Lo storage, tecnologia in continua crescita, sarà la chiave di volta per il processo di decarbonizzazione e di rinnovamento in chiave green. Conoscere i player del settore, le opportunità dell’autoconsumo e l’applicazione tecnica diventano dunque un must per i professionisti della filiera.
L’accumulo dell’energia elettrica, per i diversi impieghi, da quello per la trazione elettrica allo storage stazionario, vede uno sviluppo fortissimo, con importanti investimenti mirati alla sostituzione delle fonti di energia fossili con l’alternativa solare fotovoltaica ed eolica. I motivi di questa espansione esponenziale sicuramente si possono ricercare nella spinta green dell’opinione pubblica e nella forte attività di ricerca e sviluppo di tecnologie al litio più performanti e più economiche.
Il futuro dello storage
In un recente report del U.S. Department of Energy, facendo riferimento a stime globali, la capacità dei sistemi di storage per la mobilità e stazionari potrà crescere al 2030 fino a circa 2 TWh, che corrispondono a circa 5 volte il mercato odierno, indicativamente di 400 GWh. Nell’ambito dell’accumulo stazionario, i sistemi di storage trovano applicazione negli impianti di generazione distribuita, principalmente fotovoltaici, con l’obiettivo di incrementare l’autoconsumo dell’energia green e in parte, in sistemi molto più grandi, di regolare e stabilizzare la rete elettrica.
L’EU Market Outlook prevede che nel 2021 la crescita dei sistemi di accumulo stazionari possa riprendere con un tasso a due cifre, dopo che gli effetti della pandemia si saranno attenuati, con una stima per il 2022 di crescita di 1 GWh di capacità, che corrispondono a circa 140.000 sistemi installati all’anno, e una proiezione al 2024 a circa 7GWh. Il potenziale per i sistemi di accumulo è infatti elevatissimo: si stima che in Europa solo il 7% degli impianti fotovoltaici abbiano già connesso uno storage e che il 90% degli edifici sia ancora privo di impianto fotovoltaico!
La spinta green in Italia
Nella classifica dei paesi EU con la più larga diffusione degli accumuli stazionari l’Italia si posiziona al secondo posto con il 12%, dopo la Germania al 66%, come evidenziato in Figura 2. La spinta green in Italia è interpretata dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) del 2020 con obiettivi ambiziosi di espansione della potenza fotovoltaica ed eolica in abbinamento a sistemi di accumulo per 10 GWh (comprendendo anche pompaggi e sistemi elettrochimici di grande taglia); maggiori informazioni si possono ottenere a tal proposito scaricando la pubblicazione Sistemi Energetici 4.1 di VP Solar.
La spinta per lo storage italiano è iniziata dapprima con la possibilità della detrazione fiscale del 50% e in alcune regioni, ad esempio Lombardia e Veneto con degli incentivi dedicati; altre regioni hanno attivato progetti particolari come la Puglia e la Sardegna. Dal 2020, grazie al DL Rilancio n.34, l’accumulo viene incentivato come intervento trainato nel Superbonus 110% con un limite di spesa massimo di 48.000€ ed unitario di 1.000 €/kWh. La previsione per l’Italia dell’osservatorio europeo anticipa una ovvia frenata del mercato per l’effetto del Coronavirus, ma una ripresa sostenuta per gli anni a venire, con incrementi annui di circa il 16- 17%, come rappresentato in Figura 3.
Da un recente sondaggio di EuPD Research condotto tra gli installatori italiani, nel 2021, praticamente tutti (il 97%) propongono il sistema di accumulo in abbinamento all’impianto fotovoltaico. Già l’incremento dei sistemi installati è evidente dagli 80MW/168MWh del marzo 2019 a 170MW/267MWh nell’ottobre 2020, praticamente 100MWh in 19 mesi.
Nuovi orizzonti per l’accumulo: le Comunità Energetiche
Nuovi orizzonti per i sistemi di accumulo elettrochimico si aprono anche con l’introduzione delle Comunità Energetiche (di autoconsumo collettivo) e la possibilità per le Aggregazioni di sistemi di accumulo di fornire servizi di dispacciamento alla rete elettrica. Le configurazioni di autoconsumo collettivo, introdotte dalla direttiva europea RED II e regolamentate in Italia dal D.L. 162/2019, dalla Legge 8/2020 e successivi provvedimenti regolatori, trovano infatti un gran vantaggio quando l’energia prodotta e non consumata direttamente può venire prima accumulata e successivamente fatta usufruire agli aderenti alla comunità energetica sempre nella forma di “energia autoconsumata” (per approfondimenti è possibile partecipare ai webinar gratuiti registrandosi su sul sito VP Solar).
La notevole diffusione dei piccoli sistemi di accumulo di capacità inferiore ai 20kWh, installati in abbinamento ad impianti fotovoltaici, può essere sfruttata in maniera aggregata, la cosiddetta Virtual Power Plants (VPP), per la partecipazione al mercato dei servizi di bilanciamento della rete elettrica ottenendo una buona remunerazione. Anche i veicoli elettrici potenzialmente possono erogare servizi di bilanciamento alla rete elettrica, essendo questi connessi per la ricarica; in questo caso sono molti i parametri da considerare come lo stato di carica della batteria (SoC) alla fine del periodo stabilito, la potenza erogabile e il numero massimo di cicli per evitare una precoce usura della batteria.
La tecnologia del litio e il costo
Molti report di settore mostrano che i filoni di sviluppo più comuni sulle batterie agli ioni di litio si sono concentrati sul miglioramento delle caratteristiche della tipologia NMC (litiomanganese- cobalto), in partico- lare sulla riduzione della quantità di cobalto, essendo il materiale più costoso, passato da circa il 33% al 10% sul totale delle materie prime utilizzate per la produzione, e a nuovi composti chimici “metallici”. Probabilmente le batterie del tipo NMC continueranno a essere la scelta preferenziale per le applicazioni di accumulo di energia e per la mobilità per quasi un altro decennio, con una quota di mercato del 35%, seguite dalla tecnologia LFP (ferro fosfato) e NCA (ossido di alluminio) con un mercato combinato del 40%.
Le batterie agli ioni di litio (Li-ion) sono in vista dell’obiettivo di prezzo dei fatidici 100 $/kWh (dei battery pack) grazie ad economie di scala e ai miglioramenti del processo di produzione, evidenti nell’aumento delle gigafactories agli ioni di litio. Per consentire all’Europa di giocare un ruolo chiave nella tecnologia delle batterie e nella produzione di massa, la Commissione europea ha varato già nel 2017 un programma denominato European Battery Alliance. Il programma vuole recuperare il ritardo competitivo accumulato rispetto ai produttori asiatici e americani con specifici investimenti in ricerca e sviluppo e finora comprende lo stanziamento di circa tre miliardi di euro di fondi d’investimento per lo sviluppo di batterie al litio.
Quale schema per l’accumulo?
Per l’installazione di un sistema di accumulo è importante attenersi agli schemi previsti dalla norma CEI e alle regole applicative del GSE; per comodità definiamo alcune dizioni tratte dalla Guida Storage di VP Solar: – “a monte” identifica i circuiti verso la rete, “a valle” identifica i circuiti verso l’impianto dell’utente; – “lato produzione” si intende a valle del misuratore dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico, “lato post produzione” si intende il viceversa.
Configurazione e installazioni dello storage
Configurazione 1A e 1B: sistema di accumulo lato produzione
Il sistema di accumulo è installato a valle del contatore dell’energia prodotta (M2), può anche prelevare energia dalla rete di distribuzione e sono previsti due schemi di connessione del sistema di accumulo all’impianto: » 1A – lato produzione DC dove è presente un unico inverter che gestisce sia l’impianto fotovoltaico che la batteria; » 1B – lato produzione AC dove il sistema di storage ha un proprio inverter indipendente.
Configurazione 2: Sistema di accumulo post produzione lato AC
Il sistema di accumulo risulta collegato a monte del contatore di produzione dell’energia prodotta e a valle del contatore di scambio, viene detto anche post produzione. In questa modalità lo storage è del tipo “lato AC” ed è prevista solamente la versione bidirezionale dei sistemi di accumulo. Questa è la configurazione più diffusa per l’applicazione dei sistemi di storage in impianti esistenti ed incentivati perché ne mantiene la distinzione netta dall’impianto fotovoltaico: viene infatti generata una nuova sezione d’impianto sul portale di Terna. Gli schemi che prevedono l’accumulo installato “lato AC” dell’impianto, essendo l’inverter del sistema di storage e l’inverter del fotovoltaico due macchine distinte, prevedono che la potenza dell’accumulo si sommi alla potenza dell’inverter fotovoltaico. Nei sistemi connessi in DC l’inverter che gestisce lo storage e la produzione di energia dal fotovoltaico è una macchina unica; la potenza che viene fornita è al massimo pari a quella dell’unico inverter presente. Da un punto di vista teorico, l’efficienza di questo schema di connessione è leggermente maggiore di quella per la connessione Lato AC.
Hai bisogno di ulteriori informazioni sulle possibili combinazioni di batterie e inverter? Scarica gratuitamente la Guida Storage 2021 di VP Solar!
Articolo a cura di VP Solar
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