Perché e come investire in storage: sviluppo di un piano economico finanziario di un SDA in Italia.
Inveco ed Ing. Andrea Girelli hanno svolto uno studio in collaborazione con Tages Capital: cioè una simulazione pratica di accoppiamento tra un impianto FV esistente e un nuovo SDA che intende partecipare al Capacity Market.
Vista la necessaria e la continua crescita di potenza installata di fonti rinnovabili non programmabili (eolico e fotovoltaico) e i loro costi in rapida discesa, i sistemi di accumulo elettrico (batterie) stanno acquistando un ruolo sempre più rilevante nei mix di generazione energetica.
Cos’è lo Storage: l’alleato delle rinnovabili
I sistemi di storage sono fondamentali per il futuro dell’energia rinnovabile.
Il loro ruolo è immagazzinare l’elettricità e renderla disponibile quando c’è maggiore necessità, fungendo da bilancia tra domanda e offerta e contribuendo a stabilizzare la rete.
Le batterie, collegate in sequenza, sono ad oggi tra i sistemi di storage più diffusi e stanno attraversando una vera e propria rivoluzione tecnologica, garantendo una maggiore efficienza, costi più bassi e un approccio design-to-recycle, mirato ad ottenere un prodotto sempre più sostenibile.
A tal proposito, sui sistemi di accumulo elettrochimici, va ricordato che il Gse ha pubblicato a Febbraio 2021 un nuovo aggiornamento delle regole tecniche volte a integrare i sistemi di accumulo energetico nella rete elettrica nazionale: tale documento, fornisce agli operatori di settore e ai soggetti responsabili tutte le indicazioni sulle disposizioni vigenti per la gestione di sistemi di accumulo integrati con gli impianti di produzione di energia elettrica, gestiti dal Gse.
Come previsto dal comma 1 dell’art. 10 della deliberazione 574/2014/R/eel, spiega il Gse, queste regole tecniche integrano i regolamenti operativi per l’accesso ai regimi di incentivazione dedicati agli impianti alimentati da fonte rinnovabile e per il loro mantenimento nel tempo, oltre alle disposizioni tecniche per il rilascio delle garanzie di origine e per l’accesso ai prezzi minimi garantiti nell’ambito del ritiro dedicato.
I contenuti dell’attuale versione, recepiscono le ulteriori disposizioni regolatorie, nonché gli aggiornamenti delle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 effettuati dal Comitato Elettrotecnico Italiano.
In Italia va segnalato poi “Il Piano industriale 2021-2025 di Terna” che ha come obiettivo di aumentare la capacità di trasporto della rete, investire in sistemi di accumulo (pompaggi inclusi) e fonti rinnovabili, il tutto per migliorare la sicurezza del sistema elettrico.
Perché e come investire in Storage.
Nello studio, citato all’introduzione dell’approfondimento, è stato preso in esame l’impianto FV esistente è quello di Giugliano di Campania, localizzato nel Mercato zonale centro Sud, avente potenza pari a 20,4 Mw.
La produzione storica (riferita agli anni 19/20/21) e’ stata graficata per ciascuna ora di ogni giorno dell’anno.
Sì è poi ipotizzato di accoppiare a tale impianto FV un sistema di accumulo del tipo Huawei 10MWh/2,5Mw, modello Luna a tecnologia modulare con scomparti da 2mwh ciascuno.
Con il supporto tecnico Huawei si è deciso di selezionare un sistema 4 ore con rate pari a 0,25 al fine di garantire, in fase di scarica, la massima copertura oraria delle ore di picco così come definite dalla disciplina sul capacity.
Tale SDA otterrebbe dunque un derating del 30% ed una CDP pari ad 1,75Mw.
La configurazione impiantistica di parallelo è dunque normata da dalla delibera 344 di Arera che prevede la creazione di una sezione dedicata M3 per il SDA, lasciando invece inalterata la contabilizzazione M2 delle’energia incentivata in conto energia.
La stessa delibera Arera specifica inoltre che non si applichino oneri di trasmissione o di sistema per l’energia prelevata dalla rete al fine di ottemperare ai cicli di carica del SDA, ne’ tantomeno il PUN, bensì che i prelievi vengano valorizzato e contabilizzati come prezzi zonali negativi.
Nel caso in esame si è ipotizzato che il SDA 4 ore selezionato vada ad offrire la propria potenza nominale (2,5 MW) per tutte le 6 ore giornaliere di picco così come definite da terna per il Capacity, andando dunque a compiere 1,5 cicli giornalieri di carica/scarica. Ovviamente nelle restanti ore diurne i cicli di carica del SDA beneficiano del parallelo con l’impianto FV.
Nel caso in esame si è scelto di dimensionare il SDA con rapporto 1:2 rispetto alla potenza nominale dell’impianto FV.
In base alle simulazioni effettuare ciò consente, su base annua, di effettuare il 90% dei cicli di carica complessivi utilizzando l’energia verde del fotovoltaico in parallelo. Dal grafico si evince infatti come anche in un mese a bassa produzione fotovoltaica come gennaio, pur nelle giornate peggiori sia cmq garantito 1/2 ciclo di carica da FV.
In questa slide vengono appunto riportate le simulazioni dei cicli di carica scarica in alcune giornate di gennaio ed aprile e come si evince il fotovoltaico prevale sulla ricarica da rete (grid).
Venendo ora agli aspetti economici in questa slide sono messi in evidenza i costi relativi al SDA in esame.
I capex dello Storage, dell’elettronica di potenza e degli oneri di connessione. Gli opex per la conduzione e il contrasto al decadimento prestazionale e infine gli oneri di inadempimento che vengono ipotizzato nulli grazie alla robustezza sia del prodotto e che della configurazione 4 ore selezionata.
Per quanto riguarda i ricavi generati dalla partecipazione di un tale sistema al Capacity Market abbiamo una pluralità di contributi positivi.
In primis c’è il premio annuo che in virtù delle recenti assegnazioni è stato ipotizzato pari a 70k/ME per 15 anni.
Dopodiché c’è il contributo derivante dall’arbitraggio che il SDA consente andando a sfruttare il differenziale di prezzo tra i cicli di carica e quelli di scarica che e’ stato ipotizzato per i prossimi anni pari a 46 euro/mwh. Infine c’è l'azzeramento degli oneri di sbilanciamento (oggi assorbiti dal trader per il dispacciamento).
Questi grafici tratti dal sito GME evidenziano la tendenza in aumento del differenziale Picco/Fuori Picco relativo al PUN.
Questi ulteriori grafici evidenziano un recente differenziale giornaliero per la zona centro sud con picchi del differenziale pari 400 euro/mwh tra le ore 14 e le ore 20, dove evidentemente il SDA coadiuvato da un algoritmo BSP agganciato ai mercati può generare extra profitti significativi.
In conclusione: l’accumulo energetico è la chiave per dare valore all’energia green.
Gli economics del caso preso in esame evidenziano come, ad oggi, il PREMIO ANNUO (Corrispettivo Fisso) risulti imprescindibile per la sostenibilità economica di un NUOVO INVESTIMENTO in SDA (sia nel caso di accoppiamento con FER esistente sia, a maggior ragione, nel caso di applicazioni Stand Alone).
Rispetto ad un SDA stand alone, l’accoppiamento con un impianto FV garantisce delle ECONOMIE DI SCOPO non trascurabili: nel caso in esame il differenziale in termini di IRR sull’investimento è stato stimato pari al 3%.
Il caso in esame evidenzia come i Ricavi derivanti dall’Arbitraggio su GME/MSD siano determinanti per la sostenibilità economica di un investimento in SDA. Tuttavia la forte aleatorietà del differenziale di prezzo non consente una ragionevole prevedibilità dei flussi di cassa attesi.
Un fondo di investimenti come Tages per sua natura dovrebbe privilegiare operazioni a redditività stabile piuttosto che «affidarsi» ad attività di energy trading.
La riduzione al 2025 dei costi di produzione di un SDA di appena il 17% (come da letteratura) determinerebbe un netto miglioramento della redditività di investimento. Mentre, l’accoppiamento SDA+FER potrebbe essere valutato (ex ante) come unico investimento (media ponderata dei rispettivi IRR).
Per futuri impianti FV in «market parity» l’aggiunta di un SDA può consentire una mitigazione del rischio di «pricing» dovuto all’appiattimento della curva nelle ore centrali della giornata (robustezza dell’investimento).
