L’aggiornamento del report “Osservatorio Sistemi di Accumulo” di ANIE Rinnovabili delinea il trend delle installazioni di energy storage in Italia registrati dal sistema Gaudì di Terna.
Al 2020 risultano ben 39.706 sistemi di accumulo installati. La potenza complessiva dei sistemi di accumulo installati è pari a 189 MW, mentre la capacità massima utilizzata si attesta sui 293 MWh, a cui si aggiungono gli impianti di Terna per complessivi 60 MW e 250 MWh.
Il 99,9% dei sistemi di accumulo installati risulta abbinato ad un impianto fotovoltaico e di questi il 99% è abbinato ad un impianto fotovoltaico di taglia residenziale.
Per la prima volta figura l’installazione di uno storage di 7,2 MW per una capacità di 4,6 MWh abbinato ad una centrale termoelettrica in Regione Piemonte e l’installazione di uno storage di 35 kW per una capacità di 65 kWh abbinato ad un impianto eolico in Regione Toscana. Gli accumuli stand-alone sono fermi ad una sola unità.
La tecnologia più diffusa è quella a base Litio (96,3% circa del totale) seguita dal Piombo (3,6% circa) e dal Supercondensatore (0,1%). Si registrano 11 sistemi di accumulo ad idrogeno.
Si osserva che la quasi totalità (99%) dei sistemi di accumulo è di taglia < 20 kWh con una netta prevalenza dei sistemi di capacità inferiore o uguale ai 5 kWh (44%) e di quelli compresi nel range tra 5 kWh e 10 kWh (40%).
I sistemi di accumulo sono prevalentemente installati lato produzione in corrente continua (55%) e tale configurazione sta registrando una crescita negli ultimi anni per sempre più frequenti interventi sugli impianti esistenti.
Per i sistemi installati lato produzione in corrente alternata si registra un decremento rispetto al 2019 del 4%, mentre gli accumuli installati post-produzione si mantengono stabili rispetto al 2019.
Regione per regione
La Lombardia conta il maggior numero di sistemi installati (12.169 SdA per una potenza di 51 MW e una capacità di 85 MWh).
Seguono Veneto (6.707 SdA per una potenza di 30 MW e una capacità di 51 MWh), Emilia-Romagna (4.154 SdA per una potenza di 21 MW e una capacità di 32 MWh) e Piemonte (2.871 SdA per una potenza di 23 MW e una capacità di 29 MWh).
I risultati conseguiti da Lombardia e Veneto sono da attribuirsi ai bandi regionali proposti da ANIE Rinnovabili ed istituiti dalle regioni negli anni scorsi per supportare l’investimento di accumuli abbinati a impianti fotovoltaici residenziali.
L’analisi del 2020
Dopo il lockdown di primavera, in tutti i mesi successivi le installazioni hanno sempre superato le 1.000 unità, con un picco di 2.069 nel mese di luglio.
I buoni risultati del 2020 sono tutti da ricondursi al beneficio della detrazione fiscale del 50%, dato che dopo l’entrata in vigore del DL n. 34/2020 (cd. DL Rilancio) che ha istituito il superbonus con detrazione del 110% il mercato ha dovuto attendere la pubblicazione di ulteriori decreti attuativi e le disposizioni dell’Agenzia delle Entrate che si sono finalizzati nel quarto trimestre 2020.
Se ne deduce che il maggior impulso agli investimenti di storage residenziali è stato possibile grazie alla misura introdotta dal DL Rilancio di cessione del credito e sconto in fattura anche agli istituti finanziari sia per l’aliquota del 110% che quella del 50%, misura proposta da ANIE Rinnovabili.
Sicuramente non sono presenti sistemi di accumulo realizzati in configurazione di “autoconsumatore collettivo” o di “comunità energetica rinnovabile” dal momento che il GSE ha pubblicato i regolamenti operativi nel mese di dicembre.
Lombardia, Veneto ed Emilia-Romagna continuano a primeggiare, ma il risultato dell’Emilia Romagna è peggiorato rispetto al 2019 del -2,4%.
Verso il 2030
In attesa che si dispieghino gli effetti del DL Semplificazioni 76/2020 e 77/2021 e si finalizzino entro il 2021 le disposizioni della delibera 109/2021 di Arera, gli operatori di mercato auspicano che con l’attuazione della riforma del dispacciamento elettrico il framework regolatorio renda i business plan economicamente sostenibili.
Uno dei principali ostacoli allo sviluppo degli accumuli elettrochimici è costituito dagli elevati costi della tecnologia, che comportano la necessità di accedere a molteplici revenue stream per garantire la redditività degli investimenti.
La tecnologia dello storage è di fatto permette di combinare, allo stesso tempo, la fornitura di diversi servizi di rete. Oggi lo storage può partecipare al mercato di dispacciamento attraverso i progetti pilota UVAM e FAST RESERVE, mentre si auspica l’avvio a breve dei progetti pilota per la regolazione di tensione e la regolazione secondaria di frequenza, consultati da Terna a dicembre 2020.
Lo scenario delineato nel PNIEC prevede per lo storage elettrochimico la realizzazione di 400 MW di storage centralizzato al 2023 e di 7.500 GW di storage tra distribuito e centralizzato al 2030.
Ipotizzando che della Fast Reserve e del Capacity Market per complessivi 346 MW siano centralizzati e realizzabili, il target dello storage elettrochimico sarebbe quasi raggiunto, ma difficilmente al 2023 si costruiranno 600 MW di storage da pompaggio.
Una soluzione potrebbe essere quella di individuare nuovi strumenti affinché si possano accelerare gli investimenti in storage elettrochimico che immagazzinino energia rinnovabile e non quella fossile, altrimenti sarà ancora più arduo portare a compimento il processo di decarbonizzazione da tutti auspicato.
