della giornata e su tutto il territorio nazionale, coprendo in ogni istante l’equilibrio tra la domanda e l’offerta sulla rete elettrica

titativo di energia possa essere prodotto quando la domanda non lo richiede. Questa energia può essere stoccata in impianti di accumulo, in modo che sia disponibile quando la domanda lo richiede e le risorse naturali sono più scarse. Gli impianti di stoccaggio da soli non sono però sufficienti a garantire l’equilibrio della rete. Pertanto, è necessario mantenere in vita alcuni impianti “tradizionali”. Il sistema elettrico necessita infatti di impianti che abbiano “inerzia meccanica” per garantire la stabilità della frequenza di rete. A differenza degli impianti rinnovabili, gli impianti tradizionali possono garantire l’inerzia e quindi il bilanciamento della rete. Gli impianti tradizionali sono però molto grandi e quindi hanno costi fissi molto alti. In un mondo dominato dalle rinnovabili, i prezzi di mercato dell’energia spot (sul mercato del giorno stesso) sono destinati a scendere moltissimo perché, a differenza dell’energia tradizionale, le rinnovabili hanno un costo marginale di produzione quasi nullo63. In questo scenario, gli impianti tradizionali opereranno sempre meno e ad una sempre più bassa remunerazione, col rischio che non riescano a coprire i costi. Per evitare che questi impianti, gestiti da privati, chiudano, bisogna fornire loro delle garanzie di remunerazione, in modo da garantire una “capacità” minima di disponibilità.

Per quanto riguarda il secondo problema, ovvero la localizzazione degli impianti di produzione delle rinnovabili, che si trovano spesso dove le risorse naturali sono più concentrate (per esempio il fotovoltaico al Sud), è necessario avere un’infrastruttura solida ed efficiente di trasferimento dell’energia dai luoghi di produzione a quelli di consumo.

Per garantire il corretto funzionamento di un sistema elettrico basato su fonti di energia rinnovabili sono quindi necessari: 1. impianti e infrastrutture di rete flessibili, in grado di modulare la propria produzione in modo da garantire l’equilibrio generale tra produzione e consumo; 2. un’infrastruttura di rete sufficientemente interconnessa e che garantisca il trasporto dell’energia dalle zone dove la produzione zonale è in eccesso rispetto al consumo a quelle dove la domanda zonale è in eccesso rispetto alla produzione; 3. un nuovo paradigma della rete elettrica, attualmente puramente radiale, cioè dal grande punto di generazione al grande centro di consumo, includendo invece anche le risorse di generazione distribuite sulle reti di bassa e media tensione gestite dal Distributore.

Con l’aumentare dell’apporto di energie rinnovabili, la rete avrà bisogno di una maggiore capacità di stoccaggio dell’energia elettrica, 3 GW entro il 2025 e 6 GW al 2030. L’Italia è già un Paese con una forte presenza di impianti di accumulo di energia, sotto forma di impianti idroelettrici di pompaggio (ca 7.7 GW). Tuttavia, la creazione di nuovi impianti di pompaggio per immagazzinare l’energia in eccesso delle fonti rinnovabili ha vari ostacoli, che li ren-

dono inadeguati, da soli, a fornire la capacità di accumulo necessaria al sistema: • carenza di siti adatti alla creazione di nuovi impianti; • complessità ingegneristica per la creazione di questi impianti; • elevato Levelized Cost of Energy(LCOE64), tra 249 e 440 $/MWh; • tempi di realizzazione molto lunghi (>5 anni); • caratteristiche tecniche parzialmente inadeguate a fornire alcuni servizi di stabilizzazione della rete elettrica.

La creazione di nuovi impianti di pompaggio è indispensabile sul lungo periodo, essendo impianti longevi ed efficaci. Tuttavia, non sono da soli sufficienti a supportare la rapida transizione ecologica che il Paese dovrà affrontare nei prossimi anni, rendendo quindi necessarie altre tecnologie di accumulo. Allo stato attuale, la soluzione più adatta sono gli accumuli elettrochimici o batterie (a oggi, la tecnologia predominante è quella agli ioni di litio, ampiamente diffusa nell’elettronica di consumo e nella mobilità elettrica). Il principale ostacolo alla diffusione di accumuli elettrochimici è il loro costo elevato (LCOE: 130 $/MWh per impianti utility-scale, anche maggiore per taglie inferiori), che fa sì che non siano attualmente un investimento economicamente efficiente sul mercato, in assenza di schemi incentivanti e di un adeguato inquadramento regolatorio.

Gli accumuli elettrochimici, infatti, sono capaci di fornire una moltitudine di servizi ai sistemi elettrici: immagazzinano l’energia in eccesso prodotta dalle fonti rinnovabili per reimmetterla in rete nei momenti in cui la domanda è maggiore (energy shifting), supportano la rete fornendo o assorbendo in tempi rapidissimi picchi di potenza per regolare la frequenza e la tensione (e in questo sono molto più efficienti dei tradizionali impianti a gas, ma anche dei pompaggi), compensano la variabilità nella produzione rinnovabile, rendendola più flessibile e prevedibile (capacity firming). Sono inoltre valide alternative o complementi all’ampliamento della rete elettrica in snodi particolarmente critici, essendo in grado di fungere da “serbatoi polmone” in caso di congestioni, evitando che si creino veri e propri “ingorghi” di potenza, tipici dei tratti di rete più critici - come in alcune aree della Campania.

LE NOSTRE PROPOSTE

Proposta 2.3.1 Incentivi per l’installazione di accumuli elettrochimici di energia elettrica. È opportuno valorizzare la versatilità degli accumuli elettrochimici con una serie di meccanismi remunerativi, anche cumulabili (service-stacking) che permettano una remunerazione adeguata e favoriscano lo sviluppo delle batterie, in un’ottica di neutralità tecnologica (che non penalizzi nuove tecnologie emergenti rispetto al litio incum-

bent) e di individuazione di siti strategici per lo sviluppo degli impianti (che incrementino gli incentivi, per esempio, in caso gli accumuli siano costruiti in prossimità di aree critiche per la rete elettriche).

Un altro aspetto rilevante consiste nel cercare di direzionare l’installazione delle batterie con tariffe variabili in funzione della posizione rispetto alla rete di queste ultime. Infatti, le batterie sono tanto più efficaci quanto più sono vicine ai punti in cui si ha un surplus di energia. Il semplice incentivo, senza cercare di indirizzare la posizione della nuova capacità, rischia di vanificare gli sforzi e di gravare inutilmente sulle bollette o sulle casse dello Stato.

Per localizzare efficientemente l’installazione delle nuove batterie, proponiamo di definire le aree a più alta criticità, creando una sorta di “mappa”. Proponiamo poi il rimborso diretto di una quota della capacità installata (kWh), quota variabile in funzione della criticità della sua posizione. Esistono già schemi simili per quanto riguarda batterie di piccola taglia, senza la specificità della tariffa variabile. Uno di questi è stato adottato in California con il “Self-Generation Incentive Program”. La nostra proposta parte dagli accumuli elettrochimici ma, se dovessero diffondersi altre tecnologie di accumulo altrettanto o più efficienti, saranno incluse nello schema di incentivi.

Proposta 2.3.2 Consolidamento del Capacity Market65 . Il Capacity Market o “mercato della capacità” è uno strumento con cui il gestore della rete (Terna) acquista capacità di produzione di energia elettrica utilizzando aste competitive tra i produttori di energia tradizionale e i proprietari di sistemi di stoccaggio.

Per garantire adeguata remunerazione agli impianti tradizionali che forniscono elettricità alla rete quando le fonti rinnovabili non sono disponibili, proponiamo di espandere il capacity market. La prima asta si è fatta nel 2020. Il Capacity Market dovrà svilupparsi adeguatamente man mano che le FER si diffondono, insistendo sulle varie forme di accumulo (dalle batterie di compensazione al riutilizzo degli impianti a pompaggio idroelettrico).

Per incrementare la flessibilità del sistema e allo stesso tempo diminuire le emissioni, proponiamo che anche gli impianti a fonti rinnovabili integrati con sistemi di accumulo possano partecipare alle aste del capacity market.

Proposta 2.3.3 Interventi per il potenziamento e l’efficientamento della rete elettrica. Proponiamo di effettuare un piano di investimenti che potenzi in maniera importante l’infrastruttura fisica, in particolare le interconnessioni con la rete europea e le dorsali Nord–Sud per il trasferimento dell’ energia.