Smart Grid Report
Sistemi di storage ed auto elettrica
Luglio 2013
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Smart Grid Report
Sistemi di storage
ed auto elettrica
Luglio 2013
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Indice
Introduzione
11
Executive Summary
13
0
0.1
21
Inquadramento del problema
Impatto delle FRNP sull’approvvigionamento di risorse su MSD
25
0.1.1 Riduzione della capacità regolante del
sistema
26
0.1.2 Riduzione della predicibilità delle risorse 27
Impatto delle FRNP (GD) sulla sicurezza
0.2
del sistema
28
0.2.1 Problemi legati al funzionamento del
Sistema di Protezione di Interfaccia 28
0.2.2 Fenomeni di sovratensione nel punto
29
di connessione della GD
1
La tecnologia dello storage
1.1
Le funzionalità dei sistemi di storage
1.1.1 Time-shift
1.1.2 Integrazione impianti FRNP
1.1.3 Differimento (riduzione) investimenti
di rete
1.1.4 Sicurezza sistema elettrico
1.1.5 Servizi di rete
1.1.6 Power quality
Le alternative tecnologiche per i sistemi
1.2
di storage
1.2.1 I sistemi di accumulo elettrochimico
1.2.1.1 Batterie con elettrolita acquoso
1.2.1.1.1 Accumulatori al Piombo/Acido
1.2.1.1.2 Accumulatori al Nichel/Cadmio
1.2.1.1.3 Accumulatori al Nichel/Idruri Metallici
1.2.1.2 Batterie ad alta temperatura
1.2.1.2.1 Batteria al Sodio/Zolfo
1.2.1.2.2 Batteria al Sodio/Cloruro di Nichel (“ZE-
31
33
33
35
36
36
36
38
38
39
41
41
43
44
44
45
46
1.2.1.3 Batterie a circolazione di elettrolita 47
BRA”)
1.2.1.3.1 Batteria Redox a circolazione di elettro-
lita al Vanadio (“VRB”)
1.2.1.3.2 Batteria Redox a circolazione di elettro-
47
lita al Bromuro di Zinco
1.2.1.4 Batterie al Litio
1.2.1.5 Controllo e gestione dei sistemi di
accumulo elettrochimico
1.2.2 I sistemi di accumulo meccanico
1.2.2.1 Pompaggio idroelettrico
1.2.2.2 CAES
1.2.2.3 Volano
1.2.3 I sistemi di accumulo elettrico
1.2.3.1 Supercondensatore
1.2.3.2 SMES
1.2.4 L’applicabilità delle tecnologie di accumulo per le diverse funzionalità
I soggetti “interessati” all’adozione dei
1.3
sistemi di storage
2
2.1
2.2
2.3
2.4
La normativa dello storage
Le “linee guida” della normativa italiana
sui sistemi di storage
I “meccanismi incentivanti” della normativa italiana sui sistemi di storage
I provvedimenti “correlati” per lo sviluppo dello storage in Italia
Il quadro sinottico dell’attuale impianto
normativo-regolatorio italiano
48
49
51
52
52
54
58
59
59
61
62
64
69
73
75
80
84
87
3
Il mercato dello storage
89
3.1
Gli scenari d’uso
3.1.1 Gli scenari d’uso per l’Impianto FRNP 93
3.1.2 Gli scenari d’uso per il Gestore rete
93
di trasmissione
3.1.3 Gli scenari d’uso per il Gestore rete
96
di distribuzione
3.1.4 Gli scenari d’uso per la
98
Micro-grid
3.1.5 Gli scenari d’uso per il Prosumer
101
La convenienza economica dell’adozione
3.2
dei sistemi di accumulo 101
3.2.1 La convenienza economica per l’im103
pianto FRNP
3.2.2 La convenienza economica per il Ge104
store rete di trasmissione
3.2.3 La convenienza economica per il Gestore rete di distribuzione
104
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3
Indici
3.2.4
La convenienza economica per la
105
Micro-grid
3.2.5 La convenienza economica per il Pro105
sumer
3.2.6 Quadro sinottico della convenienza
economica all’adozione delle soluzioni
106
di storage
3.3
Il potenziale di mercato ed i relativi
107
benefici per il sistema elettrico
3.3.1 Il potenziale teorico dei sistemi di
storage in Italia
108
3.3.2 Dal potenziale “teorico” al
“penetrato”: il ruolo del Legislatore
112
e degli operatori industriali
119
La filiera dello storage
L’articolazione della filiera dei sistemi di
storage
121
4.1.1 La filiera dello storage al servizio dei
122
produttori e utilizzatori di energia
4.1.2 La filiera dello storage al servizio dei
126
gestori di rete
La competizione sui “mercati di
4.2
sbocco”: modelli di business a confronto 128
4
4.1
5
5.1
5.2
La tecnologia dell’auto elettrica
La tecnologia dei veicoli elettrici
Le tecnologie per la ricarica dei veicoli
elettrici
5.2.1 La ricarica tramite colonnina
5.2.2 Le modalità “alternative” per la
ricarica dei veicoli elettrici
La normativa dell’auto elettrica
6
6.1
La Delibera AEEG ARG/elt 242/10
6.1.1 Obiettivi e caratteristiche
4
131
133
135
135
139
143
145
145
6.1.2 Risultati ottenuti
6.2
La Legge 7 Agosto 2012 n. 134
6.2.1 Obiettivi e caratteristiche
6.2.2 Risultati ottenuti
146
149
149
153
7
7.1
Il mercato dell’auto elettrica
La diffusione dei veicoli elettrici
in Italia
La diffusione dell’infrastruttura
7.2
di ricarica per veicoli elettrici in Italia
Il mercato delle auto elettriche
7.3
in Italia: il profilo dei clienti
7.3.1 I progetti di car sharing elettrico
in Italia
7.4
I “fattori abilitanti” per la diffusione
dei veicoli elettrici
7.4.1 La percezione dei potenziali
adottatori dei veicoli elettrici
7.4.2 L’offerta di veicoli elettrici
7.5
Il potenziale di sviluppo della mobilità
elettrica in Italia
7.6
L’impatto della mobilità elettrica
sul sistema elettrico
157
Gruppo di lavoro
179
Metodologia
181
Bibliografia
187
Elenco delle organizzazioni
intervistate
189
La School of Management e l’Energy
& Strategy Group
191
I Partner della ricerca
193
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161
165
167
169
169
170
175
177
Indice delle figure
Figura 0.1
Figura 0.2
23
Figura 0.3
Figura 0.4
Figura 0.5
Figura 0.6
Evoluzione della potenza installata cumulata per impianti eolici dal 2000 al 2012
Evoluzione della potenza installata cumulata per impianti fotovoltaici dal 2000 al
2012
Energia elettrica prodotta da eolico e fotovoltaico rispetto alla domanda nazionale
Inversione di flusso sulle cabine di trasformazione AT/MT
Profilo di carico interfaccia AT/MT
Evoluzione del numero di ore equivalenti della generazione in Italia dal 200 al 2012
Figura 1.1
Figura 1.2
Figura 1.3
Figura 1.4
Figura 1.5
Figura 1.6
Figura 1.7
Figura 1.8
Classificazione delle tecnologie per i sistemi di storage
Principali celle che utilizzano tecnologia agli ioni di litio
Schema del progetto “Battery SCADA”
Principali varianti di un impianto di pompaggio idroelettrico
Principio di funzionamento di un impianto CAES
Capacità delle tecnologie di storage di assicurare le diverse funzionalità
Quadro sinottico delle tecnologie di storage
Soggetti “interessati” all’adozione di un sistema di storage
38
50
51
52
54
63
64
65
Figura 2.1
Schema impianto fotovoltaico con accumulo sul lato in corrente continua, integrato con
l’inverter
Schema impianto fotovoltaico con accumulo sul lato in corrente continua, aggiunto rispetto all’inverter
Schema impianto fotovoltaico con accumulo sul lato in corrente alternata
Quadro sinottico dell’attuale impianto normativo-regolatorio nazionale sui sistemi di
storage
Figura 2.2
Figura 2.3
Figura 2.4
Figura 3.1
Figura 3.2
Figura 3.3
Figura 3.4
Figura 3.5
Figura 3.6
Figura 3.7
Figura 3.8
Figura 3.9
Figura 3.10
Figura 3.11
Figura 3.12
Scenari d’uso dei sistemi di storage per l’ “impianto FRNP”
Scenari d’uso dei sistemi di storage per il “gestore della rete di trasmissione”
Scenari d’uso dei sistemi di storage per il “gestore della rete di distribuzione”
Scenari d’uso dei sistemi di storage per la “micro-grid”
Scenari d’uso dei sistemi di storage per il “prosumer”
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte dell’impianti FRNP
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte del gestore della
rete di trasmissione
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte del gestore della
rete di distribuzione
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte della micro-grid
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte del prosumer
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte della micro-grid
Potenziale “teorico” (con “retrofit”) dei sistemi di storage in Italia al 2020 (espresso in
MWh e mln €)
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24
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26
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82
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83
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94
95
97
99
100
103
104
105
106
106
108
109
5
Indici
Figura 4.1
La filiera dei sistemi di storage elettrochimici
Figura 6.1
Risultato incentivazione veicoli a bassa emissione al giugno 2013 – suddivisione per
tipologia di alimentazione
154
Figura 7.1
Figura 7.2
Figura 7.3
Figura 7.4
Diffusione punti di ricarica veicoli elettrici in Italia
Diffusione infrastrutture di ricarica pubblica nei principali Paesi a livello mondiale
Roadmap di sviluppo del progetto BEE
Potenziale di diffusione della mobilità elettrica in Italia 6
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122
162
164
168
176
Indice delle tabelle
Tabella 0.1
Percentuali di impianti di GD installati sulle reti di distribuzione MT e BT al 2012
25
Tabella 1.1
Tabella 1.2
Tabella 1.3
Tabella 1.4
Tabella 1.5
Tabella 1.6
Tabella 1.7
Tabella 1.8
Tabella 1.9
Tabella 1.10
Tabella 1.11
Tabella 1.12
Tabella 1.13
Tabella 1.14
Tabella 1.15
Tabella 1.16
Tabella 1.17
Tabella 1.18
Classificazione delle funzionalità assicurate dai sistemi di storage
Principali caratteristiche di un sistema di accumulo
Caratteristiche tecniche delle batterie al piombo
Caratteristiche tecniche delle batterie nichel/cadmio
Caratteristiche tecniche delle batterie nichel/idruri metallici
Caratteristiche tecniche delle batterie sodio/zolfo
Caratteristiche tecniche delle batterie sodio/cloruro di nichel
Caratteristiche tecniche delle batterie redox a circolazione di elettrolita al vanadio
Caratteristiche tecniche delle batterie redox a circolazione di elettrolita al bromuro di zinco
Caratteristiche tecniche delle batterie al litio
Principali caratteristiche tecniche di un impianto di pompaggio idroelettrico
Principali alternative per lo stoccaggio dell’aria compressa
Principali caratteristiche tecniche di un impianto CAES
Esempi di progetti CAES in via di sviluppo
Principali caratteristiche tecniche di un volano
Principali caratteristiche tecniche di un supercondensatore
Principali caratteristiche tecniche di uno SMES
Il matching tra soggetti interessati all’adozione di un sistema di storage e le funzionalità
34
40
42
43
45
46
47
48
49
50
53
55
57
58
59
60
61
67
Tabella 2.1
Tabella 2.2
Tabella 2.3
Mappatura dell’attuale quadro normativo-regolatorio italiano sui sistemi di storage I progetti pilota “energy intensive” proposti da Terna
Valutazione dei progetti pilota “energy intensive”
72
79
79
Tabella 3.1
Tabella 3.2
Tabella 3.3
90
92
Tabella 3.7
Tabella 3.8
L’ addizionalità “tecnica” delle funzionalità dei sistemi di storage
Quadro sinottico degli scenari d’uso analizzati
Valori di IRR “soglia” per la valutazione della convenienza economica dell’investimento in
un sistema di storage da parte dei diversi soggetti “interessati”
Quadro sinottico della convenienza economica degli scenari oggetto d'analisi
Costi per il sistema elettrico che si ritiene possano essere eliminati grazie all’adozione di
sistemi di storage
Costi per il sistema elettrico sui quali si ritiene possano essere ottenuti dei risparmi grazie
all’adozione di sistemi di storage
Sintesi delle azioni proposte al Legislatore ed impatto sui soggetti analizzati
Riduzione prezzo dei sistemi di storage necessaria per raggiungere convenienza economica
Tabella 4.1
Tabella 4.2
Principali produttori di dispositivi di accumulo operanti nel mercato italiano
Principali inverteristi nella filiera dello storage
Tabella 3.4
Tabella 3.5
Tabella 3.6
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115
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125
7
Indici
Tabella 4.3
Principali operatori della filiera fotovoltaica operanti nel mercato italiano che offrono sistemi di storage 126
Tabella 5.1
Modi di ricarica standard definiti dallo standard IEC 61851-1
137
Tabella 6.1
Tabella 6.2
Progetti pilota sull’auto elettrica selezionati dall’AEEG
Stato di avanzamento al 31/12/2012 dei progetti pilota sull’auto elettrica selezionati
dall’AEEG
Incentivo all'acquisto per veicoli a besse emissioni
Risultato incentivazione veicoli a bassa emissione al giugno 2013 – suddivisione per categoria di acquirente e livello di emissione
Modi di ricarica e connettori per la ricarica in ambito pubblico
146
Immatricolazioni di auto elettriche in Italia
Top-five vendite di auto elettriche in Italia nel 2013
Immatricolazioni di auto ibride in Italia
Top-five vendite di auto ibride in Italia nel 2013 - Ripartizione per modello
Top-ten capoluoghi di provincia in Italia dotati di punti di ricarica per auto elettriche
Immatricolazioni di auto elettriche nei principali Paesi a livello mondiale nel 2012
Prezzo ed autonomia auto elettriche in commercio in Italia nel 2013
Principali ipotesi per il calcolo del Total cost of ownership di un veicolo elettrico e ad alimentazione “tradizionale”
159
160
160
161
162
163
171
Tabella 6.3
Tabella 6.4
Tabella 6.5
Tabella 7.1
Tabella 7.2
Tabella 7.3
Tabella 7.4
Tabella 7.5
Tabella 7.6
Tabella 7.7
Tabella 7.8
8
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150
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155
172
Indice dei box
Box 1.1
Box 1.2
Box 1.3
Box 1.4
Box 1.5
Un “sistema” di accumulo elettrochimico
Impianti di pompaggio idroelettrico “innovativi”
Le tipologie di serbatoio d’accumulo dell’aria compressa
Progetti in via di sviluppo per impianti CAES
L’interesse verso i sistemi di storage da parte degli impianti di produzione di energia
elettrica da fonti tradizionali
Box 2.1
La Delibera AEEG ARG /elt 39/10 del 25 marzo 2010 ed i prodromi del sistema di incentivi per lo storage
Il progetto ACEA per l’integrazione di storage e mobilità elettrica
L’indicatore di merito dei progetti pilota “energy intensive”
I sei progetti pilota “energy intensive” proposti da Terna
Il position paper di ANIE sull’integrazione dei sistemi di accumulo in impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili connessi alla rete elettrica
Box 2.2
Box 2.3
Box 2.4
Box 2.5
39
53
54
58
65
75
76
77
79
82
Box 3.1
Box 3.2
L’addizionalità delle funzionalità erogabili dai sistemi di storage
Il Comitato Tecnico CEI CT 120 "Sistemi di accumulo di energia"
89
114
Box 4.1
Box 4.2
Box 4.3
Box 4.4
Box 4.5
Bosch
Vipiemme
Energy Resources
Enersys
Le possibili ricadute occupazionali dello storage in Italia
123
125
127
127
130
Box 5.1
Box 5.2
Le configurazioni alternative dei Veicoli Ibridi
Le batterie utilizzate nei veicoli elettrici
134
135
Box 6.1
Box 6.2
L’incentivazione dei veicoli elettrici mediante il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica 151
La proposta di Direttiva Europea sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi
152
Box 7.1
Box 7.2
Box 7.3
Box 7.4
Box 7.5
Box 7.6
Box 7.7
Box 7.8
Il confronto con i principali Paesi a livello mondiale
Il progetto Companies For eMilan
Il soccorso stradale per i veicoli elettrici
Le offerte delle utility per la ricarica dei veicoli elettrici
Il Total cost of ownership per i veicoli elettrici
La gestione del fine vita delle batterie
L’ “Operation center” di Enel
La sperimentazione vehicle-to-grid promossa dall’università del Delaware
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9
Introduzione
Lo Smart Grid Report è giunto alla sua seconda
edizione e si concentra quest’anno sul tema dell’energy storage. La transizione verso un paradigma
di rete elettrica intelligente, l’integrazione efficiente della crescente produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili non programmabili, la
progressiva trasformazione del cliente finale da
semplice consumatore di energia a produttoreconsumatore (o, come si usa anche dire, prosumer) rendono il tema dell’accumulo estremamente
attuale e di grande rilievo strategico per il nostro
Paese e non solo.
Nonostante ciò, resta tuttavia una grande incertezza
sulla maturità delle tecnologie in gioco, sulla loro
sostenibilità economica e sulle funzionalità che esse
saranno in grado di abilitare nel prossimo futuro.
Lo Smart Grid Report intende fornire una risposta
a queste domande, presentando un quadro aggiornato sulle principali soluzioni disponibili commercialmente e in fase di studio per realizzare sistemi di
storage di energia elettrica, studiando il loro potenziale di mercato e gli scenari verosimili di adozione,
oltre all’articolazione delle filiere industriali ed alle
strategie competitive adottate dai principali operatori. Lo studio fornisce inoltre un quadro esaustivo
sul ruolo che la normativa ed in particolare i meccanismi di regolazione stanno avendo ed avranno sulla diffusione dei sistemi di storage nel nostro Paese.
Lo Smart Grid Report, che quest’anno si giova di
una più stretta collaborazione tra l’Energy&Strategy
Group ed il Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano, approfondisce inoltre le prospettive di
sviluppo del comparto della mobilità elettrica nel
nostro Paese, in quanto legate a doppio filo con i
progressi tecnologici che interessano le soluzioni di
Umberto Bertelè
Presidente School of Management
energy storage. Offrendo in questo modo un quadro
aggiornato di quale sia lo stato attuale della mobilità
elettrica in Italia, rispetto a quanto accade in altri
Paesi, identificando le principali barriere che ne
stanno limitando la diffusione e proponendo scenari futuri di adozione.
Come sempre, la nostra speranza è che questo studio possa rappresentare un utile strumento di lavoro e di approfondimento per tutti gli operatori che
si impegnano per affermare il paradigma smart grid
e diffondere modelli più sostenibili di mobilità elettrica e che, in particolare, si occupano di sistemi di
accumulo quali tecnologie abilitanti questi profondi
processi di trasformazione.
L’analisi, che si basa su un ampio numero di interviste a key informants ed operatori del settore, è stata
resa possibile come ogni anno dal prezioso supporto delle imprese partner e sponsor. Imprese che si
sono dimostrate particolarmente attente ed interessate ai temi di frontiera discussi in questo studio e a
cui va il nostro sentito ringraziamento.
Un’ultima nota relativa invece al quadro delle attività dell’Energy & Strategy Group, che nel corso del
2013, dopo aver presentato lo studio sulle Rinnovabili elettriche non fotovoltaiche e la quinta edizione
del Solar Energy Report, pubblicherà la terza edizione dell’Energy Efficiency Report. Lo studio sarà
dedicato al tema dell’efficienza energetica negli edifici, nei processi produttivi e nel mondo dei servizi,
e proporrà un’analisi di dettaglio capace di considerare le specificità dei diversi settori industriali e di
servizio in cui le tecnologie per l’efficienza energetica trovano oggi applicazione, oltre ad approfondire
il caso della Pubblica Amministrazione come ambito di adozione delle soluzioni di energy efficiency.
Vittorio Chiesa
Direttore Energy & Strategy Group
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Maurizio Delfanti
Dipartimento di Energia
11
Executive Summary
Lo Smart Grid Report si propone un obiettivo ambizioso, ossia quello di “fare chiarezza” – con l’approccio analitico e di analisi empirica che caratterizza l’Energy&Strategy Group – attorno al tema
delle smart grid.
getti del sistema elettrico analizzati, dell’adozione di
un sistema di accumulo, ed il relativo potenziale di
mercato in Italia al 2020. Il capitolo quattro intende
presentare una panoramica dell’articolazione della
filiera industriale dei sistemi di storage in Italia.
La complessità connessa a questo obiettivo deriva
da un duplice effetto: (i) il fatto che l’appellativo
“smart” sia divenuto ormai di moda anche presso
gli operatori del sistema elettrico e sia quindi difficoltoso isolare le soluzioni tecnologiche ed i modelli di offerta che sono effettivamente coerenti con
il nuovo paradigma di rete, da quelli invece che ne
utilizzando indirettamente l’abbrivio; (ii) il fatto che
i “confini” delle smart grid sono sempre più ampi,
giungendo sin nelle case dei consumatori e rappresentando un hub anche per la nascente mobilità
elettrica.
Il capitolo cinque, ossia il primo dedicato alla mobilità elettrica, si propone di fornire una panoramica
delle principali tecnologie che abilitano questo nuovo “paradigma” di mobilità, vale a dire i veicoli e l’infrastruttura di ricarica. Il capitolo sei intende analizzare i principali provvedimenti che attualmente
promuovono la diffusione della mobilità elettrica
nel nostro Paese e valutarne i risultati conseguiti. Il
capitolo sette, infine, intende fornire uno spaccato
dell’attuale sviluppo della mobilità elettrica in Italia
ed analizzare le prospettive di sviluppo attese.
Il presente Rapporto fornisce una risposta “circostanziata” – e che dovrà necessariamente essere
ulteriormente approfondita anche nel futuro – su
quali sono le soluzioni tecnologiche e quali gli
scenari di mercato e i modelli di business con riferimento allo storage, ossia alla componente cardine (anche se non l’unica) delle reti intelligenti, e
all’auto elettrica nel nostro Paese.
Per questa ragione, il Rapporto è articolato in due
sezioni, una per ciascun tema di approfondimento
e sette capitoli, ognuno dei quali deputato a dare
risposta ad una domanda “chiave”. Il primo capitolo intende analizzare quali sono le funzionalità
che i sistemi di storage sono in grado di fornire nelle
applicazioni sul sistema elettrico, quali sono le alternative tecnologiche con cui è possibile accumulare
energia elettrica e quali sono i soggetti, all’interno
del sistema elettrico, potenzialmente interessati all’adozione di un sistema di storage. Il capitolo
due intende fornire un quadro dell’attuale impianto
normativo-regolatorio nazionale sui sistemi di accumulo, al fine di comprendere in che misura questo ne influenza la diffusione. Il capitolo tre intende
stimare la convenienza economica, per i diversi sog-
Il Rapporto, come già anticipato all’inizio e come
più approfonditamente relazionato nell’appendice
metodologica che ne costituisce parte integrante,
si basa su uno sforzo empirico considerevole, con
oltre 13 soluzioni tecnologiche analizzate con riferimento ai sistemi di storage, 14 scenari di utilizzo
valutati, oltre 150 imprese e casi di adozione censiti,
dei quali più di 50 sono stati oggetto di interviste e
confronti diretti con il team di ricerca.
Lo storage
Le diverse soluzioni tecnologiche con cui è possibile accumulare energia elettrica possono essere
classificate, in base alla forma di energia utilizzata
per l’accumulo, in: (i) sistemi di accumulo elettrochimico, (ii) sistemi di accumulo meccanico, (iii)
sistemi di accumulo elettrico, (iv) sistemi di accumulo chimico e (v) sistemi di accumulo termico.
Questi sistemi di accumulo – anche se in misura
diversa proprio in funzione delle peculiarità che le
contraddistinguono e di cui si discute ampiamente
nel Rapporto – possono fornire i servizi e le funzionalità necessarie al corretto funzionamento
del sistema elettrico (dalla rete di trasmissione e
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13
Executive Summary
distribuzione, dalla produzione e/o consumo di
energia, da impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili alle micro-grid) attraverso:
•• prestazioni in potenza, caratterizzate dallo
scambio di elevate potenze per tempi brevi (da
frazioni di secondo a qualche decina di secondi)
e tra le quali rientrano le funzionalità di “risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di
programmazione”, “inerzia sintetica”, “regolazione primaria”, “regolazione secondaria e terziaria”,
“bilanciamento in tempo reale”, “regolazione di
tensione”, “qualità della tensione” e “continuità
del servizio”.
•• prestazioni in energia, caratterizzate da uno
scambio di potenza relativamente costante con
autonomia di alcune ore e tra le quali rientrano le
funzionalità di “arbitraggio mediante sistema di
accumulo”, “arbitraggio mediante sistema di accumulo associato ad un impianto alimentato da
fonti rinnovabili non programmabili”, “aumento
della quota di auto-consumo dell’energia prodotta da un impianto alimentato da fonti rinnovabili non programmabili”, “riduzione della potenza
impegnata”, “flessibilizzazione della curva di carico”, “risoluzione delle congestioni di rete”, “regolarità/prevedibilità del profilo di immissione
dell’energia prodotta da impianti alimentati da
fonti rinnovabili non programmabili”, “regolazione del profilo di scambio all’interfaccia AT/
MT”, “differimento/riduzione degli investimenti
di rete”, “partecipazione alla ri-alimentazione del
sistema elettrico” e “integrazione con i sistemi di
difesa”.
Nel Rapporto vengono analizzate in particolare tre
delle tipologie di sistemi di accumulo sopra riportati, focalizzando l’attenzione su diverse alternative
tecnologiche – (i) sistemi di accumulo elettrochimico (batterie con elettrolita acquoso, batterie ad alta
temperatura, batterie a circolazione di elettrolita e
batterie al litio), (ii) sistemi di accumulo meccanico (pompaggio idroelettrico, CAES e volani), e (iii)
sistemi di accumulo elettrico (supercondensatori e
SMES) – con l’obiettivo di tracciarne un quadro di
adozione potenziale.
Dall’analisi emerge in maniera chiara come vi sono
tre tecnologie (ossi supercondensatori, volani e
SMES) che, in virtù delle loro caratteristiche, si
prestano esclusivamente ad applicazioni “in potenza”. All’opposto, vi sono altre tecnologie (ossia
pompaggio idroelettrico, CAES, batterie a circolazione di elettrolita e batterie al sodio/zolfo)
che si prestano invece prevalentemente ad appli-
14
cazioni “in energia”. Solo alcune tecnologie (quali
ad esempio le batterie al sodio/cloruro di nickel e,
soprattutto, al litio) possono essere effettivamente considerate come tecnologie “trasversali”, ossia
che si prestano ad essere utilizzate sia per prestazioni “in potenza” che “in energia”.
Va sottolineato tuttavia come diverso sia il grado di
maturità delle diverse soluzioni tecnologiche. Ad
oggi nessuna delle soluzioni per applicazioni “in
potenza” può essere considerata completamente
sviluppata, ed anzi in molti casi si trova ancora ad
una fase di sviluppo laboratoriale. Di contro, le applicazioni “in energia” vedono alcune tra le tecnologie più mature in ambito storage (il pompaggio
idroelettrico per citarne una). I maggiori interessi
degli operatori paiono quindi concentrarsi sulle
soluzioni “traversali” non solo quindi per la loro
“flessibilità” ma anche per il fatto che si trovano in
una fase di sviluppo intermedia e paiono quindi
anche nel breve-medio periodo destinate a crescere
dal punto di vista prestazionale.
Come sempre accade quando si parla di mercati
dell’energia, però, oltre agli aspetti tecnologici è
indispensabile analizzare l’impatto di “intermediazione” che fra domanda ed offerta è esercitato
dal quadro normativo-regolatorio: (i) sia perché
esso agisce a “disegnare” i confini della domanda,
obbligando talora i soggetti a “pensare” a soluzioni
di storage; (ii) sia perché esso può avvicinare o accelerare, attraverso il meccanismo degli incentivi,
il suddetto processo di matching; (iii) sia, infine,
perché esso può agire anche sulle “condizioni al
contorno” per creare in senso lato un ambiente più
o meno favorevole allo sviluppo del mercato dello
storage in Italia.
Un tema questo ancora una volta particolarmente
complesso visto che a differenza di quanto succede
di solito, l’Italia è al momento sulla frontiera a livello europeo e mondiale nella regolazione della
smart grid e dello storage: una frontiera in continuo movimento, però, e che evidentemente procede
anche per “aggiustamenti” progressivi di maggiore
o minore entità
I provvedimenti “di indirizzo” con i quali il Legislatore ha espresso la propria posizione rispetto all’adozione dei sistemi di storage sono solo tre (D.lgs.
3 marzo 2011 , n. 28, D.lgs. 1 giugno 2011, n. 93 e
Delibera AEEG ARG/elt 199/11), tutti concentrati
nell’anno 2011 e quindi relativamente recenti e si
concentrano sui soli “soggetti regolati” ed in pri-
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Executive Summary
mis sul gestore della rete di trasmissione, mentre
ancora nessun provvedimento di ordine generale ha
interessato le fasi di generazione e di utenza.
Ciò nonostante, il Legislatore ha voluto porre alcuni
punti fermi: (i) la conferma sulla scena dell’AEEG
come attore principe della regolazione del sistema elettrico; (ii) la definizione del ruolo degli accumuli a batteria come tecnologia “guida” almeno
in questa fase di sviluppo del settore; (iii) la necessità di “testare” questi sistemi sul campo, anche se
nell’ambito di progetti sottoposti a rigorosi controlli, e quindi l’implicito riconoscimento che la fase
sperimentale “da laboratorio” possa considerarsi
conclusa.
Diretta conseguenza di questa visione è l’introduzione di un sistema di incentivazione, per il tramite dello strumento dei “progetti pilota”
I progetti pilota perseguono l’obiettivo di testare, su
piccola scala (quindi con investimenti ridotti, sia in
numero che in ampiezza specifica), il funzionamento di tecnologie “innovative” ritenute promettenti
per garantire il corretto funzionamento del sistema
elettrico. Il sistema di incentivazione valido per
il periodo di regolazione 2012-2015 prevede tassi di remunerazione degli investimenti garantiti
fino all’8,4%, con una extra remunerazione del 2%
per 12 anni nel caso di progetti pilota di storage che
soddisfino specifici requisiti.
Sono in tutto otto i progetti pilota oggi presentati
dal gestore della rete di trasmissione (Terna) ed
approvati dall’AEEG (due “in potenza” e sei “in
energia”) per una capacità complessiva di 51 MW.
vuto, in prima battuta, definire per i diversi soggetti
interessati all’adozione di un sistema di storage i
possibili “scenari d’uso”, ossia di set predefiniti di
funzionalità (al più una) che caratterizzano i possibili business case, gli impieghi “concreti” delle
soluzioni di storage che i diversi soggetti possono
trovarsi a valutare.
Ad esempio, nel caso del prosumer si è considerato come primo scenario quello che prevede l’adozione di un sistema di storage per incrementare la
quota di autoconsumo dell’energia prodotta in loco
dall’impianto a fonte rinnovabile non programmabile (fotovoltaico) installato presso il prosumer; lo
scenario 2, costruito in maniera incrementale rispetto al primo, prevede l’utilizzo del sistema di storage anche per azzerare gli oneri di sbilanciamento
a carico dell’impianto fotovoltaico e per migliorare
la continuità del servizio di fornitura dell’energia
elettrica; infine, lo scenario 3 prevede, oltre a tutte le
funzionalità previste nello scenario 2, anche la fornitura di servizi di regolazione da parte del sistema
di accumulo associato all’impianto fotovoltaico.
Nel complesso si sono analizzati 14 possibili scenari d’uso, 8 dei quali realizzabili a normativaregolazione vigenti, mentre i restanti 6 possibili solo a fronte di una evoluzione del quadro
regolatorio. La prospettiva assunta, come tradizione
dell’Energy&Strategy Group, è sempre quella dell’adottatore delle soluzioni di storage, alle prese con la
risoluzione del “problema economico” di rientrare
nei tempi e nella misura di cui è chiamato a rispondere ai suoi azionisti e con l’ulteriore “complicazione” (peraltro comune però al settore) di dover
tenere fede ai limiti e alle disposizioni del quadro
normativo-regolatorio.
Un passo certo importante ma ancora decisamente limitato se si considera che – come documentato
dalla nostra analisi – l’attuale quadro normativoregolatorio non prevede la possibilità di implementare oltre il 42% delle funzionalità “potenziali” che i sistemi di storage sono in grado di fornire
ai diversi soggetti del sistema elettrico.
Il quadro emerso è decisamente desolante. Solo
in due casi, entrambi riferiti al gestore di rete di
distribuzione, si riscontrano scenari caratterizzati da IRR positivo e superiore alla “soglia” attesa, tuttavia entrambi ad oggi non ammissibili nel
quadro normativo-regolatorio vigente.
Un numero sul quale appare opportuno riflettere e
che ben mostra quanto lontani si sia ancora dall’aver definito un quadro normativo del tutto adeguato alle aspettative degli operatori ed anche allo stato
dell’evoluzione tecnologica dei sistemi di storage e
della rete elettrica in generale.
In altri tre casi, si ottiene un IRR positivo, anche
se inferiore alla soglia attesa per il soggetto potenzialmente adottatore, ma il miglioramento medio
della redditività da conseguire per ottenere gli
IRR “soglia” per la sostenibilità economica è pari
a circa il 20%.
Ma le soluzioni di storage sono in realtà convenienti? Per dare risposta a questa domanda si è do-
Il gap da colmare per rendere queste tecnologie
profittevoli risulta ancora decisamente elevato e pur
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15
Executive Summary
tuttavia gli operatori sono confidenti nel fatto che
si possano ottenere in un tempo relativamente
breve significativi progressi tecnologici e di costo,
potenzialmente in grado di cambiare il quadro, anche perché si possono trovare forti “motivazioni”
dall’analisi del potenziale di mercato in Italia.
Da qui al 2020, ossia nei prossimi 7 anni, potrebbero essere installati sistemi di storage per l’equivalente di più di 7 GWh di energia e quasi 10 mld
€ di investimenti (in media 1,3 mld € all’anno). Un
potenziale teorico decisamente elevato e dove paradossalmente la gran parte del potenziale (valorizzato in termini monetari) è associato ai soggetti
non regolati, in particolare al prosumer (39%),
seguito da micro-grid (28%) ed impianti FRNP
(22%).
Un mercato quindi che potrebbe essere nel prossimo futuro molto diverso da come lo conosciamo
oggi, ossia quello dei “progetti pilota” che si rivolgono quasi esclusivamente ai soggetti regolati.
Il potenziale complessivo di mercato potrebbe addirittura essere più alto qualora si consideri – in
una condizione certo più ideale ma coerente con la
prospettiva di definizione del “mercato teorico” – la
possibile adozione di sistemi di accumulo presso
impianti esistenti, ossia il cosiddetto “retrofit”.
Considerando questa eventualità, che a detta di taluni operatori non pare essere poi così remota (specie in corrispondenza di eventi che ricorrono necessariamente nel corso della vita utile di un impianto
FRNP, come ad esempio la sostituzione – almeno
una volta lungo la vita utile – dell’inverter associato all’impianto), il potenziale teorico arriverebbe
a quasi 28 mld €, ossia circa 4 mld €/anno. Un
valore che si avvicina di molto ai costi complessivi (mancata produzione da impianti alimentati da
fonti rinnovabili non programmabili, perdite di
rete, sviluppo rete, interrompibilità, ricorso al Mercato dei Servizi di Dispacciamento e bassa qualità
del servizio di trasmissione e distribuzione) che il
sistema elettrico italiano paga per il suo non essere
sufficientemente smart.
Per superare l’empasse tuttavia potrebbe non essere “scandaloso” considerare l’opportunità – in
un breve orizzonte temporale di 3-4 anni (ossia
per la metà del tempo che ci separa al 2020) – di
introdurre sistemi di incentivazione mirati, sulla
scorta ad esempio da quanto fatto (e potrebbe ai lettori più affezionati dei nostri rapporti sembrare un
16
deja vu) dalla Germania con il programma da 50
mln € in 2 anni appena entrato in vigore nel Maggio
2013.
I produttori delle tecnologie di storage sono
pronti a raccogliere la sfida di maggior competitività della loro offerta che emerge in maniera chiara
dalle analisi economiche.
E sono molti gli operatori potenzialmente coinvolti:
•• quelli che storicamente hanno operato nel business dell’energy storage (evidentemente focalizzato su settori diversi da quello della produzione
di energia elettrica, quali ad esempio il settore
industriale, l’automotive, e l’elettronica), e che vedono nell’accumulo di energia elettrica prodotta
da fonte rinnovabile (ed in parte minore anche
da fonte tradizionale) un’interessante opportunità per ampliare il proprio portafoglio di business.
•• quelli della filiera delle rinnovabili (e del fotovoltaico in particolare), i quali vedono i sistemi
di storage come un utile/necessario complemento alla loro tradizionale offerta di prodotti/servizi sul mercato.
In un mercato che come visto potrebbe essere molto
più ampio di quanto sino ad ora visto – date le limitazioni dei “progetti pilota” ai soli soggetti regolati
– e che potrebbe invece prevedere la nascita dei
veri e propri storage manager, un soggetto “aggregatore” che si possa porre – attraverso la gestione di un sistema di storage – come intermediario
tra le utility ed i consumatori di energia elettrica
(soprattutto ai “prosumer”), offrendo alle prime il
servizio di distacco/modulazione dei carichi/generazione in funzione delle necessità contingenti ed ai
secondi la continuità di assorbimento/immissione
dell’energia elettrica. Un modello quindi molto simile, dal punto di vista concettuale, a quello delle
ESCo - Energy Service Companies, che hanno avuto ed attualmente hanno un ruolo “propulsivo” nella
diffusione degli interventi di efficienza energetica.
Un mercato che potrebbe innescare dinamiche
occupazioni tali da avere circa 15.000-20.000 posti di lavoro a regime nel 2020 e che anzi potrebbe
“assorbire” il calo di occupati conseguente alla
“crisi” delle rinnovabili e del fotovoltaico in particolare.
L’auto elettrica
Con il termine “auto elettrica” si rubricano in realtà diverse tipologie di motorizzazione, che possono
essere ricondotte a due macro-categorie: (i) i veicoli
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Executive Summary
elettrici “puri” (noti anche con l’acronimo BEV –
Battery Electric Vehicle), che dispongono solamente di un motore elettrico alimentato dalla batteria
presente a bordo del veicolo; (ii) i veicoli elettrici
“ibridi” (noti anche con l’acronimo HEV – Hydrid
Electric Vehicle), i quali affiancano al sistema di
propulsione elettrico un secondo motore con differente tecnologia. Fra questi ultimi in particolare –
per le finalità del Rapporto che guarda alla mobilità
elettrica come “componente” delle smart grid – sono
da segnalare i Veicoli ibridi Plug-In (cosiddetti
“PHEV”), ovvero che prevedendo la possibilità di
ricaricare il sistema di accumulo presente a bordo
veicolo direttamente da rete elettrica.
Per i veicoli elettrici, specialmente per quelli che
prevedono la possibilità di ricarica da rete (BEV
e PHEV), il dispositivo di accumulo – e si torna
quindi al tema dello storage – che ne abilita (in toto
o in parte) il funzionamento rappresenta un elemento cruciale, sia in termini di costi sia di prestazioni che esso permette di conseguire.
E pur tuttavia è la presenza di un’idonea infrastruttura di ricarica rappresenta una condicio
sine qua non per la diffusione su ampia scala della
mobilità elettrica.
Attualmente esistono diverse “tecnologie” alternative con cui è possibile effettuare la ricarica dei veicoli
elettrici, ma quella che ad oggi la fa da padrone è sicuramente la ricarica tramite colonnina, anche se
si è ben lontani dalla identificazione di uno “standard” in questo senso. Ad oggi esistono 4 alternative di ricarica, che vanno dalla corrente continua alla
corrente alternata, e almeno 5 tipologie di connettori predisposte per l’interfaccia macchina-colonnina.
Esistono poi altre tecnologie “di nicchia” che sono
state e sono oggetto di sperimentazione, come ad
esempio la ricarica ad induzione (ancora ad uno
stadio poco più che embrionale) e il battery swapping. Nonostante il fallimento di Better Place, il
primo propugnatore della soluzione di battery
swapping, gli operatori intervistati pensano che
in particolare questo concept di ricarica dei veicoli elettrici potrebbe essere interessante per quei
soggetti (compagnie di autonoleggio, car sharing
e taxi) che potrebbero sfruttare la piccola “scala” per
effettuare delle installazioni di dimensioni limitate,
in termini di numerosità delle stazioni di sostituzione delle batterie e di numero di batterie presenti
in ciascuna stazione. Ciò consentirebbe di limitare
l’investimento necessario (la ragione del fallimento
di Better Place) e, in secondo luogo, di limitare il
problema della standardizzazione dei veicoli (in
termini di dimensioni delle batterie e di modalità di
montaggio/smontaggio) ad un numero contenuto
di veicoli.
Ben consci di questo problema, la Delibera AEEG
ARG/elt 242/10, del 15 dicembre 2010 ha avviato –
con una certa lungimiranza a dire il vero trattandosi ormai di quasi due anni e mezzo addietro rispetto
al momento in cui viene redatto questo Rapporto
ed in un periodo dove ancora poco si parlava di
auto elettrica – un procedimento di selezione di un
massimo di sei progetti pilota da portare a conclusione entro il 31 dicembre 2015, con l’obiettivo
di accompagnare lo sviluppo e la diffusione su larga
scala della mobilità elettrica.
I progetti pilota, indipendentemente dal tipo di soggetto attuatore, garantiscono una copertura dei costi sostenuti per la realizzazione e l’esercizio delle
infrastrutture di ricarica pari a 728,00 €/anno per
punto di prelievo per la ricarica dei veicoli elettrici
(fino al 31 dicembre 2015). Un incentivo quindi che
appare sulla carta considerevole se si considera che
il costo di investimento per una colonnina di ricarica è nell’ordine dei 3.000-5.000 €.
I soggetti che potevano portare avanti questi progetti pilota sono di tre tipi: (i) le imprese distributrici di energia elettrica nella propria area di concessione, in maniera esclusiva e con una modalità
che prende il nome di “modello distributore”, ossia
dove è il distributore elettrico a gestire in maniera esclusiva l’infrastrutturazione di ricarica per la
mobilità elettrica; (ii) un soggetto, anche diverso
dal distributore, e che comunque operi in regime
di esclusiva (a seguito di gara o concessione) su
un’area definita dalla Regione o dal Comune o altro
Ente locale, con una modalità che prende il nome
di “modello service provider in esclusiva”; (iii)
soggetti anche diversi dai precedenti ed operanti
in regime di concorrenza (“modello service provider in concorrenza”, seppur con l’intervento del
Comune o altro Ente locale per definire i “requisiti
minimi” e le condizioni per l’esercizio del servizio e
dell’infrastruttura di ricarica.
A quasi due anni dalla selezione dei progetti pilota ammessi – solo 5 sui 6 a disposizione e con
sole 10 domande complessivamente presentate –
la situazione non è certo esaltante, con percentuali
di completamento rispetto alle attese decisamente
limitate (ed in 2 casi su 5 pari sostanzialmente a
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17
Executive Summary
zero).
Diverse sono le ragioni di questi ritardi ma in particolare, dal confronto con gli operatori coinvolti,
sono emerse le seguenti: (i) la difficoltà del coinvolgimento delle amministrazioni comunali, interlocutori indispensabili per l’infrastrutturazione
della rete; (ii) la difficoltà, decisamente superiore
rispetto alle attese, di introduzione dei veicoli
elettrici nelle flotte pilota; e (iii) lo scarso successo
presso gli utenti delle colonnine pubbliche di ricarica, evidentemente giudicate inadatte non tanto
ai ritmi degli spostamenti quanto alle abitudini di
“rifornimento carburante”.
Gli operatori contavano poi su una maggiore diffusione dei veicoli elettrici fra gli utenti privati, che
avrebbe dovuto evidentemente fare da volano per la
buona riuscita dei progetti pilota. Purtroppo però
alla fine del 2012 erano in circolazione – rispetto
alle previsioni che circolavano nel 2010 – nel nostro Paese solo l’1-2% dei veicoli elettrici.
Con riferimento ai veicoli puramente elettrici, infatti, nel 2012 sono stati immatricolati solamente
524 veicoli, pari allo 0,04% delle immatricolazioni
complessive, e se si guarda ai primi cinque mesi del
2013 non si è assistito a “scossoni” positivi, viceversa
la crescita delle immatricolazioni si è rivelata contenuta rispetto ai valori registrati nello stesso periodo
del 2012. Anche l’infrastruttura di ricarica pubblica appare diffondersi con una certa lentezza sul territorio nazionale, in coerenza con la dinamica delle
vendite dei veicoli: si registrano infatti solamente
458 punti di ricarica nel nostro Paese, peraltro con
una significativa polarizzazione territoriale (le prime
tre provincie per numero di colonnine, ossia rispettivamente Firenze, Roma e Milano, raggiungono oltre
il 50% del totale nazionale).
Le vendite di veicoli elettrici ad oggi si ripartiscono in maniera piuttosto disomogenea tra i diversi
target potenziali di clientela: emerge infatti che circa l’80% delle immatricolazioni effettuate nel 2012
è ascrivibile a società di noleggio, mentre le flotte
auto e (soprattutto) gli utenti privati ricoprono un
ruolo marginale.
Qualcosa si sta muovendo però sul fronte incentivazioni per tentare di dare una “scossa” a questo
mercato.
Nel Gennaio 2013 si è dato il via al meccanismo
incentivante per l’acquisto di veicoli a basse emis-
18
sioni tra cui (ovviamente a emissioni zero) i veicoli elettrici, al servizio del quale sono stati messi a
disposizione complessivamente 40 milioni di € per
il 2013 e 35 e 45 rispettivamente per il 2014 ed il
2015.
Nel caso delle auto elettriche, che rappresentano la
categoria di riferimento per i veicoli rientranti nella
categoria di emissioni < 50g/km (al netto di alcune ibride plug-in), il contributo massimo è pari a
5.000 €. Valore che, nella maggior parte dei casi
risulta nell’ordine del 10-15% sul prezzo di acquisto, forse quindi ancora troppo basso per coprire il
gap rispetto ai veicoli a combustione “tradizionali”.
Per ottenere gli incentivi, poi, i veicoli devono essere acquistati ed immatricolati per la prima volta
tra il 14 marzo 2013 ed il 31 dicembre 2015.
Inoltre, fatta eccezione per una quota parte ridotta
del contingente complessivo destinato all’incentivazione (pari a 4,5 mln € sul totale di 40 mln € nel
2013, accessibile a tutte le categorie di acquirenti
senza necessità di rottamazione), nel caso in cui
ad acquistare il veicolo siano imprese o lavoratori autonomi è necessario che l’acquisto avvenga
contestualmente alla rottamazione di un veicolo
che soddisfi i seguenti requisiti: (i) appartenere alla
medesima categoria di quello acquistato; (ii) risultare immatricolato da almeno 10 anni prima della
data di acquisto del veicolo nuovo; (iii) essere intestato da almeno 12 mesi dalla data di acquisto del
veicolo nuovo allo stesso soggetto intestatario del
nuovo o ad uno dei familiari conviventi alla data di
acquisto; (iv) essere obbligatoriamente avviato alla
rottamazione.
A tre mesi dall’entrata in vigore hanno goduto
dell’incentivazione 1.720 veicoli, meno di 20 veicoli al giorno mediamente contro i circa 300.000
veicoli venduti nello stesso periodo riferibili ad alimentazioni “tradizionali”, di cui solo il 13% (228
unità) rappresentato da veicoli elettrici.
La necessità di rottamare un veicolo obsoleto (tra
le altre cose, di età superiore ai 10 anni) contestualmente all’acquisto di un veicolo a basse emissioni,
ha decisamente limitato il ricorso allo strumento da parte delle imprese e dei professionisti, potenzialmente invece il mercato più interessante e
con la maggior quota di risorse a disposizione. In
particolare, anche a detta degli operatori del settore, la condizione circa l’età del veicolo da rottamare appare “stranamente” molto poco coerente con
le abitudini medie di questo segmento di mercato,
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Executive Summary
nel quale i veicoli hanno tipicamente una vita utile
decisamente inferiore a 10 anni.
Il contingente di 4,5 mln € (1,5 mln € per le auto
elettriche) destinato a tutte le categorie di acquirenti senza obbligo di rottamazione è andato di
contro eroso molto rapidamente a pochi giorni
dall’inizio dell’incentivazione, dimostrando comunque una certa dinamicità del mercato, o per lo
meno la presenza di un certo numero di acquirenti disposti a giocare il ruolo di early adopters..
Appare pertanto opportuno, e su questo diversi
operatori del settore si trovano concordi, rivedere l’architettura del meccanismo incentivante,
in particolare dedicando un budget più ampio
Davide Chiaroni
Responsabile della Ricerca
esclusivamente per i veicoli elettrici.
Così come appare ormai non più a lungo procrastinabile la approvazione del “Piano Nazionale
infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica” (presentato dal Ministero
delle Infrastrutture e dei Trasporti), già in ritardo
di quasi sei mesi e che invece dovrebbe garantire
al Paese livelli minimi uniformi di accessibilità al
servizio di ricarica dei veicoli elettrici.
Condizioni queste senza le quali appare purtroppo
velleitario parlare di mobilità elettrica come una
delle componenti fondamentali delle smart grid nel
nostro Paese.
Federico Frattini
Responsabile della Ricerca
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Simone Franzò
Project Manager
19
INQUADRAMENTO DEL
PROBLEMA
I
l fattore che negli ultimi anni ha più inciso sui
sistemi elettrici, specialmente nel contesto nazionale, ma anche a livello internazionale, è di
certo costituito dalla diffusione della produzione da
Fonti Energetiche Rinnovabili (FER). In particolare,
le Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP),
spesso installate sulle reti di distribuzione (si fa riferimento alla cosiddetta Generazione Diffusa - GD),
hanno richiesto un cambio radicale nella gestione
dei sistemi di controllo, regolazione e protezione. È
la rivoluzione delle smart grid: strutture e procedure operative fortemente innovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità
dell’intero sistema, sono anche in grado di far fronte ai numerosi problemi tecnici legati alla gestione
della FRNP, alle possibilità di controllo del carico
da parte del sistema, alla promozione dell’efficienza
energetica e ad un maggiore coinvolgimento degli
utenti finali, attivi e passivi (che comprendono anche nuove tipologie come i veicoli elettrici), in relazione al mercato elettrico.
Un ulteriore elemento caratteristico delle smart
grid, che sta assumendo crescente interesse negli ultimi anni, è rappresentato dai sistemi di accumulo,
che si rendono necessari per far fronte ai problemi
legati all’imprevedibilità e all’incontrollabilità delle
FRNP, che rendono più difficile il dispacciamento
in tempo reale delle risorse di carico e generazione, riducendo la sicurezza di esercizio del sistema
elettrico ed aumentandone i costi operativi. Al fine
di assicurare un adeguato sviluppo delle FRNP, in
Italia, come in molti altri paesi, sono stati introdotti numerosi sistemi di incentivazione che ne hanno
rappresentato il principale meccanismo di diffusione. La dinamica di crescita in Italia della potenza
installata (MW) da eolico e fotovoltaico è mostrata
rispettivamente in FIGURA 0.1 e 0.2.
La FIGURA 0.3 mostra che gli impianti alimentati da
FRNP coprono ormai una parte significativa della
domanda elettrica e il trend è in continua crescita: i
primi dati del 2013 mostrano che al 31 maggio eolico e fotovoltaico hanno soddisfatto il 12% della domanda nazionale di energia elettrica (contro il quasi
10% del medesimo periodo nel 2012).
Anche le previsioni future confermano il progressivo aumento delle installazioni di impianti FRNP su
tutti i livelli di tensione, rispetto alla totale produzione nazionale di energia elettrica. A livello nazionale il Governo Italiano prevede, infatti, che al 2020
Figura 0.1
Evoluzione della potenza installata cumulata per impianti eolici dal 2000 al 2012 (Fonte: Elaborazione su dati Terna,
MiSE, Energy&Strategy)
10.000
MW
8.000
6.000
4.000
2.000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
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23
INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
Figura 0.2
Evoluzione della potenza installata cumulata per impianti fotovoltaici dal 2000 al 2012 (Fonte: Elaborazione su dati Terna, MiSE, Energy&Strategy)
20.000
MW
16.000
12.000
8.000
4.000
0
2005
2006
2007
2008
le rinnovabili saranno la prima fonte di produzione
di energia elettrica al pari del gas naturale (36-38%),
a fronte del 28% registrato nel 2012 (Fonte: Strategia Energetica Nazionale – Ottobre 2012), mentre
le stime di crescita nel medio periodo prevedono di
raggiungere il livello cumulato di 23.000 MW di FV
e 9.600 MW di eolico al 2016.
Tra questi impianti cresce il «peso» degli impianti
FRNP di piccola taglia sparsi sul territorio (Gene-
2009
2010
2011
2012
razione Diffusa o GD) e maggiormente concentrati
sulle reti di distribuzione in media e bassa tensione (TABELLA 0.1). Per i prossimi anni si prevedono
ancora importanti tassi di crescita per gli impianti
FRNP di piccola taglia, sia con riferimento al fotovoltaico che al «mini-eolico», il quale ad oggi ha registrato una diffusione modesta. Una caratteristica
fondamentale della GD, che è necessario evidenziare, è l’elevato livello di consumo in sito (circa il 23%
della produzione lorda), rilevante soprattutto nel
Figura 0.3
Energia elettrica prodotta da eolico e fotovoltaico rispetto alla domanda nazionale (Fonte: Elaborazione su dati Terna)
% FV su domanda nazionale e.e.
10,0%
% EOLICO su domanda nazionale e.e.
8,0%
6,0%
4,0%
2,0%
0,0%
2005
24
2006
2007
2008
2009
2010
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2011
2012
INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
Tabella 0.1
Percentuali di impianti di GD installati sulle reti di distribuzione MT e BT al 2012 (Fonte: Elaborazione su dati GSE)
Tipologia di impianto FER
Numerosità
Potenza [MW]
Fotovoltaico
465.755
7.467
Eolico
21
487
Biomasse
1685
89
caso di impianti alimentati da fonti non rinnovabili,
per i quali ha riguardato più del 65% del totale prodotto. Questo fenomeno ha portato all’affermarsi di
un nuovo «paradigma» di produzione e consumo
contestuale dell’energia elettrica, quello del cosiddetto «prosumer».
Ma questa forte concentrazione delle risorse rinnovabili non programmabili, soprattutto quando installate in zone ben definite del sistema elettrico, che
risultano debolmente interconnesse, nonché caratterizzate dalla presenza di un carico elettrico locale
ridotto rispetto alla generazione, sta comportando
alcune criticità. Le problematiche derivanti dal forte sviluppo delle FRNP sono sia di tipo tecnico (in
grado di influenzare la sicurezza del sistema), sia di
tipo economico (in grado di influenzare il mercato
elettrico), in parte associate all’aleatorietà delle fonti, e possono riassumersi in:
•• influenza sull’approvvigionamento delle risorse,
sia nella fase di programmazione del Mercato
per i Servizi di Dispacciamento (MSD), sia nella
fase di gestione in tempo reale del Mercato di Bilanciamento (MB);
•• influenza sulla sicurezza e sull’esercizio del sistema (funzionamento del Sistema di Protezione di
Interfaccia e regolazione di tensione).
Queste problematiche sono attribuibili soprattutto
all’aleatorietà della produzione da FRNP e alle carenze infrastrutturali delle aree in cui tali fonti sono
prevalentemente localizzate. Per le reti di distribuzione un indicatore di criticità è la cosiddetta inversione di flusso. L’aumento della quantità di FRNP
può infatti comportare il verificarsi di fenomeni di
inversione di flusso sia a livello di rete MT (situazione nella quale la potenza attiva fluisce dalla rete
di distribuzione MT verso la rete AT) sia di singola
linea MT (e, in parte, BT). Ad oggi il forte aumento
degli impianti fotovoltaici ha portato ad una signi-
ficativa inversione dei flussi di potenza; i dati pubblicati da Enel Distribuzione (FIGURA 0.4) mostrano
come circa il 23% dei totali trasformatori AT/MT
sono in inversione di flusso per più dell’1% delle ore
totali dell’anno (i flussi di potenza sono diretti dalla
sezione MT verso quella AT), mentre circa il 16%
dei totali trasformatori AT/MT è in inversione per
più del 5% delle ore totali dell’anno (limite significativo per il corretto funzionamento delle reti MT
individuato nella Norma CEI 0-16).
L’aumento dell’inversione di flusso cambia, di conseguenza, anche il profilo di carico nei punti di interconnessione tra la RTN e la rete di distribuzione.
La FIGURA 0.5 mostra il confronto tra le curve di
carico del giorno di Pasquetta nel 2010 e nel 2012.
La riduzione, nel 2012 rispetto al 2010, in termini
di potenza transitante sulla sezione AT/MT, è stata
significativa; la curva di carico ha assunto un andamento, durante le ore del giorno, estremamente
diverso rispetto a quello tipico registrato negli scorsi anni, raggiungendo valori negativi (il che sta ad
indicare la presenza di energia che fluisce dalla rete
di distribuzione verso quella di trasmissione).
0.1 Impatto delle FRNP sull’approvvigionamento di risorse su
MSD
In aggiunta ai problemi tecnici legati all’integrazione della GD nelle reti di distribuzione e in generale
di trasmissione, che richiedono una modifica delle
attuali modalità di gestione, controllo e protezione,
esistono anche altri problemi legati soprattutto alla
mancata programmabilità di queste fonti e alla loro
volatilità nel tempo e nello spazio.
L’aleatorietà delle FRNP comporta criticità circa
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25
INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
Figura 0.4
Inversione di flusso sulle cabine di trasformazione AT/MT [Fonte: adattata da Enel Distribuzione]
4.000
3.500
2010
3.000
2011
2.500
2012
2.000
1.500
739
494
1.000
500
527
(16%)
366
217 (15%) (23%)
(7%)
169 (11%)
(5%)
0
Totale sezioni AT/MT
Inversi
l’approvvigionamento di risorse su MSD e MB, legate principalmente a due fenomeni:
•• i profili di produzione degli impianti alimentati
da FRNP modificano significativamente l’andamento dei carichi orari zonali da soddisfare tramite generazione da impianti tradizionali;
•• la mancanza di informazioni aggiornate circa la
produzione oraria zonale degli impianti FRNP
non consente né di prevedere adeguatamente la
quota da offrire sul Mercato del Giorno Prima
Inversi
(MGP) né di prevedere adeguatamente i fabbisogni orari zonali residui ai fini dell’approvvigionamento di risorse nella fase di programmazione
di MSD.
0.1.1 Riduzione della capacità
regolante del sistema
L’incremento dell’errore di previsione del carico residuo da bilanciare in tempo reale comporta un in-
Figura 0.5
Profilo di carico interfaccia AT/MT [Fonte: adattata da Enel Distribuzione]
600
Produzione Fotovoltaica
4 aprile 2010
4 aprile 2012
500
MW
400
300
Energia giorno pasquetta:
2010 9.171 MWh
2012 5.612 MWh
differenza 3.559 MWH
200
100
-200
26
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23.00
22.00
21.00
20.00
19.00
18.00
17.00
16.00
15.00
13.00
14.00
12.00
11.00
10.00
09.00
08.00
07.00
06.00
05.00
03.00
04.00
02.00
01.00
-100
00.00
0
INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
cremento dei fabbisogni di regolazione di frequenza/
potenza sia in aumento (riserva a salire) che in diminuzione (riserva a scendere). Al fine di inseguire
le rampe risultano necessarie azioni rapide di bilanciamento realizzate da impianti programmabili con
elevate capacità di modulazione, rapidi tempi di riposta e trascurabili vincoli di permanenza in servizio notte/giorno. L’elevata penetrazione delle FRNP
comporta però anche una riduzione della porzione
di carico soddisfatta da unità di produzione termoelettriche con capacità di regolazione; questo fatto
rende ancora più difficoltosa la costituzione dei margini di riserva necessari a soddisfare i fabbisogni (alcuni servizi di riserva possono infatti essere forniti
esclusivamente o prevalentemente da impianti già
in produzione; alcune stime di Terna mostrano che
negli ultimi quattro anni c’è stata una riduzione della
capacità regolante pari a circa il 25%-30%).
La riserva primaria (compresa tra il ±1,5% ed il
±10%1 della potenza nominale per almeno 15 minuti) deve garantire il 50% del totale della riserva
entro 15 s e tutta la riserva (100%) entro 30 s. Queste tempistiche non sempre sono sufficienti a garantire che la variazione di frequenza sia gestita all’interno di intervalli di tempo accettabili. Per questo
motivo, nei primi istanti successivi alla variazione
di frequenza, l’equilibrio è garantito dall’inerzia
rotante delle macchine sincrone2. Convertendo l’energia cinetica delle masse rotanti in energia elettrica, si contrastano i cambiamenti improvvisi della
frequenza limitandone l’escursione e permettendo,
nei secondi successivi alla variazione di frequenza,
di attivare i regolatori di velocità delle unità di produzione. I regolatori, agendo automaticamente (ed
in maniera autonoma l’uno dall’altro) sulla potenza
generata dai rispettivi motori primi ad essi asserviti,
modificano la potenza elettrica in modo da ristabilire l’equilibrio tra la potenza generata ed il carico,
stabilizzando la frequenza ad un opportuno valore.
La mancanza di inerzia di gran parte delle macchine
utilizzate per produrre energia da FRNP (generatori
eolici, specie full-converter, e generatori FV), e la riduzione di macchine tradizionali in esercizio, comporta-
no quindi una diminuzione dell’inerzia del sistema che
si traduce in un aumento delle escursioni in frequenza.
In più, tali difficoltà sono presenti anche in relazione alla riserva secondaria e terziaria, oltre che con
riferimento ai piani di difesa e di riaccensione del
complessivo sistema elettrico.
Questi fenomeni comportano quindi una maggiore
complessità nello sviluppo e nella gestione delle infrastrutture di rete: infatti, in assenza di interventi
alternativi, le reti dovranno essere dimensionate in
modo tale da poter veicolare tutto il potenziale produttivo da rinnovabili e, allo stesso tempo, da soddisfare la maggior parte della domanda con fonti convenzionali in qualsiasi momento, a fronte ad esempio
di una improvvisa diminuzione delle FER, aumentando la capacità di riserva di sostituzione e, soprattutto, rotante che il gestore della rete deve acquistare
nel Mercato per i Servizi di Dispacciamento (MSD),
in modo da garantire che il sistema sia dotato delle risorse necessarie al soddisfacimento in sicurezza della
domanda, anche in caso di elevati sbilanciamenti della produzione da FER. Altre problematiche, sempre
pertinenti questo tema, sono legate alle difficoltà di
sviluppo della rete di trasporto e di interconnessione,
che spesso comportano il rischio di dover tagliare la
produzione da fonti rinnovabili quando questa supera la domanda (si consideri ad esempio l’entità della
cosiddetta mancata produzione eolica: 694 GWh nel
2009, 470 GWh nel 2010 e di 260 GWh nel 2011),
oltre che alla possibilità di esercizio in sicurezza «N»
(rispetto ad «N-1»3) per permettere una riduzione
della MPE, e ai vincoli dinamici nel funzionamento degli impianti termoelettrici; vincoli per i quali
tali impianti devono produrre anche quando non
sarebbe necessario, in modo da poter soddisfare in
sicurezza la domanda nelle ore in cui il loro apporto
diviene indispensabile.
0.1.2 Riduzione della predicibilità delle
risorse
La mancanza di penalizzazioni in caso di sbilanciamento (almeno fino al 31 dicembre 20124) e la
1
La banda di regolazione non inferiore al ± 10% è relativa alla zona Sardegna e alle zone della regione Sicilia nei periodi orari in cui è prevista l'apertura
dell'interconessione con il continente.
2
L’inerzia rotante può essere definita come la capacità di una macchina sincrona, spesso dotata di grandi e pesanti generatori rotanti, di convertire l’energia
cinetica delle masse rotanti in energia elettrica a seguito di una variazione improvvisa della frequenza in modo da rendere meno severa la variazione stessa.
3
Per esercizio in sicurezza N-1 si intende il criterio di sicurezza in base al quale le situazioni di funzionamento di una rete e/o la perdita di un qualsiasi
elemento non comportano il superamento dei limiti ammissibili dei restanti N-1 elementi della rete stessa, continuando a garantire la corretta gestione del
sistema. La possibilità di smagliare la rete per aumentare la capacità di trasporto e ridurre la MPE comporta un esercizio in sicurezza N con una conseguente riduzione della sicurezza (aumenta il rischio di Energia Non Fornita agli utenti finali collegati lungo tali direttrici).
4
A partire da gennaio 2013, la Delibera 281/2012/R/efr ha previsto l'applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento per le fonti rinnovabili non programmabili, al fine di promuovere una maggiore responsabilizzazione dei produttori in relazione alla efficiente previsione dell'energia elettrica immessa in rete. A
questo proposito si segnala che il Tar Lombardia in tre sentenze depositate il 24 giugno ha parzialmente accolto i ricorsi proposti da alcuni operatori eolici,
annullando il provvedimento.
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27
INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
poca efficienza dei sistemi di previsione contribuiscono a sottostimare la produzione da FRNP
ritirata dal GSE e offerta su MGP e la produzione
da FRNP offerta direttamente su MGP e MI dagli
utenti del dispacciamento diversi dal GSE, ma anche ad incrementare l’errore di previsione di Terna
dei fabbisogni orari zonali residui da utilizzare ai
fini dell’approvvigionamento di risorse nella fase di
programmazione di MSD.
virebbero per gestire una rete senza FRNP. A parità
di altri fattori, ciò implica un incremento dei costi
dell’attività di dispacciamento per effetto dell’incremento delle quantità di riserva secondaria o terziaria. La parte di generazione da FRNP, in particolare
da fotovoltaico, non offerta su MGP, non essendo
bilanciata dal carico, implica la riduzione e lo spegnimento di generazione termoelettrica, anche in
tempo reale, che ha portato però alla definizione di
una quota di produzione tradizionale e pompaggio
essenziale per la sicurezza del sistema elettrico e
sottoposta a uno dei regimi previsti dalla deliberazione n. 111/06 e s.m.i.
Tutto ciò comporta alcuni effetti economici negativi
sia su MGP, sia su MSD. La sottostima della produzione da FRNP offerta su MGP e su MI ha come
effetto quello di rallentare l’espansione dell’offerta
concorrenziale su tale mercato e, quindi, di ritardare la riduzione dei prezzi di MGP (che in parte
sta comunque già avvenendo), con particolare riferimento alle ore dell’anno caratterizzate dalla massima produzione fotovoltaica, portando anche ad
aumentare le importazioni rispetto alla quota efficiente.
In aggiunta, si possono segnalare problemi di over
capacity (nazionale/zonale Sud e Sicilia). La significativa diminuzione delle ore equivalenti (si veda
FIGURA 0.6) ha come risultato che i gruppi convenzionali sono spesso costretti a lavorare in punti di
funzionamento incompatibili con i limiti tecnici, oltre alla necessità di frequenti fermate ed avviamenti
e di rapide rampe di presa e di rilascio carico legate
ad una richiesta di maggiore flessibilità dell’intero
sistema.
L’offerta sottostimata su MGP comporta un errore
di previsione di Terna dei fabbisogni orari zonali
residui aumentando inevitabilmente la domanda
di capacità di regolazione idonea a compensare sul
MB una variazione di questi fabbisogni. Ai fini di
mantenere invariato il livello di sicurezza del sistema elettrico, durante MSD, Terna si approvvigiona
di maggiori margini di regolazione di frequenza
(potenza) e di regolazione di tensione opportunamente distribuiti sulla RTN rispetto a quelli che ser-
0.2 Impatto delle FRNP (GD)
sulla sicurezza del sistema
0.2.1 Problemi legati al funzionamento
del Sistema di Protezione di Interfaccia
Per quanto riguarda i sistemi di protezione e la loro
Figura 0.6
Evoluzione del numero di ore equivalenti della generazione in Italia dal 200 al 2012. [Fonte: elaborazione su dati Terna]
9.000
80.000
8.000
70.000
MW
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
20
00
20
0
20 1
02
20
0
20 3
04
20
0
20 5
06
20
0
20 7
08
20
0
20 9
10
20
11
0
Idroelettrica
28
Termoelettrica tradizionale
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
20
00
20
0
20 1
02
20
0
20 3
04
20
0
20 5
06
20
0
20 7
08
20
0
20 9
10
20
11
h equivalenti di funzionamento
90.000
Geotermoelettrica
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Eolica e fotovoltaica
INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
integrazione con le esigenze di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema (rete di trasmissione e di distribuzione), dal punto di vista tecnico la presenza
delle FRNP sulle reti di distribuzione MT e BT può
comportare il manifestarsi di una serie di criticità
sia a livello locale (rete di distribuzione, o un suo
sottoinsieme) sia a livello di sistema (rete di trasmissione)5.
Per quanto riguarda i problemi globali, un Sistema
di Protezione di Interfaccia (SPI) basato sul rilievo
locale di tensione e frequenza (con regolazioni particolarmente sensibili), in occasione di significativi
transitori di frequenza sulla RTN, disconnette la
GD collegata alla rete di distribuzione (sia essa connessa al livello MT o BT), che quindi non partecipa
al contrasto della perturbazione in atto sul sistema,
bensì ne aggrava l’entità, facendo mancare il proprio
apporto in tempi brevissimi, e causando problemi
alla sicurezza del complessivo sistema elettrico nazionale (SEN).
Questa criticità è relativa a tutto il sistema elettrico
continentale. Infatti, in presenza di transitori di frequenza sul sistema elettrico europeo, con valori di
frequenza che potrebbero uscire dai limiti indicati,
si perderebbe, in modo del tutto improvviso (pochi
decimi di secondo), una quantità di potenza di gran
lunga maggiore rispetto al valore critico di 3.000
MW (solo in Germania e in Italia sono installati più
di 39 GW di impianti fotovoltaici FRNP); tale valore rappresenta per il sistema elettrico continentale
europeo una stima della soglia massima al di sopra
della quale vi è la forte probabilità di un black-out
esteso. In Italia ad esempio si possono citare i disservizi estesi avvenuti a seguito della disconnessione dal parallelo UCTE6 (28 settembre 2003) o di pesanti perturbazioni provenienti dalle reti estere (4
novembre 2006) in cui si sono persi, solo sulla RTN,
circa 2.000 MW di GD. A questa criticità, a livello
di sistema elettrico europeo, se ne può aggiungere
anche una a livello nazionale: infatti, guardando
solamente all’Italia, in caso di incidente di rete con
conseguente variazione di frequenza, si potrebbe
verificare una perdita di generazione pari all’intera
GD (tra cui i soli impianti fotovoltaici presentano
una potenza installata di oltre 16.000 MW), rendendo di fatto necessaria l’attivazione del piano di
difesa del SEN e, in particolare, del piano di alleggerimento del carico7.
5
6
7
Questa criticità è stata risolta, in Italia, con la pubblicazione dell’Allegato A.70 “Regolazione tecnica
dei requisiti di sistema della generazione distribuita” approvato dall’Autorità l’8 marzo 2012 con la
deliberazione 84/2012/R/eel e introdotto da Terna
nel corpus del Codice di rete. Con la nuova Norma
CEI 0-16:2012 queste prescrizioni sono state ulteriormente evolute e oltre a definire nuovi campi di
funzionamento per i generatori connessi alle reti di
distribuzione si è anche individuata la struttura del
nuovo SPI. In particolare, durante il normale funzionamento (in assenza di guasti sulla rete di distribuzione), devono essere attivate le soglie permissive
(51,5 Hz per 1,0 s e 47,5 Hz per 4,0 s), mentre, in
caso di fenomeni locali, sarà possibile abilitare l’intervento della finestra di frequenza restrittiva (49,7
÷ 50,3 Hz per 0,1 s) correlandone l’attivazione con
un relè a sblocco voltmetrico. In questo modo sarà
possibile distinguere tra guasti locali sulla rete di
distribuzione (che richiedono l’apertura del SPI in
modo da evitare fenomeni di isola indesiderata) e
guasti o perturbazioni di sistema (sulla rete di trasmissione) garantendo il giusto apporto alla rete.
0.2.2 Fenomeni di sovratensione nel
punto di connessione della GD
Un’ ulteriore alterazione dovuta alla presenza di
utenti attivi sulla rete di distribuzione (problema locale) è relativa al profilo di tensione. Come già detto
in precedenza, nell’attuale configurazione (passiva)
della rete di distribuzione, la logica di regolazione
prevede di impostare un riferimento di tensione
opportunamente elevato in Cabina Primaria (ricorrendo alla regolazione del Variatore Sotto Carico
eventualmente con compound), così da compensare
le cadute di tensione sulle linee e rispettare i vincoli
della EN 50160 (± 10%) anche nei punti di consegna a fondo linea. In queste condizioni di funzionamento, e con rete passiva le tensioni hanno sempre andamento non crescente, per via del fatto che
i flussi di potenza attiva e reattiva, provenienti dalla
CP, attraversano le dorsali unidirezionalmente verso valle, determinando cadute di tensione su ogni
tratto di linea.
Nel caso invece di rete attiva, la presenza di GD potrebbe determinare un radicale cambiamento del
regime di tensione sui feeder: la connessione di un
Questa criticità è riportata per completezza, anche se non correlata allo sviluppo dei sistemi di accumulo.
Il sistema UCTE (Unione per il Coordinamento della Trasmissione di Energia Elettrica in Europa) rappresenta l’insieme delle reti elettriche europee.
Questo piano controlla il distacco di carico civile a seguito di gravi incidenti di rete che provochino un’elevata perdita di generazione.
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INQUADRAMENTO DEL PROBLEMA
generatore lungo una linea MT può infatti invertire i flussi di potenza, determinando un incremento
della tensione in quel punto e, più in generale, la variazione del profilo di tensione lungo l’intero feeder,
anche ben al di sopra dei valori tollerabili.
In tal caso, la regolazione di tensione come attuata
oggi non risulta più efficace, soprattutto in presenza della cosiddetta inversione del profilo di tensione
(cioè nel caso in cui la tensione nei punti più periferici della rete – quelli a cui è potenzialmente connessa la GD – assuma valori superiori alle tensioni
nei nodi in prossimità delle sbarre MT) ed, anzi, può
avere effetti dannosi sui profili di tensione di rete:
l’impostazione di setpoint sbagliati potrebbe, infatti,
causare l’infrazione dei limiti di tensione superiori, in
corrispondenza di quei nodi, a potenziale maggiore
delle sbarre MT, dove è installata GD. Gli stessi problemi sono riscontrabili anche sulle linee BT dove la
presenza di numerosi impianti fotovoltaici connessi
(spesso a fondo linea) può portare ad un aumento dei
valori di tensione nel punto di connessione.
In conclusione, bisogna notare come una penetrazione così marcata e rapida delle fonti rinnovabili
non programmabili nel Sistema Elettrico Nazionale richiede una radicale modifica dei criteri di sviluppo e gestione della rete seguiti nel passato. Tale
obiettivo si può raggiungere operando in maniera
coordinata su due aspetti:
•• le modalità di gestione delle reti, ovvero il dispacciamento;
•• lo sviluppo delle infrastrutture di rete.
I predetti aspetti sono fortemente correlati e, in alcuni casi, potrebbero essere tra loro sostitutivi. Pertanto occorre valutare di volta in volta quale sia l’intervento che permette di ottenere i migliori risultati
al minor costo per il sistema.
Come si avrà modo di discutere ampiamente
all’interno del Rapporto, i sistemi di accumulo,
grazie alla loro capacità di flessibilizzare le immissioni da FRNP, rappresentano una possibile
risposta alle sopracitate criticità che il sistema
elettrico si trova ad affrontare. I sistemi di accumulo possono essere utilizzati sia per risolvere le
criticità a livello di sistema, quali ad esempio l’integrazione di elevate quantità di FRNP e le nuove
esigenze di capacità regolante (in questo caso l’accumulo può essere gestito dal TSO), sia criticità
locali, quali ad esempio la regolarizzazione dei
profili di scambio all’interfaccia AT/MT, l’aumento della capacità di accoglimento della rete per la
GD, il controllo di tensione lungo linea e la qualità del servizio (in questo caso il sistema di accumulo, connesso lungo le dorsali elettriche e/o in
cabina primaria, deve essere gestito dal DSO8, o
anche dall’utente, sia esso un impianto FRNP, un
prosumer o una micro-grid).
All’interno dello studio si intende in particolare
analizzare in primo luogo quali sono le principali
tecnologie di storage attualmente in fase più o meno
avanzata di sviluppo e le rispettive funzionalità che
queste possono erogare a favore dei diversi “attori”
del sistema elettrico, al fine di individuare quelle
maggiormente promettenti, allo stato attuale ed in
ottica prospettica, in termini di ritorno economico
dell’investimento e potenziale di mercato.
Uno degli attori “emergenti” all’interno del sistema
elettrico, che si prevede giocherà un ruolo sempre
più rilevante, fa riferimento ai veicoli elettrici, i quali saranno trattati in dettaglio all’interno del Rapporto, con l’obiettivo principale di comprendere le
dimensioni attuali ed attese del “fenomeno” e, in secondo luogo, le implicazioni per il sistema elettrico
derivanti dalla loro diffusione.
8
In questo caso si possono sfruttare le possibili economie di scala, le maggiori opportunità di integrazione negli apparati di controllo e gestione della rete,
nonché i vantaggi in termini di facilità di accesso, installazione, manutenzione.
30
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1.
La Tecnologia
dello storage
L
’obiettivo di questo capitolo è innanzittutto
quello di analizzare «a cosa servono» i sistemi
di storage, ossia di evidenziare le funzionalità
che essi sono in grado di offrire quando applicati
al sistema elettrico. In questa fase, ci si limiterà alla
descrizione delle diverse funzionalità, prescindendo
dalla loro “rilevanza” per i diversi “soggetti” del sistema elettrico. In secondo luogo, si analizza «come
si fa» ad accumulare energia elettrica, presentando
una breve rassegna delle principali alternative tecnologiche, in fase più o meno avanzata di sviluppo,
mediante le quali è possibile raggiungere questo
obiettivo. Questa analisi consentirà di identificare
il matching tra funzionalità e tecnologie, ossia di
comprendere quali sono le tecnologie che si prestano meglio ad assicurare ciascuna delle funzionalità individuate. Infine, l’ultima parte del capitolo
si propone di identificare chi sono, all’interno del
sistema elettrico, i soggetti potenzialmente interessati all’adozione di un sistema di storage, individuando le diverse esigenze che essi manifestano e
quindi le funzionalità che richiedono.
1.1 Le funzionalità dei sistemi
di storage
I sistemi di accumulo possono fornire molteplici
servizi e funzionalità, necessari al corretto funzionamento del sistema elettrico (rete di trasmissione
e di distribuzione) e degli impianti alimentati da
Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP),
siano essi grandi impianti di produzione, o piccoli
impianti domestici di produzione e consumo.
Le funzionalità che possono essere fornite dai sistemi di accumulo si dividono concettualmente in:
•• prestazioni in potenza, caratterizzate dallo scambio di elevate potenze per tempi brevi (qualche
minuto, decine di minuti) e tempi di risposta molto rapidi (da frazioni di secondo a qualche decina
di secondi);
•• prestazioni in energia, caratterizzate da uno
scambio di potenza relativamente costante con
autonomia di alcune ore.
Spesso, in molti servizi, di energia o di potenza, i
sistemi di accumulo devono inoltre essere in grado
di portarsi al valore corretto di potenza di carica/
scarica, o di commutare tra carica e scarica in tempi
molto rapidi. Ne consegue la necessità di selezionare e dimensionare la tipologia dei sistemi di
accumulo in funzione del servizio (o dei servizi)
cui si intende destinarli: i principali sono descritti
successivamente, evidenziando quali possono essere i soggetti maggiormente interessati.
La TABELLA 1.1 mostra l’elenco delle principali funzionalità che i sistemi di storage possono assicurare,
individuate attraverso una revisione della letteratura specialistica e mediante il confronto con gli operatori del settore. Nel seguito del paragrafo ciascuna
di queste funzionalità sarà descritta in maniera dettagliata dal punto di vista “tecnico”, il che rappresenta il presupposto per la comprensione delle tecnologie di storage più adatte ad assicurare ciascuna
funzionalità e dei soggetti del sistema elettrico potenzialmente “interessati” a sfruttarle. Questi temi
saranno sviluppati nei successivi paragrafi.
1.1.1 Time-shift
I servizi di time-shift svolti dai sistemi di accumulo comportano uno spostamento di energia nel
tempo, dal periodo in cui l’accumulo è in carica
al periodo in cui esso scarica l’energia precedentemente accumulata.
Un primo esempio di time-shift, da applicarsi con
più facilità in abbinamento ad un impianto FRNP,
è l’arbitraggio del prezzo dell’energia elettrica; in
questo caso si acquista energia elettrica per immagazzinarla in ore in cui il prezzo è più basso, per poi
rivenderla o direttamente utilizzarla nelle ore in cui
il prezzo è più elevato. Questa applicazione può
essere svolta solamente dal sistema di accumulo
o da un sistema di accumulo abbinato ad un impianto FRNP operando un time-shift di energia da
ore caratterizzate da bassi costi marginali di produzione ad ore caratterizzate da costi più elevati con
un rapporto inferiore rispetto al rendimento del sistema di accumulo stesso.
L’impiego dei sistemi di accumulo anche da parte del prosumer acquista una crescente rilevanza:
l’accumulo può infatti essere visto come efficace
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33
1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.1
Classificazione delle funzionalità assicurate dai sistemi di storage
Classe
Tipologia
Funzionalità
Arbitraggio prezzo energia (storage)
Arbitraggio prezzo energia (storage+ FRNP)
«in energia»
Time-shift
Aumento quota autoconsumo energia prodotta da FRNP
Riduzione potenza impegnata
Flessibilizzazione curva di carico
(«load following» o «peak shaving»)
Risoluzione congestioni di rete (riduzione MP-FRNP)
Integrazione impianti FRNP
Regolarità/prevedibilità profilo di immissione (sbilanciamento)
Regolazione profilo di scambio interfaccia AT/MT
Differimento (riduzione) investimenti di rete
–
Sicurezza sistema elettrico
Partecipazione alla rialimentazione del sistema elettrico
Integrazione con i sistemi di difesa
Risorse per la risoluzione delle congestioni in fase
di programmazione
«in potenza»
Inerzia sintetica
Regolazione Primaria (frequenza)
Servizi di rete
Regolazione Secondaria e Terziaria (frequenza-potenza)
Bilanciamento in tempo reale
Regolazione tensione
«Power quality»
Qualità della tensione (Backup in CS o in CP)
Continuità del servizio (Backup in CS o in CP)
strumento, da integrare con l’impianto di generazione da FRNP, per migliorare la gestione dell’energia prodotta e di quella assorbita dal carico. Con
questa finalità, un possibile schema di connessione
dei sistemi di accumulo all’interno dell’impianto del
prosumer prevede di collegarlo sul lato in corrente continua del convertitore statico necessario per
garantire l’accoppiamento del generatore alla rete.
Questa modalità di inserzione permette di conseguire un’elevata efficienza di immagazzinamento
della produzione da FRNP (senza dover transitare
sul lato a.c. dell’inverter o attraverso il trasformatore), oltre che di sfruttare per l’accumulo lo stesso
convertitore c.c./c.a. e lo stesso trasformatore MT/
BT del generatore, e potenzialmente di integrare
34
l’accumulo all’interno dell’inverter. In questo modo,
sarà possibile, coordinando generatore e accumulo,
aumentare l’energia autoconsumata dall’impianto
accumulando l’energia prodotta in eccesso e utilizzandola nelle ore in cui il carico è elevato; il beneficio diventa maggiore nel caso di meccanismo di
tipo feed-in tariff (ad esempio, per gli impianti fotovoltaici, il Quinto Conto Energia), che prevede un
premio all’energia autoconsumata.
Questa modalità di utilizzo dei sistemi di accumulo
all’interno dell’impianto utente (prosumer, o più in
generale micro-grid) consente anche di ridurre la
potenza impegnata contrattuale, gestendo i carichi in modo ottimizzato rispetto alla produzione da
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1. La Tecnologia dello storage
FRNP (in particolare fotovoltaico) ed alla disponibilità del sistema di accumulo con l’obiettivo di minimizzare l’immissione/assorbimento di energia in/
dalla rete.
Un ultimo esempio di time-shift è relativo alla flessibilizzazione della curva di carico. È infatti possibile attraverso un opportuno utilizzo dei sistemi di
accumulo incrementare la bassa domanda di energia elettrica nelle ore notturne, limitando la necessità di ridurre il carico degli impianti di generazione
termoelettrici o addirittura la necessità di spegnerli, per poi riaccenderli poche ore dopo. Allo stesso
modo, nelle ore di alto carico, è possibile tramite i
sistemi di accumulo livellare i consumi e i relativi
picchi (peak shaving) immagazzinando energia nei
periodi di basso fabbisogno quando gli impianti di
generazione sono costretti a operare in assetti meno
efficienti (minimo tecnico) e rilasciandola nei periodi a fabbisogno più alto evitando il ricorso (da
parte di Terna) a impianti di punta di minore affidabilità e con elevati costi variabili. Tale tipo di servizio può essere d’aiuto per gestire più agevolmente
le rampe di carico violente determinate dalla tipica
curva di produzione del fotovoltaico, comportando
anche una minore necessità di disporre di capacità di generazione di punta, consentendo quindi di
ridurre o differire nel tempo i relativi investimenti.
Il peak shaving può essere effettuato da sistemi di
accumulo non solo a livello di intero sistema elettrico, ma anche ad esempio nell’ambito di una microgrid, consentendo un miglior dimensionamento
e una migliore gestione dei generatori e dei carichi
collegati.
1.1.2 Integrazione impianti FRNP
I sistemi di accumulo possono contribuire ad aumentare la capacità di accoglimento della rete per
la produzione da FER (Hosting Capacity; HC). In
questo contesto, i sistemi di accumulo limitano l’insorgenza di congestioni lungo le linee della rete di distribuzione e di trasmissione dovute alle immissioni
delle FRNP: ovvero essi assorbono energia quando la
produzione da FRNP supera la capacità di accettazione della rete, energia che viene poi reimmessa in rete
quando i vincoli tecnici risultano meno stringenti
(ad esempio, ore di alto carico).
Un esempio significativo è quello dell’eolico, spesso
installato in aree remote, lontane dai centri di carico
e caratterizzate da una struttura di rete di trasmissione relativamente debole, che può dare origine
all’impossibilità di evacuare la potenza generata nei
momenti di picco della produzione (e magari basso carico) per carenza di capacità di trasporto della
rete. In tal caso, l’utilizzo di sistemi di accumulo
potrebbe ridurre i problemi di congestione: l’accumulo di energia consente di ottimizzare l’utilizzo
della rete esistente, evitando sovraccarichi nelle
ore di massima produzione delle fonti rinnovabili non programmabili, mediante accumulo dell’energia non evacuabile in sicurezza, che può essere
successivamente rilasciata al venir meno di tale
produzione.
In questo modo, i sistemi di accumulo contribuirebbero a ridurre (o differire) gli interventi strutturali necessari ad accettare la totalità delle richieste
di connessione per impianti da FRNP, con benefici sulle tempistiche richieste per l’accesso alla rete.
In quest’ottica, l’utilizzo dei sistemi di accumulo è
temporaneo e limitato nel tempo dagli interventi di
sviluppo rete: una volta che le congestioni sono state
eliminate, l’accumulo può essere spostato in un’altra
porzione di rete critica; proprio per questo, l’amovibilità dell’accumulo è quindi essenziale.
L’efficacia di un sistema di accumulo risulta tanto
maggiore quanto più questo riesce a minimizzare
l’energia producibile da fonti rinnovabili non programmabili che viene ridotta per vincoli di rete
(mancata produzione eolica sulla rete AT per circa
480 GWh nel 2010 e 229 GWh nel 2011, e, in prospettiva, mancata produzione fotovoltaica sulle reti
MT) al fine di mantenere il sistema in condizioni
di sicurezza. In questo senso, i sistemi di accumulo diffuso a batterie si prestano a ricoprire un ruolo
primario per l’integrazione delle fonti rinnovabili,
soprattutto se si considera la relativa facilità di localizzazione e rapidità di installazione. La possibilità
di installare impianti, in corrispondenza di stazioni o cabine primarie e secondarie esistenti o lungo
linea sulle porzioni più critiche della rete, li rende
essenziali per ridurre i fenomeni di congestione
attuali o che si prevede possano presentarsi già nel
breve termine, in attesa dei rinforzi strutturali di
rete che hanno un maggiore impatto ambientale e
statisticamente richiedono tempi di autorizzazione
e realizzazione complessivamente molto maggiori.
Un’ulteriore applicazione dei sistemi di accumulo
che potrebbe significativamente favorire l’integrazione delle FRNP consiste nel rendere prevedibile
il profilo di immissione, compensando le fluttuazioni della potenza generata, causate dall’intermittenza della fonte, in modo da ottenere un
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1. La Tecnologia dello storage
profilo di immissione complessivo più regolare
e prevedibile. Un profilo più regolare consente di
ridurre la modulazione degli impianti dispacciabili che, in assenza degli accumuli, dovrebbero
compensare le variazioni della produzione rinnovabile: è possibile ridurre, ad esempio, la necessità per gli impianti termoelettrici di fronteggiare le
elevate rampe di carico che, in presenza di un rilevante sviluppo del FV, si verificherebbero in corrispondenza del tramonto, quando al calo della produzione fotovoltaica si sommerebbe l’incremento
della domanda per illuminazione. Un profilo più
prevedibile consentirebbe invece al Gestore della
Rete di ridurre la quantità di riserva da approvvigionare, riducendo così i relativi costi che il sistema
dovrebbe sopportare. Ciò consentirebbe, inoltre, al
proprietario dell’impianto a fonte rinnovabile, integrato dal sistema di accumulo, di ridurre gli oneri
di sbilanciamento, essendo in grado di rispettare
con maggiore precisione i programmi di produzione presentati al mercato. Questa soluzione è in linea
con le recenti evoluzioni regolatorie nel panorama
nazionale, che prevedono una sempre maggiore responsabilizzazione degli Utenti attivi nei confronti
dei propri sbilanciamenti (Del. 281/12/R/efr).
Per quanto riguarda, invece, le FRNP connesse alle
reti di distribuzione, i sistemi di accumulo possono
migliorare la prevedibilità/dispacciabilità delle
risorse di carico/generazione sottese alle reti, regolando i profili di scambio di una porzione di
rete o di una intera cabina primaria in modo da
rispettare le previsioni (ad esempio, a livello di interfaccia AT/MT, in accordo ai requisiti della Del.
ARG/elt 199/11). Al Distributore sarebbe dunque
richiesto di coordinare opportunamente l’esercizio
dell’accumulo con la previsione del carico e della
generazione sottesi alla propria rete e di provvedere alla raccolta sistematica di informazioni circa la
produzione (opportunamente classificate in base
alla fonte energetica) e il carico (ad esempio, suddivise tra carico MT e BT).
1.1.3 Differimento (riduzione)
investimenti di rete
I sistemi di accumulo possono essere utilizzati per
differire nel tempo (evitare) gli investimenti necessari per incrementare la capacità della rete
(di trasmissione o di distribuzione), ad esempio,
in caso di reti esercite in condizioni vicine al limite
della propria capacità massima sia per eccesso di carico, sia per eccesso di generazione. Più in generale,
i sistemi di accumulo diffuso devono intendersi a
36
supporto del miglior esercizio delle reti di trasmissione per massimizzarne lo sfruttamento, evitando
di dover realizzare in modo intempestivo nuovi
collegamenti che risulterebbero utilizzati esclusivamente nei momenti in cui si verificano picchi contemporanei di produzione da fonti rinnovabili non
programmabili.
Inoltre, gli incrementi della capacità degli elementi
di rete possono essere effettuati per quantità discrete: ad esempio, nel caso di periodi di sovraccarico
limitati, un investimento in un sistema di accumulo relativamente piccolo, in grado di farvi fronte,
potrebbe evitare più rilevanti investimenti nell’espansione degli elementi di rete esistenti. Allo stesso tempo, un servizio in grado di ridurre il livello
medio di carico di determinati elementi di rete, può
garantirne una maggiore vita tecnica, differendo nel
tempo la necessità di nuovi investimenti per la relativa sostituzione.
1.1.4 Sicurezza sistema elettrico
La procedura di riaccensione del sistema elettrico,
in caso di black-out generalizzato, richiede la disponibilità di centrali capaci di avviarsi autonomamente in assenza di alimentazione dalla rete elettrica
(capacità di black-start). Le centrali di ripartenza
autonoma vengono utilizzate per mettere in tensione le direttrici di riaccensione, ossia collegamenti
elettrici che consentono a tali centrali di rialimentare un primo insieme di carichi e determinate centrali di ripartenza non autonoma, consentendo loro
di ripartire a propria volta, e regolando frequenza
e tensione durante la rampa di presa di carico di
queste ultime. I sistemi di accumulo di grossa taglia
possono essere utilizzati dal Gestore di rete di trasmissione, al pari delle centrali di ripartenza, per effettuare la riaccensione del sistema elettrico a seguito di un blackout in quanto, oltre alla possibilità
di avviarsi autonomamente in assenza di alimentazione dalla rete elettrica, presentano anche tempi
di risposta immediati e la possibilità di effettuare
la regolazione della frequenza e della tensione. Allo
stesso modo, i sistemi di accumulo possono essere
integrati nei piani di difesa del Gestore di Rete da
attivarsi in caso di criticità sul sistema elettrico.
1.1.5 Servizi di rete
Oltre alla mitigazione degli effetti dovuti alla non
programmabilità della generazione rinnovabile, i
dispositivi di accumulo possono essere utilizzati
per rispondere anche ad ulteriori nuove esigenze
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1. La Tecnologia dello storage
derivanti dalla penetrazione massiva delle FRNP.
I sistemi di accumulo possono essere utilizzati per la
risoluzione delle congestioni in fase di programmazione, accettando modifiche, in incremento o in
diminuzione, rispetto ai programmi aggiornati cumulati (degli impianti FRNP a cui sono associati o
relativi ad un generico utente del dispacciamento).
Le risorse rese disponibili dai sistemi di accumulo
sono, quindi, utilizzate dal gestore di rete per eliminare le congestioni sulla rete rilevante generate
dai programmi aggiornati cumulati di immissione
e prelievo.
I sistemi di accumulo, sia sulla rete di trasmissione,
sia su quella di distribuzione (e presso gli utenti),
possono essere infatti utilizzati per fornire capacità di regolazione primaria per garantire la stabilità
della frequenza con livelli prestazionali anche superiori agli impianti tradizionali, se opportunamente
integrati nei sistemi di sicurezza e regolazione.
I sistemi di accumulo possono contribuire alla regolazione primaria di frequenza, migliorando le
prestazioni del sistema elettrico nel garantire il bilanciamento in tempo reale tra produzione e carico,
aumentando così la sicurezza di esercizio delle reti.
In futuro, l’accumulo potrebbe fornire il servizio di
regolazione primaria con prestazioni diversificate in
accordo alle effettive esigenze della rete. Ad esempio, in condizioni di esercizio ordinarie, ai sistemi
di accumulo potrebbe essere richiesto di regolare
frequenza su una banda limitata (analogamente a
quanto oggi richiesto ai gruppi convenzionali, compresa tra il ±1,5% ed il ±10% della loro potenza nominale per almeno 15 minuti), in emergenza invece,
per fornire il massimo supporto al sistema, l’accumulo potrebbe controllare la frequenza sull’intero
range operativo.
I sistemi di accumulo sono in grado di fornire
prestazioni utili alla stabilità del sistema, come ad
esempio l’inerzia sintetica, punto particolarmente
importante in sistemi elettrici, quale quello italiano,
che vedono una massiccia e crescente penetrazione
delle fonti rinnovabili non programmabili.
Un rilevante sviluppo degli impianti FRNP porta,
infatti, a parità di domanda, ad una riduzione del
numero di impianti convenzionali in servizio, e
quindi anche ad una riduzione del margine di riserva di regolazione primaria disponibile, che invece si renderebbe necessario in maggior quantità, a
causa dell’intermittenza di tali fonti. L’introduzione
di sistemi di accumulo per aumentare il margine di
riserva di regolazione primaria potrebbe in tal caso
costituire un ulteriore elemento in grado di favorire
l’integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico.
Per ristabilire sia il valore nominale della frequenza (e quindi i margini di riserva di regolazione primaria) sia i valori programmati degli scambi con
i sistemi interconnessi, si ricorre alla regolazione
secondaria; i sistemi di accumulo potrebbero essere impiegati anche per la fornitura del servizio
di regolazione secondaria: a questo riguardo valgono sostanzialmente le stesse considerazioni già
effettuate relativamente alla regolazione primaria.
Peraltro, se la regolazione primaria è un servizio
obbligatorio e non remunerato, la regolazione secondaria è oggetto di contrattazione sul MSD, per
cui i sistemi di accumulo a ciò dedicati potrebbero trarne adeguatamente profitto. Ma i sistemi di
accumulo potrebbero utilmente essere impiegati
anche come riserva “pronta”. In particolare, essendo i margini di riserva terziaria più ampi di quelli
di riserva primaria e secondaria, il loro impatto sul
funzionamento a carico parziale delle unità di produzione termoelettrica, e quindi sulla relativa riduzione del rendimento di generazione, è maggiore.
Inoltre, i sistemi di accumulo possono essere utilizzati per approvvigionare riserva e fornire risorse di bilanciamento per il sistema elettrico. I
sistemi di accumulo sono in grado di contribuire in
modo particolarmente efficiente al soddisfacimento del fabbisogno di riserva del sistema elettrico a
fronte di contingenze che ne impongano l’utilizzo.
Potendo immettere o prelevare energia dalla rete, i
sistemi di accumulo rappresentano, infatti, la risorsa più efficiente per il servizio di riserva sia a salire
che a scendere: ogni MW installato fornisce potenzialmente il doppio in termini di riserva. I tempi di
risposta estremamente ridotti dei sistemi di accumulo li rendono, inoltre, potenzialmente integrabili
nel sistema di difesa, permettendo di migliorare la
gestione delle risorse di rete esistenti.
Infine, i sistemi di accumulo possono mitigare
l’impatto delle FRNP sui profili di tensione lungo
le linee, sfruttando la capacità dei convertitori statici di accoppiamento alla rete di produrre/assorbire
energia reattiva. Per questa applicazione, l’accumulo (inteso come insieme di batteria e inverter) deve
gestire opportunamente gli scambi reattivi con la
rete, così da regolare i profili di tensione (ad esempio, evitando che le immissioni della GD causino
l’eccessivo innalzamento della tensione). Il control-
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37
1. La Tecnologia dello storage
lo delle iniezioni reattive sulle reti MT può essere
inoltre impiegato per migliorare il fattore di potenza
all’interfaccia con la rete di trasmissione. Un punto
di forza della presente funzionalità è che può essere
erogata in contemporanea agli altri servizi ancillari
richiesti all’accumulo, senza incidere su di essi.
1.1.6 Power quality
Gli interventi per aumentare la qualità del servizio
mediante sistemi di accumulo possono migliorare
la compensazione dei disturbi originati sia all’interno della rete di distribuzione, sia all’interno
dell’utenza. Oltre agli strumenti tradizionali a disposizione dei gestori di rete – quali sistemi di automazione e protezione evoluti – i sistemi di accumulo, installati in opportuni punti della rete, possono
garantire agli utenti un’alimentazione di qualità superiore rispetto a quella del resto del sistema di distribuzione; in questo caso l’esercizio dell’accumulo
è coordinato con i sistemi di automazione e protezione presenti in rete, con l’obiettivo di limitare il
numero e la durata delle interruzioni a cui risultano
soggetti gli Utenti.
In una condizione di guasto tipica, la protezione di
feeder interviene disalimentando gli Utenti sottesi
alla linea. I sistemi di accumulo, se installati in
una cabina secondaria o presso l’impianto utente,
potrebbero operare come Uninterruptible Power
Supply (UPS) evitando che gli utenti connessi alla
rete sottesa (rete BT, Utente MT) siano coinvolti nell’interruzione (o nella microinterruzione),
migliorando sia la continuità, sia la qualità del
servizio.
1.2 Le alternative tecnologiche
per i sistemi di storage
Le diverse soluzioni tecnologiche con cui è possibile accumulare energia elettrica possono essere
classificate in base alla forma di energia utilizzata per l’accumulo: (i) sistemi di accumulo elettrochimico, (ii) sistemi di accumulo meccanico,
(iii) sistemi di accumulo elettrico, (iv) sistemi di
accumulo chimico e (v) sistemi di accumulo termico. La FIGURA 1.1 mostra, per le diverse categorie
individuate, le principali alternative tecnologiche
esistenti e in fase di industrializzazione.
Come accennato in precedenza, le diverse tecnologie di storage, in funzione delle peculiarità che
contraddistinguono ciascuna di esse, si prestano
tipicamente a fornire solo alcune delle funzionalità identificate in precedenza in questo capitolo1. Di seguito si intende pertanto, per ciascuna
delle soluzioni tecnologiche oggetto d’analisi, de-
Figura 1.1
Classificazione delle tecnologie per i sistemi di storage (Fonte: Rielaborazione da EASE)
Sistemi di
accumulo
Elettrochimico
Meccanico
Elettrico
Chimico
Termico
Batterie
con
elettrolita
acquoso
Pompaggio
Idroelettrico
SMES
Idrogeno
Sali fusi
CAES
Supercondensatore
Syngas
Calore
Batterie
ad alta
temperatura
Volano
Batterie
al litio
Batterie a
circolazione di
elettrolita
1
I sistemi di accumulo possono essere utilizzati per diverse tipologie di applicazioni, in ambito sia stazionario che per trazione. In questo Rapporto, si pone
attenzione esclusivamente su quelle tipologie di applicazioni, c.d. “energy storage”, relative al sistema elettrico ed in particolare alle funzionalità descritte
nel PARAGRAFO 1.1.
38
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1. La Tecnologia dello storage
scrivere sinteticamente il principio di funzionamento e le caratteristiche che ne segnano il funzionamento, al fine di individuare, in ultima analisi,
il matching più corretto tra soluzioni tecnologiche e funzionalità. Ciò significa comprendere la
misura in cui una determinata tecnologia si presta ad erogare ciascuna funzionalità. Nelle sezioni successive del paragrafo, si focalizzerà l’attenzione sulle prime tre categorie, ossia l’accumulo
elettrochimico, meccanico ed elettrico, ritenute
ad oggi maggiormente interessanti dal punto di vista delle funzionalità che possono offrire al sistema
elettrico, anche alla luce della massiccia diffusione
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili.
Bisogna inoltre notare che, nonostante il focus di
questo paragrafo sia rivolto specificamente alle tecnologie che permettono di accumulare energia, in
realtà un “sistema” di accumulo comprende diverse componenti che, interagendo tra loro, assicurano il corretto funzionamento dell’insieme.
Il BOX 1.1 descrive i principali componenti di un
“sistema” di accumulo, con riferimento all’accumulo elettrochimico, che attualmente rappresenta
la tecnologia sulla quale si stanno concentrando i
principali sforzi di ricerca e sviluppo, nonché quella
cui viene ampiamente riconosciuto il maggiore potenziale di mercato per i prossimi anni.
1.2.1 I sistemi di accumulo
elettrochimico
Un accumulatore elettrochimico è un sistema che
permette la conversione reversibile di energia chimica in energia elettrica. Esso è generalmente costituito da una struttura composta da due semi-celle
separate da un setto poroso, ciascuna delle quali
contiene al proprio interno un elettrodo (anodo e
catodo) metallico immerso in soluzione elettrolitica
(che tipicamente contiene ioni dello stesso metallo).
Quella che comunemente viene definita una “batteria” non è altro che una combinazione, in parallelo
e/o in serie, di un numero variabile di accumulatori
elettrochimici.
Il principio di funzionamento “ideale”2 attraverso
il quale un accumulatore elettrochimico permette
di rilasciare ed immagazzinare energia elettrica fa
riferimento rispettivamente alle reazioni di ossidoriduzione ed elettrolisi. La prima si concretizza nel
fatto che un elettrodo (anodo) si ossida, cedendo
elettroni, mentre l’altro elettrodo (catodo) si riduce,
Box 1.1
Un “sistema” di accumulo elettrochimico
Con l’espressione «sistema» di accumulo elettrochimico
si fa riferimento ad un apparato che comprende i seguenti componenti:
•• apparecchiatura di accumulo dell’energia elettrica,
ossia la batteria, la quale tramite una serie di reazioni
elettro-chimiche permette di accumulare/scaricare
energia elettrica in funzione delle necessità del soggetto utilizzatore;
•• apparecchiature elettromeccaniche per la connessione dei componenti del sistema di accumulo tra
di loro e con la rete elettrica (come ad esempio cavi
di potenza e segnale, apparecchiature di manovra e
protezione e quadri elettrici);
•• inverter per la conversione da corrente continua a
corrente alternata dotati di speciche logiche di controllo sviluppate con il duplice obiettivo di ottimizza-
re le prestazioni fornite dalle batterie (sulla base, cioè,
del funzionamento richiesto e sulla base dei vincoli
operativi che caratterizzano l’apparecchiatura di accumulo) e di fornire i servizi di rete richiesti dai gestori (TSO e DSO);
•• sistemi di controllo del parco batterie e delle connessioni alla rete, necessari per il controllo dei parametri di funzionamento della batteria e delle apparecchiature di connessione (rispetto ai vincoli operativi
che caratterizzano l’apparecchiatura di accumulo) e
per l’individuazione di eventuali malfunzionamenti;
•• sistemi di gestione del dispositivo di storage, ossia
sistemi informatici che abilitino il controllo da remoto del funzionamento dell’apparecchiatura di accumulo al fine di erogare le funzionalità per cui essa è
realizzata.
2
Il funzionamento reale di un accumulatore elettrochimico prevede, in aggiunta alle due reazioni principali di ossido-riduzione ed elettrolisi, altre reazioni
secondarie o “parassite” (come ad esempio la gassificazione), le quali rappresentano un fenomeno negativo dal momento che degradano nel tempo le prestazioni dell’accumulatore.
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1. La Tecnologia dello storage
acquistando gli elettroni persi dal primo: attraverso
un conduttore, questo flusso di elettroni viene intercettato, ottenendo così corrente elettrica. La seconda reazione, l’elettrolisi, consente di riportare il
sistema allo status iniziale: mediante l’applicazione
di un campo elettrico dall’esterno, si trasforma l’energia elettrica in energia chimica.
Le diverse tipologie di accumulatori elettrochimici esistenti, le quali (come si discuterà nel seguito
del paragrafo) si trovano ad un diverso stadio di sviluppo tecnologico, si caratterizzano per il materiale di cui sono composti gli elettrodi e la soluzione
elettrolitica, oltre che in base alle caratteristiche
costruttive. In particolare, si possono identificare3
quattro principali sottocategorie, a ciascuna delle
quali appartengono diverse varianti: (i) accumulatori con elettrolita acquoso; (ii) batterie ad alta
temperatura; (iii) batterie al litio e (iv) batterie a
circolazione di elettrolita.
Per ciascuna delle tecnologie appena menzionate, nel seguito del paragrafo si intende in primis
approfondire le principali caratteristiche tecniche,
discutendo in secondo luogo le applicazioni ed
il livello di diffusione4 attuale a livello mondiale
in ambito energy storage (ossia per applicazioni
volte allo sfruttamento di una o più delle funzionalità discusse nel PARAGRAFO 1.1). Le principali
caratteristiche con cui può essere sinteticamente
descritto un sistema di accumulo sono riportate
nella TABELLA 1.2.
Tabella 1.2
Principali caratteristiche di un sistema di accumulo
Caratteristica
U.d.m.
Definizione
Capacità
Ah
Potenza nominale5
W
Energia nominale4
Wh
Potenza specifica
W/kg o W/l
Energia specifica
Wh/kg o Wh/l
Efficienza energetica
di carica/scarica
%
Rapporto tra l’energia scaricata e l’energia spesa per riportare
il sistema di accumulo nello stato di carica iniziale
Rendimento
amperometrico
%
Rapporto tra la quantità di carica, erogata durante la scarica, e
la quantità necessaria per ripristinare lo stato di carica iniziale
Durata
numero
di cicli
Tempo di esercizio dell’accumulatore, che ha fine quando le prestazioni del sistema degradano al di sotto dei limiti operativi (tipicamente riferito ad una profondità di scarica – DOD – dell’80%.
Temperatura
°C
Range di temperatura dell’ambiente esterno entro cui l’accumulatore è in grado di lavorare
Rapporto di scarica tipico
c-rate
Tasso al quale una batteria è scaricata, comparativamente alla
sua massima capacità
Quantità di carica elettrica che può essere estratta dal sistema
durante la scarica
Potenza erogabile da un sistema di accumulo corrispondente al
regime di scarica rappresentativo del regime di funzionamento
definito per il sistema di accumulo stesso
Energia che il sistema è in grado di fornire durante la scarica, a
partire da una condizione di piena carica
Rapporto tra la potenza corrispondente al regime di scarica sufficientemente rappresentativo del regime di lavoro cui la batteria
è destinata ed il peso/volume dell’accumulatore
Rapporto tra l’energia che il sistema fornisce durante la scarica
(partendo da una condizione di piena carica fino alla scarica
completa) ed il peso/volume dell’accumulatore
3
Fonte: RSE.
I valori di installato attuale ed atteso con riferimento alle diverse tecnologie di storage derivano dall’incrocio tra i dati diffusi dai principali report di settore
(Sandia, EASE), le informazioni contenute in database pubblici offerti da autorevoli enti (DOE, EPRI), ed altre fonti secondarie quali in particolare siti web
specializzati, dal momento che lo scenario appare in rapida evoluzione, con riferimento particolare ad alcune tecnologie di accumulo elettrochimico.
5
Questo parametro è caratteristico di ciascun singolo impianto, pertanto non sarà riportato nelle tabelle successive che descrivono le caratteristiche
peculiari di una singola cella.
4
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1. La Tecnologia dello storage
1.2.1.1 Batterie con elettrolita acquoso
In questa categoria di accumulatori, che si contraddistinguono per la presenza di un elettrolita in forma acquosa, si annoverano in particolare gli accumulatori al piombo/acido, nickel/cadmio e nickel/
idruri metallici.
1.2.1.1.1 Accumulatori al Piombo/Acido
L’elemento costitutivo di un accumulatore al
piombo (ossia la singola cella) è composto da un
elettrodo negativo di piombo metallico e da un
elettrodo positivo di biossido di piombo, a fronte
di un elettrolita costituito da una soluzione acquosa di acido solforico. Vi sono due principali
tipologie di accumulatori al piombo: VLA (Vented
Lead Acid) o accumulatori aperti, e VRLA (Valve
Regulated Lead Acid) o accumulatori ermetici.
La caratteristica principale degli accumulatori VLA
è quella di essere dotati di un’apertura che permette la fuoriuscita dei gas prodotti durante le reazioni
parassite6 che avvengono durante la fase di carica.
Essa risulta inoltre maggiormente ingombrante rispetto all’altra tipologia (VRLA), necessitando pertanto di strutture di sostegno ad hoc, volte anche a
garantirne un’opportuna ventilazione7. Per questo
tipo di accumulatori è necessaria una frequente manutenzione, volta al reintegro dell’acqua contenuta
nell’elettrolita che via via si consuma. La seconda
tipologia, ossia gli accumulatori VRLA (detti anche ermetici), prevede all’interno della cella, mediante opportune regolazioni, la ricombinazione
dell’idrogeno e dell’ossigeno, con la conseguente
rigenerazione di acqua. Inoltre sono meno ingombranti e necessitano di una manutenzione minore.
Per contro, la forte disomogeneità costruttiva di
questi dispositivi determina criticità nella fase di
gestione per applicazioni multiple. Inoltre, dopo un
certo valore di corrente di carica, la ricombinazione
dei gas è solamente parziale ed i gas inerti vengono
scaricati nell’ambiente mediante una valvola, determinando un degrado più rapido della batteria. È da
considerare infine che i VRLA hanno una temperatura crescente di funzionamento accentuata dalla
reazione esotermica di ricombinazione, il che può
creare il fenomeno della fuga termica8, fino alla possibile distruzione del dispositivo.
Le tecnologie principali con cui sono sviluppati
gli accumulatori VRLA sono essenzialmente due:
•• Gel: sono batterie con elettrolita gelatinoso, le
quali, a differenza delle batterie AGM sotto descritte, permettono un numero maggiore di cicli
di carica e scarica (quindi sono caratterizzate da
una maggiore vita utile). Il vantaggio principale
di queste batterie consiste nel fatto che non rilasciano acido, anche se l’involucro di cui sono
costituite si rompesse o se fossero capovolte.
Pertanto anche queste batterie sono sigillate e
non richiedono alcun tipo di manutenzione. A
fronte di questi vantaggi, il principale svantaggio
risiede nel fatto che queste batterie devono essere
caricate con correnti e tensioni inferiori rispetto
alle altre batterie, al fine di scongiurare la possibilità che si formino all’interno dell’elettrolita
delle bolle di gas tali da danneggiarle permanentemente;
•• AGM: Questo tipo di batterie sigillate si caratterizza per il fatto di avere tra gli elettrodi un elettrolita solido del tipo AGM (Absorbed Glass Mat,
ossia una fibra di vetro molto fine costituita da
Boro-Silicio “imbevuta” di acido, nello specifico
una soluzione di acqua e acido solforico). Pertanto questi accumulatori sono molto sicuri in
quanto garantiscono la non fuoriuscita dell’acido
anche se rotti. Questo tipo di tecnologia presenta
tutti i vantaggi delle batterie al gel, ma senza presentarne i limiti, dal momento che può sopportare correnti di carica più sostenute.
Le principali caratteristiche delle batterie al
piombo, distinguendo tra le due principali alternative (VLA e VRLA), sono sintetizzate in TABELLA 1.3.
Le performance che offre la tecnologia al piombo
acido sono minori rispetto a quelle offerte dalle
altre tecnologie di accumulo elettrochimico che
saranno descritte nel seguito del paragrafo, osservando in particolare i valori dell’energia specifica,
della potenza specifica e della durata attesa. In particolare, questa tecnologia presenta un regime tipico di scarica ridotto, che la caratterizza pertanto
6
Si fa riferimento a reazioni che avvengono in aggiunta a quella “fondamentale” del processo di scarica/scarica e che ne ostacolano/deteriorano il funzionamento. Una delle più note negli accumulatori con elettrolita acquoso è la reazione di gassificazione, che ha luogo nella fase finale della ricarica, determinando
la riduzione del rendimento di ricarica, il consumo dell’acqua nell’elettrolita e infine la produzione di gas che possono dare luogo ad esplosioni .
7
La ventilazione, che avviene anche mediante l’adozione di sistemi ad hoc, si rende necessaria per evitare che i gas che fuoriescono dalla batteria possono
dar luogo a miscele esplosive.
8
La fuga termica si verifica quando il calore generato in una cella al piombo-acido supera la sua capacità di dissipare tale calore. Questa condizione può
causare un'esplosione, soprattutto nelle celle sigillate. Il calore generato nella cella può crearsi senza alcun segnale di avvertimento e può essere causato
da una sovraccarica, da una carica eccessiva, da danni fisici interni, da un corto circuito interno o da un ambiente caldo.
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41
1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.3
Caratteristiche tecniche delle batterie al piombo
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
1 ÷ 10.000
Energia specifica (Wh/kg)
15 ÷ 25 (VLA)
20 ÷ 40 (VRLA)
Potenza specifica (W/kg)
20 ÷ 40 (VLA)
70 ÷ 80 (VRLA)
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
70 ÷ 85
Rendimento Amperometrico (%)
80
Durata (n° di cicli)
800
Temperatura di funzionamento (°C range)
-20 ÷ 60
Rapporto di scarica (c-rate)
C/10
come sistema adatto ad applicazioni “in energia”.
Ad ogni modo, il rapporto tra potenza specifica ed
energia specifica risulta sbilanciato a favore della
prima, per questo motivo questa tecnologia può
essere utilizzata anche per fornire funzionalità
“in potenza”, caratterizzandosi pertanto come una
tecnologia “trasversale”.
Guardando alle installazioni per applicazioni “energy storage” attualmente presenti a livello mondiale,
dall’analisi delle principali pubblicazioni a riguardo
si stima che queste “cubano” 69 MW, rappresentando una delle tecnologie più diffuse in questo
ambito.
Tra queste, appare interessante citare il caso di un
impianto costruito nel 1997 nella comunità rurale del Metlakatla (nelle isole Annette) da General
Electric e Exide Technologies, di taglia pari a 1 MW
(1,4 MWh)9 addetto al controllo di tensione mediante accumuli di tipo VRLA. Ha funzionato senza
interruzioni fino al 2008, anno in cui le celle sono
state sostituite. Un sistema più recente da 15 MW
(10 MWh) fornito dall’impresa statunitense Xtreme
Power, è stato costruito nel 2011 ad Oahu, nelle Isole Hawaii, a supporto di un parco eolico da 30 MW
realizzato da First Wind, permettendo di mediarne
le fluttuazioni di potenza.
Guardando invece ai progetti attualmente in via
di sviluppo a livello mondiale, se ne annoverano
cinque, tre dei quali hanno una potenza complessiva di circa 3,5 MW (2 MWh), in corso di realizzazione negli Stati Uniti ed in Cina.
Le ragioni che spiegano la diffusione di queste batterie sono da ricercare nel loro prezzo ridotto rispetto ad altre tecnologie (prezzo che è nell’ordine
dei 1.500 €/kWh “utile”10 11 per batterie di qualche
kWh, a fronte ad esempio dei circa 2.200 €/kWh
per una batteria analoga agli ioni di litio12) e nella reperibilità delle materie prime necessarie per
fabbricarle. Inoltre un’importante caratteristica risiede nella stabilità del sistema di accumulo in caso
di connessione di svariate celle in configurazione
serie/parallelo, senza bisogno di particolari sistemi
di monitoraggio e gestione (BMS – Battery Management System13).
9
Le caratteristiche di ciascuna installazione sono definite esplicitando non solo la potenza erogabile dal sistema di accumulo ma anche l'energia che l'accumulo stesso può fornire durante la scarica; in questo modo, è possibile comprendere la quantità di potenza che può essere scambiata ed i corrispondenti
tempi di autonomia.
10
Da intendersi come costo al kilowattora “lordo” diviso per la profondità di scarica ottimale associata a ciascuna tecnologia (circa 50% nel caso del piombo/acido).
11
Il costo specifico di ciascuna tecnologia fa riferimento al regime di scarica tipico che caratterizza ciascuna di esse, così come fornito dai produttori delle
tecnologie. Pertanto, non appare concettualmente corretto effettuare un confronto diretto tra le diverse tecnologie basandosi su tali costi.
12
Un confronto esaustivo deve ovviamente tenere in conto di ulteriori parametri citati nel seguito.
13
Il sistema elettronico di bilanciamento e controllo (BMS) è indispensabile per un corretto utilizzo della batteria,
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1. La Tecnologia dello storage
Tuttavia, la tecnologia sconta alcune criticità, riferibili in primis ad una densità energetica piuttosto
bassa e ad una durata di vita assai limitata, che di
fatto stanno determinando un crescente interesse
da parte del mercato per altre tecnologie, come ad
esempio le batterie al sodio per applicazioni “energy
intensive” e le batterie al litio per applicazioni “power intensive”.
1.2.1.1.2 Accumulatori al Nichel/Cadmio
L’elemento costitutivo di un accumulatore al nickel/cadmio è composto da un elettrodo negativo di cadmio e da un elettrodo positivo di ossido
idrato di nickel, a fronte di un elettrolita di tipo
alcalino (tipicamente idrossido di potassio in soluzione acquosa).
Le batterie al nichel/cadmio sono realizzate secondo due principali tecnologie costruttive:
•• con elettrodi “a tasca”, in cui le materie attive di
entrambi gli elettrodi sono contenute all’interno
di una tasca in lamina di acciaio traforata, al fine
di permettere la penetrazione dell’elettrolita;
•• con elettrodi “sinterizzati”, in cui le materie
prime vengono spalmate in una matrice porosa,
grazie alla quale si conseguono prestazioni superiori (maggiore energia specifica, potenze molto
più elevate, riduzione della resistenza interna).
Analogamente all’accumulatore al piombo, le batterie nichel/cadmio possono essere di tipo aperto e
di tipo ermetico, con forma cilindrica o prismatica.
Inoltre, come per il piombo, all’interno della batteria si verificano delle reazioni parassite, come quella di auto-scarica, provocando perdite di energia e
rendendo necessaria una frequente manutenzione.
In secondo luogo, questa tecnologia sconta il cosiddetto effetto-memoria14.
Le principali caratteristiche delle batterie al nichel/cadmio sono sintetizzate nella TABELLA 1.4.
Le caratteristiche che contraddistinguono la tecnologia al nickel/cadmio la rendono “trasversale”
per applicazioni in energia ed in potenza. Infatti,
analogamente a quanto discusso per la tecnologia
al piombo/acido, questa tecnologia presenta un regime tipico di scarica ridotto (che la caratterizza
pertanto come sistema adatto ad applicazioni “in
energia”), ma l’elevato rapporto tra potenza specifica ed energia specifica rende questa tecnologia
Tabella 1.4
Caratteristiche tecniche delle batterie nichel/cadmio
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
8 ÷ 1.500
Energia specifica (Wh/kg)
50 ÷ 60
Potenza specifica (W/kg)
500 ÷ 800
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
60 ÷ 70
Rendimento Amperometrico (%)
70 ÷ 80
Durata (n° di cicli)
1.000 ÷ 1.200
Temperatura di funzionamento (°C range)
-50 ÷ 70
Rapporto di scarica (c-rate)
C/8 ÷ C/5
14
Fenomeno che fa riferimento alla riduzione della tensione di cella provocata da cambiamenti fisici della materia attiva non utilizzata, nel caso in cui la cella
viene frequentemente sottoposta a cariche e scariche non complete.
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43
1. La Tecnologia dello storage
adatta anche per fornire servizi “in potenza”.
Per quanto concerne le applicazioni “energy storage”, sebbene nei numeri l’accumulatore al nichel/
cadmio risulta ad oggi una tra le tecnologie maggiormente diffuse per questo tipo di applicazione,
l’installato a livello mondiale, stimato pari a 27
MW (6,75 MWh), fa riferimento ad un unico impianto, realizzato nel 2003 negli Stati Uniti presso
Fairbanks (Alaska).
Tale impianto, realizzato con tecnologia Saft (batteria) ed ABB (elettronica di potenza), per un investimento complessivo di 35 mln $, è stato realizzato
dall’utility locale GVEA (Golden Valley Electrical
Association) al fine di garantire l’affidabilità del servizio ad i propri utenti.
È interessante infine sottolineare che, ad oggi,
non risulta in programma a livello mondiale la
realizzazione di nuove applicazioni di questa tecnologia in ambito “energy storage”; anche per questo motivo, non sono fornite stime aggiornate sul
livello di costo della tecnologia15.
A questo proposito, l’attenzione rivolta alle problematiche ambientali legate alla presenza del
cadmio (materiale altamente tossico) ha frenato
l’evoluzione di questa tecnologia, che è stata progressivamente sostituita dall’accumulatore nichel/
idruri metallici e da altre tecnologie emergenti
quali il litio (discusse nelle sezioni successive).
1.2.1.1.3 Accumulatori al Nichel/Idruri
Metallici
L’elemento costitutivo di un accumulatore al nickel/idruri metallici è composto da un elettrodo
negativo costituito da composti intermetallici
(i quali sono in grado di assorbire ed accumulare
l’idrogeno in modo reversibile, con formazione di
idruri) e da un elettrodo positivo di ossido idrato
di nickel, a fronte di un elettrolita di tipo alcalino (tipicamente idrossido di potassio in soluzione
acquosa). Come si nota, l’unica variante sostanziale
rispetto alla batteria al nickel/cadmio risiede nell’elettrodo negativo.
Questa tipologia di accumulatore comporta l’u-
so di materie prime costose, tuttavia il fatto che
sia priva di cadmio la rende preferibile dal punto
di vista ambientale. Da un punto di vista tecnico
invece, l’energia specifica è leggermente maggiore
rispetto alle batterie al Ni/Cd e sono inoltre adatte a ricaricarsi in tempi brevi. Tuttavia uno svantaggio è la loro tendenza all’auto-scarica, dovuta
alla diffusione dell’idrogeno attraverso l’elettrolita.
Inoltre, l’alta corrente necessaria durante la carica
(che di fatto è una reazione esotermica, cioè con
sviluppo di calore), rende necessaria ed essenziale
una gestione termica e di raffreddamento. Inoltre,
analogamente a quanto discusso per le batterie nickel/cadmio, questa tecnologie soffre del cosiddetto
“effetto memoria”. A causa di ciò, tali batterie sono
state, e sono tuttora, oggetto di grandi sforzi di ricerca e sviluppo.
La TABELLA 1.5 riassume le principali caratteristiche
di questa tecnologia.
Le caratteristiche che contraddistinguono la tecnologia al nickel/idruri metallici la rendono “trasversale” per applicazioni in energia ed in potenza.
Infatti, questa tecnologia presenta un regime tipico
di scarica elevato (seppur inferiore alla due tecnologie precedentemente analizzate) che la caratterizza pertanto come sistema adatto ad applicazioni “in
energia”, sebbene il ridotto rapporto tra potenza
specifica ed energia specifica rende questa tecnologia adatta anche per fornire servizi “in potenza”.
Riguardo alle applicazioni “energy storage”, attualmente non risultano in essere né previsti progetti
che prevedano l’utilizzo di questa tecnologia, ed
anche l’evoluzione dei relativi costi non è nota.
1.2.1.2 Batterie ad alta temperatura
Le batterie ad alta temperatura, che comprendono
quelle sodio/zolfo e sodio/cloruro di nichel, lavorano ad una temperatura interna di circa 300°C,
necessaria per portare gli elettrodi allo stato fuso
e per aumentare la conducibilità dell’elettrolita.
Esse pertanto risultano insensibili alle condizioni
ambientali esterne.
Lo sviluppo di queste tipologie di celle è stato spinto
dall’esigenza di individuare coppie elettrochimiche
15
Dal confronto con uno dei principali produttori di sistemi di accumulo di questo tipo, impiegato principalmente per alcune specifiche applicazioni quali ad
esempio nelle pipeline dell’Oil&Gas, il costo di questa tecnologia è piuttosto variabile, tra i 200 ed i 1.000 €/kWh, in funzione delle prestazioni che essa
deve essere in grado di fornire.
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.5
Caratteristiche tecniche delle batterie nichel/idruri metallici
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
0,1 ÷ 200
Energia specifica (Wh/kg)
40 ÷ 100
Potenza specifica (W/kg)
200 ÷ 1.200
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
65
Rendimento Amperometrico (%)
70 ÷ 80
Durata (n° di cicli)
500 ÷ 1.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
-20 ÷ 60
Rapporto di scarica (c-rate)
C/5
in grado di fornire energie specifiche molto elevate, senza ricorrere all’utilizzo di materiali eccessivamente pregiati e rari. Queste batterie si caratterizzano per una energia specifica molto più elevata
rispetto agli accumulatori con elettrolita acquoso,
elevati rendimenti energetici, prestazioni indipendenti dalla temperatura ambiente, buona vita attesa. Per motivi gestionali e di sicurezza non sono
disponibili sul mercato come celle singole, ma come
sistemi completi di BMS (Battery Management System), ossia un sistema di controllo delle grandezze
che caratterizzano il funzionamento della batteria.
1.2.1.2.1 Batteria al Sodio/Zolfo
L’elemento costitutivo di un accumulatore al sodio/zolfo è composto da due elettrodi allo stato
fuso (rispettivamente di zolfo e sodio), a fronte di
un elettrolita di tipo ceramico (beta allumina).
Dal punto di vista costruttivo presenta caratteristiche molto diverse rispetto a quelle dei tradizionali
accumulatori (cioè le batterie alcaline quali quella
al piombo). Infatti, i due elettrodi sono allo stato
fuso e sono divisi dal separatore ceramico (beta allumina), che permette il passaggio ionico e svolge
le funzioni dell’elettrolita.
Trattandosi, come già detto, di una batteria ad alta
temperatura, essa ha bisogno di una coibentazione
termica particolarmente efficace per diminuire la
dispersione termica. La struttura della cella generalmente utilizzata è a forma di bicchiere e i materiali impiegati sono molto pregiati a causa della
capacità corrosiva dello zolfo liquido. Essa è inoltre dotata di un sistema di riscaldamento interno
che si attiva quando la temperatura scende sotto
un certo limite.
Con la batteria a riposo, l’autonomia termica può
essere di qualche giorno. Questo costringe il sistema di riscaldamento ad essere attivo ed a collegare
la batteria alla rete elettrica per alimentarlo.
Le principali caratteristiche delle batterie sodiozolfo sono sintetizzate in TABELLA 1.6.
Il connotato principale che contraddistingue la
tecnologia al sodio/zolfo rispetto alle altre tipologie di accumulo elettrochimico16 fa riferimento al fatto che l’energia specifica è molto elevata
ed inoltre presenta valori maggiori rispetto alla
potenza specifica.
Per tale motivo, questa tipologia di batteria, con-
16
Fanno eccezione le batterie a circolazione di elettrolita, le quali, come si discuterà nel PARAGRAFO 1.2.1.3, presentano delle caratteristiche peculiari che
le differenziano dalle altre tipologie di accumulatori elettrochimici.
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.6
Caratteristiche tecniche delle batterie sodio/zolfo
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
628
Energia specifica (Wh/kg)
240
Potenza specifica (W/kg)
210
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
90
Rendimento Amperometrico (%)
100
Durata (n° di cicli)
4.500
Temperatura di funzionamento (°C range)
Insensibilità alla temperatura esterna
Rapporto di scarica (c-rate)
C/8
traddistinta anche da un regime tipico di scarica
elevato, è tipicamente utilizzata per applicazioni
“in energia”.
Ad oggi, per applicazioni “energy storage”, la tecnologia sodio/zolfo risulta essere una delle più
utilizzate, considerato che la potenza installata a
livello mondiale è stimata essere pari a 54,2 MW17.
Uno dei principali progetti ha preso le mosse nel
2008 nel nord del Giappone da parte della Japan
Wind Development Company, che prevede l’installazione di un sistema di accumulo al sodio/zolfo
fornito da NGK per una capacità di 34 MW (238
MWh), associato ad un parco eolico da 51 MW. Si
prevedono molte nuove installazioni che utilizzano
questa tecnologia, come mostra il caso del gestore
della rete di trasmissione italiano, Terna, che ha recentemente definito un framework agreement con
la stessa NGK per la fornitura di sistemi di accumulo per un massimo di 70 MW (490 MWh) per
applicazioni “energy intensive”. A livello mondiale
sono stati censiti diversi progetti in fase di sviluppo, tra i quali vale la pena segnalare un progetto “faraonico”, ad oggi ancora sulla carta, portato avanti
da Rubenius (società con sede negli Emirati Arabi
Uniti che sviluppa progetti in ambito smart grid),
che prevede la realizzazione di una “energy warehouse” composta da 1 GW (4-6 GWh) di batterie
sodio/zolfo fornite da NGK presso Baja California
(Messico), per un investimento complessivo stimato in 4 mld $, da mettere a disposizione di utility
messicane e statunitensi. Il costo attuale di questa
tecnologia, per applicazioni analoghe a quelle citate (ossia “energy intensive”, con taglie nell’ordine
dei Megawattora) è stimabile in circa 1.000 €/kWh
“utile”.
1.2.1.2.2 Batteria al Sodio/Cloruro di Nichel
(“ZEBRA”)
La batteria al sodio/cloruro di nichel, nota anche
con l’acronimo “ZEBRA” (Zero Emission Battery
Research Activity) è, dal punto di vista della struttura e delle prestazioni, sostanzialmente simile
alla batteria sodio/zolfo. Dal punto di vista della
struttura, rispetto alla batteria sodio/zolfo cambia
soltanto il materiale di un elettrodo, costituito da
cloruro di nickel invece che da zolfo.
Le principali caratteristiche di questa soluzione
sono riassunte in TABELLA 1.7.
Le principali caratteristiche tecniche che contraddistinguono questa tecnologia, che vedono una
differenza limitata tra energia specifica e potenza
specifica, rendono questa tecnologia “trasversale”, ossia adatta sia ad applicazioni “in potenza” che
“in energia”. In particolare, l’energia specifica elevata che caratterizza questa tecnologia, comparativamente alle altre tipologie di accumulo elettrochimico (ad esclusione della tecnologia al sodio/
zolfo), rende questa tecnologia particolarmente
adatta ad applicazioni “in energia”.
17
Su questo dato si riscontra una forte discordanza tra le varie fonti, alcune delle quali attribuiscono a questa tecnologia un volume di installato notevolmente maggiore, nell’ordine dei 300 MW.
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.7
Caratteristiche tecniche delle batterie sodio/cloruro di nickel
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
32
Energia specifica (Wh/kg)
160
Potenza specifica (W/kg)
170
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
90
Rendimento Amperometrico (%)
100
Durata (n° di cicli)
2.500 ÷ 3.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
Insensibilità alla temperatura esterna
Rapporto di scarica (c-rate)
C/2
Riguardo alle applicazioni “energy storage” attualmente esistenti a livello mondiale, è stato censito
un unico impianto realizzato in Italia da FIAMM,
Elettronica Santerno, Terni Energia e Galilea ad
Almisano (Vicenza) costituito da 10 moduli da
23 kWh ciascuno, accoppiato ad un impianto fotovoltaico al fine di accumulare l'energia in eccesso prodotta dal sistema e riutilizzarlo nei periodi
di maggiore richiesta. Inoltre, risultano in fase di
sviluppo tre progetti di dimensioni ridotte, per
un totale di circa 500 kW (432 kWh) la cui realizzazione è prevista negli Stati Uniti e prevede l’utilizzo di tecnologia FIAMM. Il costo di questa tecnologia è stimabile tra i 1.200 ed i 2.100 €/kWh,
in funzione della taglia del sistema, che spazia da
poche decine di kilowattora per applicazioni “residenziali” fino a qualche Megawattora per applicazioni “utility scale”.
1.2.1.3 Batterie a circolazione di elettrolita
Le batterie a circolazione di elettrolita consentono l’accumulo di energia elettrica mediante soluzioni elettrolitiche contenenti differenti coppie
redox, utilizzando reazioni accoppiate di ossidoriduzione in cui sia i reagenti che i prodotti di
reazione (in forma ionica) sono disciolti in soluzione acquosa.
Le soluzioni dell’elettrolita positivo e negativo sono
immagazzinate in serbatoi, messe in circolazione da
pompe, e si interfacciano attraverso una membrana
(separatore) che permette lo scambio ionico, impedendo tuttavia il mescolamento delle soluzioni.
La loro caratteristica più importante è il disaccoppiamento tra le caratteristiche di potenza e di
energia: infatti, la potenza che la batteria è in grado di erogare/assorbire è in funzione della quantità
di elettrolita che prende parte alla reazione istante
per istante (compatibilmente con la velocità della
reazione) e quindi dalla superficie della membrana
e dalla portata delle pompe, mentre la capacità di
accumulo è legata alla quantità di liquido totale e
quindi alla capienza dei serbatoi.
Si possono individuare diverse tipologie di batterie
a circolazione di elettrolita, tra cui quelle al Vanadio, al Vanadio/Bromo, al Polisolfuro di Bromuro,
al Ferro/Cromo, allo Zinco/Bromo ed allo Zinco/
Cerium. Nel seguito della trattazione, si focalizzerà
l’attenzione sulle alternative tecnologiche ritenute
maggiormente significative, essendo quelle ad oggi
maggiormente mature, ossia al Vanadio ed allo
Zinco/Bromo, che di fatto rappresentano la quasi
totalità dell’installato attuale (circa 3 MW). Date
le caratteristiche delle diverse alternative tecnologiche, che saranno dettagliate nelle prossime due
sezioni con particolare riferimento a due specifiche tecnologie, si può affermare in generale che gli
accumulatori a flusso di elettrolita si prestano in
modo particolare ad applicazioni “energy intensive” di grande taglia (nell’ordine dei Megawattora).
1.2.1.3.1 Batteria Redox a circolazione di
elettrolita al Vanadio (“VRB”)
La batteria VRB, acronimo di Vanadium Redox
Battery, rientra nel novero delle batterie a circolazione di elettrolita, in cui la coppia redox è
costituita da vanadio. L’elemento costitutivo di tale
batteria, ossia la cella elementare, è formato da una
membrana di scambio ionico, che separa i due elet-
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.8
Caratteristiche tecniche delle batterie redox a circolazione di elettrolita al vanadio
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
–
Energia specifica (Wh/kg)
25
Potenza specifica (W/kg)
100
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
60 ÷ 85
Rendimento Amperometrico (%)
80 ÷ 90
Durata (n° di cicli)
10.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
0 ÷ 40
Rapporto di scarica (c-rate)
C/10 (in energia)
1C (in potenza)
trodi evitandone il mescolamento, dagli elettrodi
stessi, entrambi costituiti da ioni vanadio in differenti stati di ossidazione (disciolti in una soluzione
di acido solforico), e dalle piastre bipolari.
Una batteria è composta da un certo numero di
celle elementari connesse in serie, da due serbatoi contenenti gli elettrodi e dal circuito idraulico
(compreso di pompe) che permette la circolazione
degli elettroliti.
Le principali caratteristiche di questa tecnologia
sono sintetizzate in TABELLA 1.8.
Date le caratteristiche che contraddistinguono
questa tecnologia, in termini di capacità di accumulo di energia in funzione della dimensione dei
serbatoi utilizzati (con riferimento a quanto detto
in precedenza), essa trova principale applicazione
per l’immagazzinamento di energia elettrica su
larga scala, ossia per applicazioni “in energia”. È
interessante notare che la versatilità di costruzione
(variando in particolare la dimensione dei serbatoi, la superficie della membrana e la portata delle
pompe) rende comunque possibile progettare batterie di questo tipo anche per applicazioni “in potenza”. D’altro canto, un fattore limitante per questa tecnologia risiede nella temperatura a cui può
lavorare tale batteria, vincolato nel range 0-40 °C,
a causa del fatto che, da un lato, a basse temperature la circolazione del fluido diviene problematica in
virtù dell’aumento di densità dello stesso, dall’altro
lato, ad alte temperature si può verificare l’ostruzione del circuito idraulico a causa della precipitazione
dei sali di vanadio dell’elettrolita.
Guardando alle applicazioni “energy storage”, attualmente sono stati censiti a livello mondiale due
impianti che sfruttano questa tecnologia (uno negli Stati Uniti ed uno in Cina), per un totale di 2,6
MW, mentre altri progetti sono stati realizzati negli
anni passati, di cui uno dei più importanti fa riferimento ad un sistema da 4 MW (6 MWh) installato
in Giappone (funzionante dal 2005 al 2008) in accoppiamento ad un impianto eolico della potenza
di 30,6 MW per migliorane l’integrazione nella rete
elettrica. I costi attuali sono stimabili tra i 1.200 ed
i 1.700 €/kWh18, con riferimento a taglie (tipiche
per questa tecnologia) nell’ordine dei Megawattora.
Infine, attualmente risulta in fase di realizzazione un ulteriore progetto nella città di Painesville
(Stati Uniti) da parte di una utility locale, di dimensioni pari a 1,1 MW (8,8 MWh), da accoppiare ad un impianto a carbone per ottimizzarne il
funzionamento, per un investimento complessivo
nell’ordine dei 10 mln $.
1.2.1.3.2 Batteria Redox a circolazione di
elettrolita al Bromuro di Zinco
La cella elementare di questa batteria prevede un
elettrodo negativo costituito da zinco (in forma
solida quando la batteria è carica), un elettrodo positivo costituito da bromo (liquido a temperatura
18
Dal confronto con un produttore di batterie VRB è emersa un’opportunità interessante per “abbattere” il costo d’investimento per questa tecnologia,
ossia il leasing dell’elettrolita (che pesa per il 30-40% del costo complessivo d’investimento). Questa possibilità è abilitata dal fatto che l’elettrolita non va
incontro a degrado durante l’esercizio della batteria.
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Tabella 1.9
Caratteristiche tecniche delle batterie redox a circolazione di elettrolita al bromuro di zinco
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
–
Energia specifica (Wh/kg)
60 ÷ 85
Potenza specifica (W/kg)
50 ÷ 150
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
70 ÷ 80
Rendimento Amperometrico (%)
>90
Durata (n° di cicli)
2.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
–
Rapporto di scarica (c-rate)
C/10 ÷ C/2
ambiente) e l’elettrolita costituito da una soluzione acquosa di bromuro di zinco. In particolare, il
flusso dei due elettroliti è separato da una membrana in poliolefina microporosa. La batteria è composta da un certo numero di celle, dai serbatoi che
contengono l’elettrolita e da un sistema idraulico
per la circolazione dell’elettrolita.
Le principali caratteristiche di questa soluzione
tecnica sono riassunte in TABELLA 1.9.
Date le caratteristiche che contraddistinguono
questa tecnologia, analoghe a quelle discusse per la
tecnologia VRB, essa trova principale applicazione per fornire prestazioni “in energia”, lavorando
tipicamente su regimi di scarica compresi fra 1/2 e
1/10 ore. Lo sviluppo di tale tecnologia è ancora
alle prime fasi di commercializzazione, con prototipi di qualche decina di kWh, di cui non sono noti
i costi di realizzazione.
Attualmente a livello mondiale sono stati censiti
tre impianti di piccola taglia che sfruttano questa tecnologia, tutti realizzati in Australia, per un
totale di 0,4 MW (0,8 MWh), mentre risultano in
fase di sviluppo tre progetti, negli Stati Uniti, per
una potenza complessiva di 1,5 MW (7,5 MWh).
1.2.1.4 Batterie al Litio
Le batterie agli ioni di litio presentano diverse varianti, le quali, a fronte di una struttura di base comune, impiegano materiali diversi sia per gli elet-
trodi che per l’elettrolita. Riguardo agli elettrodi,
tipicamente l’anodo è composto da grafite allo
stato litiato (affiancato negli ultimi anni dal titanato di litio), mentre il catodo è tipicamente costituito da un ossido litiato di un metallo di transizione
(quale ad esempio cobalto, nichel e manganese). L’elettrolita invece, costituito da sali di litio disciolti
in miscela di solventi organici, può essere liquido
o polimerico, da cui deriva una possibile distinzione tra batterie agli ioni di litio “tradizionali” e batterie litio/polimeriche.
Le diverse combinazioni di elettrodi ed elettrolita
danno luogo ad una moltitudine di varianti possibili, ciascuna delle quali si presta meglio per determinate applicazioni. La FIGURA 1.2 riporta alcune tra le
principali celle che impiegano questa tecnologie19,
evidenziando le caratteristiche che le contraddistinguono, da cui emerge un evidente trade-off tra maturità della tecnologia (e relative prestazioni) ed il
livello di sicurezza garantito dalla soluzione stessa.
In termini quantitativi, le principali caratteristiche
delle batterie litio-ioni sono riportate in TABELLA
1.10.
La principale caratteristica che contraddistingue
questa tecnologia fa riferimento all’elevata potenza specifica, notevolmente superiore rispetto alle
altre tecnologie di accumulo elettrochimico, da
cui deriva che questa tecnologia si presta particolarmente ad applicazioni “in potenza”. D’altro
canto, l’energia specifica importante e la flessibi-
19
DNCA = nickel/cobalto/alluminio (catodo) ; NMC = nickel/ manganese / cobalto (catodo); LMO = litio/manganese (catodo); LFP = fosfato litiato di ferro
(catodo); LTO = titanato di litio (anodo).
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49
1. La Tecnologia dello storage
Figura 1.2
Principali celle che utilizzano tecnologia agli ioni di litio (Fonte: RSE)
NCA
NMC
LMO
LFP
LTO
Tensione nominale (V)
3,7
3,7
3,7
3,3
2,2
Tipo di catodo
LiNiCoAlO2
LiNiCoMnO2
LiMn2O4
LiFePO4
LiMn2O4
Tipo di anodo
C
C
C
C
Li4Ti5O12
Potenza (W/kg)
Alta
Buona
Media
Media
Media/Bassa
Energia (Wh/kg)
Alta
Alta
Buona
Media
Bassa
Vita cicli
Buona
Buona
Media
Media
Alta
Vita calendario
Buona
Buona
Bassa
Bassa per T>30 °C Buona
Livello di sviluppo
Matura
Crescita/Matura Matura
Crescita
Crescita
Sicurezza catodo
Bassa
Bassa
Media
Buona
Media
Sicurezza cella
Scadente
Bassa
Bassa
Media
Buona
lità in termini di regime di scarica rendono questa tecnologia “trasversale”, ossia adatta anche ad
applicazioni “in energia”. Si nota infine che le celle
litio/ioni possono dare origine a situazioni di pericolo se sottoposte a condizioni di sovraccarico elettrico e/o termico, da cui deriva la necessità dell’utilizzo di un sistema di bilanciamento delle tensioni
di cella e di un BMS (Battery Management System)
che monitori le grandezze di cella e di batteria e intervenga in caso di condizioni anomale.
Per quanto riguarda le applicazioni “energy storage”,
attualmente a livello mondiale sono stati censiti
impianti per complessivi 120 MW circa. Peraltro
la situazione è piuttosto in fermento, con decine di
Megawatt di nuovi impianti in fase di sviluppo,
principalmente negli Stati Uniti. Uno degli esempi più rilevanti fa riferimento ad un impianto di 20
MW (5 MWh) realizzato dall’utility cilena AES Gener utilizzando la tecnologia agli ioni di litio fornita da A123 (elettronica di potenza di ABB) con
l’obiettivo di erogare servizi di rete, in particolare
regolazione di frequenza, per garantire la stabilità
della rete elettrica nel nord del Cile. Un altro esempio rilevante, a livello italiano, fa riferimento ad uno
dei principali gestori delle reti di distribuzione na-
Tabella 1.10
Caratteristiche tecniche delle batterie al litio
50
Caratteristica (cella)
Valore
Capacità di accumulo (Ah)
0,1 ÷ 10.000
Energia specifica (Wh/kg)
40 ÷ 180
Potenza specifica (W/kg)
200 ÷ 3.000
Efficienza energetica di carica/scarica (%)
80 ÷ 95
Rendimento Amperometrico (%)
100
Durata (n° di cicli)
1.500 ÷ 5.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
-30 ÷ 60
Rapporto di scarica (c-rate)
C/3 ÷ 2 C (dipende dall’applicazione)
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1. La Tecnologia dello storage
zionale, ACEA Distribuzione, che ha in corso un
progetto che prevede l’installazione di tre sistemi di storage in cabina secondaria, per i quali ha
scelto la tecnologia agli ioni di litio (rivolgendosi a
due vendor diversi, ossia NEC e Toshiba)20. Il costo
di una batteria agli ioni di litio è stimato nell’ordine dei 1.500 – 2.200 €/kWh utile in funzione della
taglia del sistema, rispettivamente nell’ordine del
Megawattora e del kilowattora.
1.2.1.5 Controllo e gestione dei sistemi di
accumulo elettrochimico
I sistemi di accumulo elettrochimico, con particolare riferimento ad alcune tecnologie (come
ad esempio ioni di litio e sodio/cloruro di nichel)
necessitano di diversi livelli di controllo, per garantire il corretto funzionamento del dispositivo ed evitare eventi pericolosi (quali ad esempio
incendi).
Questi livelli di controllo fanno riferimento a:
•• cella;
•• modulo;
•• sistema di accumulo.
Vi è poi un quarto livello, gerarchicamente superiore ai precedenti, che fa riferimento al controllo da
remoto di risorse di accumulo distribuito. Nella
fattispecie, si fa riferimento all’aggregazione di si-
stemi di accumulo (non necessariamente afferenti
alla medesima tecnologia), al fine di controllarli da
remoto come se fossero un’unica entità. Questa possibilità, a beneficio del gestore di rete (TSO e DSO),
permette di erogare una serie di funzioanlità quali
controllo della frequenza, livellamento dei carichi e
controllo dei flussi di energia.
Un esempio concreto di questa applicazione è attualmente in fase di studio in Giappone. Un gruppo formato da produttori di batterie (Toshiba,
Hitachi, Meidensha, MHI, Sharp, NEC Corporation, Sony Energy Devices Corporation) ed utility
(TEPCO, KEPCO) ha dato vita al progetto “Battery SCADA” (si veda FIGURA 1.3) con l’obiettivo di
sviluppare le tecnologie necessarie per il controllo da remoto di storage distribuito. In sintesi, il sistema permetterà di raccogliere informazioni sullo
stato dei sistemi di accumulo (installati sia a livello
rete che presso le utenze), processarle e trasmetterle
al centro di controllo del gestore di rete. Integrando
queste informazioni con lo stato della rete elettrica,
il centro di controllo può opportunamente gestire,
a livello centralizzato, i diversi sistemi di accumulo.
Il progetto dimostrativo ha preso le mosse nel 2012
presso la municipalità di Yokohama, controllando
varie tipologie di batterie al litio installate a diversi
livelli della rete elettrica.
Il progetto complessivo prevede l’integrazione di:
Figura 1.3
Schema del progetto “Battery SCADA” (Fonte: Hitachi)
Control of Battery
Grid
Grid Control
Battery SCADA
Utility
scale
Demand
side
Information Collection
and Distribution Server
20
Per ulteriori dettagli, si veda CAPITOLO 2.
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51
1. La Tecnologia dello storage
•• batterie di grandi dimesioni agli ioni di litio per
un totale di 800 kW (livello/sottostazione);
•• batteria agli ioni di litio di dimensione 22 kW (livello/edificio);
•• tre batterie di 3,5 kW (livello/domestico).
1.2.2 I Sistemi di accumulo meccanico
I sistemi di accumulo meccanico includono tre
differenti tipologie con cui è possibile accumulare
energia elettrica, le quali prevedono rispettivamente l’accumulo sotto forma di energia potenziale
gravitazionale di una massa d’acqua (pompaggio idroelettrico), di aria compressa (CAES) e di
energia cinetica (volano).
1.2.2.1 Pompaggio idroelettrico
Un impianto di pompaggio idroelettrico permette
l’accumulo di energia elettrica sotto forma di energia potenziale gravitazionale contenuta in una massa di acqua posta ad una certa quota altimetrica. In
particolare, un impianto di questo tipo è costituito
essenzialmente da due bacini posti a differenti altezze: quando è necessario estrarre energia elettrica dalla rete, l’acqua dal bacino inferiore viene
pompata verso quello superiore, utilizzando una
macchina elettrica come motore (cui è associato,
quindi, un dispendio di energia elettrica). Viceversa, quando si vuole restituire l’energia immagazzinata, si sfrutta il moto generato dalla caduta
dell’acqua dal bacino superiore per mettere in
funzione una turbina che permette, mediante un
alternatore, la produzione di energia elettrica.
L’acqua viene così raccolta nel bacino di valle, per
poter essere nuovamente pompata verso il bacino
di monte (tipicamente nelle ore in cui essa ha minor
valore e/o quando la domanda di energia elettrica
è inferiore alla produzione contestuale), al fine di
“chiudere il ciclo”.
Esistono due varianti principali di impianti di
pompaggio idroelettrico: impianti “tradizionali”
ed impianti “RPT” (acronimo di Reversible Pump
Turbine). Nella prima tipologia, illustrata nella parte sinistra della FIGURA 1.4, pompe e turbine sono
disposte in parallelo, pertanto vi sono due condotte
distinte, una per pompare il liquido verso il serbatoio di monte ed una per estrarre lavoro dalla caduta
del fluido e raccogliere quest’ultimo a valle. La seconda tipologia (RPT), illustrata nella parte destra
della FIGURA 1.4, prende il nome dalla turbina reversibile che impiega in sostituzione della struttura
precedentemente descritta, da cui deriva il fatto che
è presente un’unica condotta, percorsa dal fluido in
entrambi i sensi.
Indipendentemente dalla configurazione, in un impianto di questo tipo è presente un generatore sincrono per convertire il moto rotatorio della turbina
indotto dall’acqua in caduta in energia elettrica. La
TABELLA 1.11 riassume le principali caratteristiche
di un impianto di pompaggio idroelettrico, mentre
il BOX 1.2 riporta un esempio di impianto di pom-
Figura 1.4
Principali varianti di un impianto di pompaggio idroelettrico (Fonte: Adattata da EERA)
G/M = Generator/Motor
T = Turbine
P = Pump
RPT = Reversible pump turbine
G/M
G/M
T
P
52
RPT
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.11
Principali caratteristiche tecniche di un impianto di pompaggio idroelettrico
Prestazione
Valore
Capacità d'immagazzinamento (MW)
50÷500
Tempo di scarica (s-min-h-gg)
h-gg
Tempo di risposta (s-min-h-gg)
s÷min
Efficienza del ciclo (%)
70÷85
Vita utile (anni)
50÷100
paggio idroelettrico “innovativo”, il quale utilizza
come serbatoio di valle il mare.
Gli impianti di pompaggio idroelettrico hanno
un ciclo di vita molto lungo, superiore ai 50 anni,
efficienza del ciclo elevata (fino all'85%), tempi di
risposta piuttosto rapidi (nell’ordine dei secondi/
minuti); inoltre il discharging time, che dipende
dalle dimensioni del bacino di monte, si attesta
nell’ordine delle ore, fino a qualche giorno per i
bacini di dimensione maggiore. Gli impianti di
pompaggio idroelettrico sono caratterizzati da
importanti costi d’investimento iniziale (stimabili
nell’ordine dei 350-1.500 €/kW), legati principalmente alla realizzazione delle infrastrutture e delle opere di ingegneria civile (a fronte di costi per
l’attrezzatura elettrica e meccanica che incidono per
cica il 10% dell’investimento), cui fanno da contraltare bassi costi di O&M (stimabili in 13 €/kW per
anno). Tali caratteristiche rendono gli impianti di
pompaggio idroelettrico principalmente adatti a
fornire prestazioni “in energia”, che comportino
erogazione di potenze elevate per lunghi lassi tem-
porali (cosiddette funzionalità di “time shift”), sebbene la rapidità di risposta renda questi impianti
adatti anche ad applicazioni “in potenza” (come
ad esempio l’erogazione di servizi di rete quali la regolazione di frequenza).
Gli impianti di pompaggio idroelettrico sono il
sistema più antico e diffuso commercialmente tra
tutte le tecnologie d’immagazzinamento di energia elettrica, che ha visto le prime installazioni a livello globale in Italia intorno alla fine del diciannovesimo secolo, anche se solo a partire dagli anni ‘30,
con lo sviluppo delle prime macchine reversibili,
si è registrata un’ampia diffusione a livello globale.
Attualmente si contano oltre 140 GW di potenza
installata, di cui circa 36 GW in Europa (soprattutto in Italia, con circa 7,5 GW, Spagna, Germania
e Francia), 22 GW in USA e poco più di 24 GW
in Giappone. Queste installazioni sono realizzate
principalmente al fine di bilanciare la domanda di
elettricità fra le ore notturne e le ore diurne o (in
alcuni Paesi come ad esempio la Norvegia) per far
fronte alle variazioni stagionali della domanda di
Box 1.2
Impianti di pompaggio idroelettrico “innovativi”
La difficoltà di reperimento di siti idonei per realizzare
impianti di pompaggio idroelettrico ha dato il là alla
ricerca di soluzioni “innovative”. Un caso interessante
fa riferimento all’impianto di Yambaru in Giappone,
noto come Okinawa Seawater Pumped Storage Power
Plant, che utilizza il mare come bacino di valle.
L’impianto, realizzato dalla divisione Electric Power Development Co. di JPOWER ed in funzione dal 1999 al
2004 (anni previsti per la sperimentazione), aveva una
potenza di 30 MW. Sfruttando come bacino di valle il
mare, raggiunto dal fluido di lavoro dopo un salto di 136
metri, questa variante d’impianto presenta il vantaggio
derivante dalla forte riduzione dei costi di costruzione
del serbatoio di valle, che compensano i maggiori costi
dovuti alla impermeabilizzazione del serbatoio di monte
e necessari per la protezione delle componenti d’impianto dalla corrosione.
Questa tecnologia, nonostante abbia dimostrato la sua
fattibilità tecnica ed economica, ad oggi non ha registrato ulteriori sviluppi.
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53
1. La Tecnologia dello storage
Figura 1.5
Principio di funzionamento di un impianto CAES (Fonte: Adattata da Mazzocchi - RSE)
Treno di compressori
Treno espansore/generatore
Aria
Scarico
Pc
PG
Intercoolers
Pc= Potenza compressore
PG= Potenza generatore
Recuperatore
di calore
Accumulo
Aria
energia elettrica.
Attualmente risulta in fase di costruzione un impianto in Sud Africa di circa 1.300 MW (21.000
MWh), realizzato da Escom, utility sudafricana, con
un investimento stimato di 2,75 mld $.
1.2.2.2 CAES
I sistemi CAES (acronimo di Compressed Air Energy
Storage) rappresentano una modalità per immagazzinare energia elettrica sfruttando le proprietà fluidodinamiche dell’aria.
Il principio di funzionamento di un CAES prevede che quando c’è un surplus di produzione di
Cmbustibile
(cioè gas naturale)
Caverne, acquiferi
o miniere rocciose
energia elettrica rispetto alla domanda, si sfrutta
tale energia per comprimere l’aria ed accumularla in un serbatoio (naturale o artificiale). Quando
invece è richiesta energia dalla rete, il fluido compresso viene espanso in una turbina a gas per produrre energia elettrica. I componenti tipicamente
presenti in un impianto CAES, illustrati in FIGURA
1.5, sono:
•• compressore, che effettua la compressione dell’aria, che viene convogliata all’interno di un serbatoio;
•• serbatoio (o container): in cui viene immagazzinata l’aria compressa. Per maggiori dettagli sulle
peculiarità delle diverse alternative di immagazzinamento, si veda BOX 1.3;
•• scambiatori di calore, impiegati per la refrige-
Box 1.3
Le tipologie di serbatoio d’accumulo dell’aria compressa
L’aria compressa può essere immagazzinata in varie tipologie di serbatoi, siano essi naturali o artificiali. Le
principali tipologie di serbatoio per l’accumulo di aria
compressa fanno riferimento a:
•• caverne saline: si realizzano sciogliendo parte di un
giacimento sotterraneo di sale ottenendo una cavità di dimensioni opportune. Da un serbatoio così
ricavato le perdite sono trascurabili (in virtù delle
proprietà del sale che vi era contenuto) e le perdite
di carico risultano minori rispetto agli altri tipi di
54
serbatoi realizzati presso diverse formazioni geologiche. I costi associati (inferiori alle altre soluzioni
tecniche) si aggirano intorno a 1-2 $/kWh prodotto
per ciclo;
•• caverne scavate nella roccia e miniere abbandonate:
la realizzazione di tali caverne garantisce non solo la
tenuta dell’aria stoccata all’interno ma anche, avendo
in superficie un bacino connesso alla caverna, di lavorare a pressione costante (riducendo notevolmente le
perdite di carico). I costi realizzativi stimati per nuo-
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1. La Tecnologia dello storage
ve caverne sono elevati, circa 30$/kWh, ma nel caso
di miniere improduttive di calcare o carbone i costi
scendono a circa 10$/kWh;
•• formazioni porose: queste formazioni rocciose (che
necessitano di una porosità non inferiore al 13% per
consentire un funzionamento ottimale dell’impianto)
sono largamente reperibili. I costi stimati per utilizzare tali formazioni ai fini di immagazzinare l’aria compressa vanno dai 2 ai 7 $/kWh;
•• serbatoi metallici e tubazioni: interessanti per impianti di piccola taglia, da posizionare in superficie.
Con riferimento agli impianti eolici off-shore, risulta
razione dell’aria nella fase di compressione ed il
riscaldamento dell’aria prima della fase di espansione;
•• turbina, che permette l’espansione del fluido
funzionale alla produzione di energia elettrica;
•• generatore (o alternatore), che produce energia
elettrica;
•• strumenti di controllo ed ausiliari, che consentono lo svolgimento corretto del ciclo (serbatoio
del carburante, cavi, componenti elettronici, dispositivi di comando e di controllo, etc.).
La TABELLA 1.12 riassume alcune caratteristiche delle principali alternative per lo stoccaggio dell’aria
compressa.
Più in dettaglio, vi sono diverse soluzioni impiantistiche, che condividono lo stesso principio “base”
di funzionamento”, variando alcuni elementi d’impianto.
•• CAES “convenzionale”: si tratta della tecnologia con la quale sono stati realizzati gli unici due
allo studio la possibilità di comprimere l’aria all’interno di tubazioni dirette verso la terraferma, ove collocare l’impianto di espansione. Il costo stimato per
questa categoria di serbatoio di accumulo si aggira tra
i 40 ed i 140 $/kWh);
•• accumulo sottomarino: attualmente in fase di studio, principalmente per applicazioni associate ai parchi eolici off-shore. Una possibile opzione prevede
l’utilizzo di palloni sottomarini gonfiabili ancorati a
profondità di alcune centinaia di metri sotto il livello
del mare, al fine di stoccare l’aria compressa in condizioni di pressione costante.
impianti attualmente esistenti, in USA e Germania. Questa configurazione, che permette di
raggiungere valori di rendimento nell’ordine
del 50%, prevede l’utilizzo di un treno di compressori per la compressione dell’aria, il successivo stoccaggio in caverna, una camera di combustione in cui l’aria si miscela con il gas naturale
favorendo la reazione di combustione, la turbina
per espandere l’aria ed infine il generatore per
produrre energia elettrica. Una seconda versione prevede che l’aria immagazzinata, prima di
giungere in camera di combustione, venga preriscaldata dai gas di scarico della turbina attraverso uno scambiatore di calore. Anche se questa
tecnologia viene considerata relativamente matura, al momento nel mondo sono in funzione
solo due impianti CAES;
•• CAES con ciclo combinato/ciclo STIG/umidificazione dell’aria: fanno riferimento a configurazioni alternative alla precedente, le quali, al
fine di aumentare la potenza ed il rendimento
dell’impianto, sfruttano alcuni dispositivi o
Tabella 1.12
Principali alternative per lo stoccaggio dell’aria compressa
Tipologie di serbatoio
Costo del serbatoio
($/kWh trattato per ciclo)
Caverne saline
1÷2
Caverne artificiali
30
Miniere improduttive
10
Formazioni porose
2÷7
Serbatoi metallici e tubazioni
40÷180
Accumulo sottomarino
n.d.
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55
1. La Tecnologia dello storage
accorgimenti per recuperare il calore residuo
dei gas in uscita dalla turbina (in luogo del preriscaldo dell’aria). Ad esempio, il CAES con ciclo
combinato realizza, a valle della turbina, un ciclo
a vapore; il CAES con ciclo STIG sfrutta invece il
calore dei gas combusti per produrre vapore da
iniettare all’interno della camera di combustione.
Una possibilità differente fa riferimento invece al
CAES con umidificazione dell’aria, che umidifica
l’aria preriscaldata prima di entrare nella camera
di combustione;
•• CAES adiabatico: permette di utilizzare il calore generato durante la compressione iniziale
dell’aria per pre-riscaldare l’aria stessa prima
dell’espansione in turbina (riducendo o eliminando del tutto il fabbisogno di combustibile).
Il calore può essere stoccato a temperature che
variano tra i 50 e i 600°C in forma solida o liquida, sotto forma di calore latente, sfruttando oli
termici e sali che subiscono transizioni di fase,
o materiali ceramici. Ad oggi non sono stati realizzati impianti di questo tipo, ma risulta in
fase di sviluppo il progetto Adele, che prevede
la realizzazione di un impianto a Stassfurt, in
Germania, frutto della collaborazione tra RWE,
General Electric, Zueblin ed il German Aerospace Center, con il supporto del Ministero federale
dell’economia tedesco. Questo dovrebbe essere
in grado di immettere in rete 90 MW di potenza
per 4 ore (360 MWh di energia). Il calore sarà
stoccato in un serbatoio a pressione costante con
degli strati di pietra o di ceramica modellati in
modo tale che al loro interno fluisca l’aria calda.
Inoltre è stato anche previsto lo sviluppo di un
compressore ad altissima temperatura (600°C) e
capace di comprimere l’aria fino a 100 bar. Sono
in fase di analisi e di studio i materiali e i metodi
di costruzione che devono essere impiegati per i
serbatoi e le tubazioni. Questo impianto dovrebbe già essere in grado di raggiungere un rendimento del 70% e potrebbe entrare in funzione già
nel 2016/17. Un secondo impianto che dovrebbe veder la luce nel 2013 presso Pollegio (Svizzera) fa riferimento al progetto ALACAES,
nato dalla collaborazione tra Amberg Engineering , Lombardi - Ingegneri Consulenti e Airlight
Energy Holding. Un’altra variante tecnologica
di rilievo che permette di azzerare il consumo
di combustibile da parte del sistema d’accumulo è costituita dal Low Temperature Adiabatic
Compressed Air Energy Storage (LTA-CAES).
21
Prevede l’utilizzo di due serbatoi, sviluppati dal
Fraunhofer Institute, in grado di stoccare energia
termica (TES, Thermal Energy Storage), uno per
lo stoccaggio del calore sotto forma di acqua calda ed uno con acqua fredda (questi serbatoi sono
già utilizzati per altre applicazioni come il solare
termodinamico, per cui sono già piuttosto “maturi”) e un treno di compressori radiali multistadio e di turbine a uno stadio. Questa tipologia di
sistemi ha una potenza di 50 MW e lavora ad una
temperatura compresa tra i 90 e i 200 °C e una
pressione di 150 bar. Il suo rendimento è compreso nell’intervallo tra il 58 e il 67%. Il costo iniziale per un’installazione di questo tipo si attesta
sui 1.000 €/kW. Il tempo di risposta costituisce il
vero punto di forza di questa tecnologia rispetto
al CAES adiabatico ad alta temperatura; infatti
in questo caso si parla di un tempo di reazione
minore di 5 minuti, che renderebbe questo impianto perfettamente impiegabile per fornire una
riserva secondaria. Inoltre si sostiene che, rispetto al progetto Adele, il sistema dovrebbe avere
un migliore comportamento in fase di utilizzo ai
carichi parziali. Tuttavia si tratta di un progetto
solo sulla carta e non vi sono impianti esistenti
di questo tipo;
•• CAES isotermo: prevede di effettuare una compressione ed una espansione isoterma, senza
che vi siano quindi variazioni apprezzabili della temperatura dell’aria in entrambe le fasi. In
questo caso non si prevede l’utilizzo di combustibili e l’aria dovrebbe essere accumulata in piccoli
serbatoi esterni. Nella fase di compressione, l’aria
viene raffreddata atomizzando dell’acqua che al
contempo si riscalda, la quale viene accumulata
ed utilizzata successivamente per riscaldare l’aria
nella fase di espansione.
•• Cicli ibridi: è possibile integrare al CAES impianti di tipo diverso. Ad esempio, l’EPRI21 ha
sviluppato una soluzione che prevede l’integrazione di una turbina a gas alimentata con gas
naturale in un ciclo CAES “tradizionale”: in
questo modo l’aria compressa viene riscaldata dai
fumi della turbina e viene poi espansa senza che
sia necessario l’apporto di ulteriore combustibile;
a valle della turbina, infine, l’aria più fredda viene
inviata al compressore della turbina a gas. I costi
specifici per gli impianti ibridi si attestano a circa
700$/kWh.
Con riferimento agli impianti tradizionali, che come
Electric Power Research Institute.
56
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.13
Principali caratteristiche tecniche di un impianto CAES
Prestazione
Valore
Capacità d'immagazzinamento (MW)
>100
Tempo di scarica (s-min-h-gg)
h÷gg
Tempo di risposta (s-min-h-gg)
s÷min
Efficienza del ciclo (%)
40÷55
Vita utile (anni)
25÷30
discusso rappresentano ad oggi l’unica soluzione
che fa registrare un certo livello di installazioni, la
TABELLA 1.13 riassume le principali caratteristiche
di un impianto CAES.
Dall’analisi delle caratteristiche si nota che la tecnologia CAES rappresenta una delle soluzioni
potenzialmente più interessanti per accumulare
quantità elevate di energia elettrica con un costo
specifico dell’investimento importante (stimabile intorno a 400 – 1.150 €/kW), a fronte di costi
di O&M stimabili in 10 €/kW all’anno. Al pari
degli impianti idroelettrici di pompaggio, i CAES
permettono di rilasciare energia per alcune ore in
quantità analoghe a quelle tipiche delle grandi centrali di produzione di energia elettrica (superiore
ai 100 MW), prestandosi quindi principalmente
alle applicazioni cosiddette “in energia”. A questo
proposito, è interessante sottolineare che il transitorio di avviamento è piuttosto rapido: in 20 minuti dall’accensione è possibile raggiungere il pieno
carico mentre, se l’impianto è in standby, il pieno
carico può anche essere raggiunto in meno di 1
minuto. Questa tecnologia si presta a frequenti accensioni e spegnimenti, non presentando limiti nel
numero di cicli. Inoltre, la tecnologia CAES sconta
un’efficienza del ciclo non elevata, intorno al 50%,
dovuta alle perdite delle varie fasi di compressione,
stoccaggio ed espansione, a fronte di una vita utile
piuttosto elevata, stimata nell’ordine dei 25-30 anni.
Il costo dell’investimento risente fortemente delle
caratteristiche morfologiche e geologiche del sito
e della taglia d’impianto, dal momento che gli impianti di piccola taglia (aventi capacità nell’ordine
delle decine di MW, il costo d’investimento arriva
fino a 750-2600 €/kW, a seconda della capacità di
immagazzinamento e della tipologia di serbatoio).
In termini generali, la tecnologia CAES risulta abbastanza longeva, essendo stata ideata negli anni ’70
al fine di accumulare l’energia elettrica prodotta dal-
le centrali nucleari nei momenti di scarsa domanda
e, quando necessario, consentire eventuali ri-avviamenti della rete elettrica.
Nonostante la tecnologia alla base degli impianti
CAES, con riferimento particolare alla configurazione “tradizionale”, risulti piuttosto matura, attualmente a livello mondiale sono presenti soltanto
due realizzazioni, mentre sono stati censiti una
decina di progetti in fase più o meno avanzata di
sviluppo, di cui si riportano alcuni esempi nel BOX
1.4. I due impianti CAES attualmente realizzati si
trovano in Germania e Stati Uniti. Il primo, in ordine cronologico di realizzazione, fa riferimento
all’impianto di Huntorf in Germania, costruito
da Alstom Power nel 1978. Esso possiede un serbatoio che per caricarsi richiede 60 MW (charging
power) per 8 ore (charging time) e, una volta carico
è in grado di immettere in rete 320 MW di potenza
(discharge power) per 2 ore (discharge time). E’ costituito da una coppia di caverne saline realizzate a
profondità comprese fra i 650 e gli 800 m, mentre il
volume dell’accumulo si attesta intorno ai 300.000
m3. La costruzione dell’impianto ha richiesto 30
mesi ed il costo dell’investimento al 2002 è stato di
circa 400 $/kW. Il tempo di risposta dell’impianto,
in condizioni normali, è di 11 minuti. Inoltre, a valle della turbina è collocato un secondo combustore
e un secondo stadio di espansione che permettono
di incrementare la potenza erogata dall’impianto.
Le funzionalità per cui è stato realizzato fanno riferimento al peak shaving, alla regolazione della frequenza, a servizi di regolazione e di riaccensione del
sistema elettrico.
Il secondo impianto CAES attualmente realizzato
sorge in Alabama (USA) ed è di proprietà di Alabama Electric Co-op. Costruito da Dresser-Rand
nel 1991, il serbatoio di accumulo dell’aria compressa richiede 60 MW per 45 ore, essendo in grado
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57
1. La Tecnologia dello storage
Box 1.4
Progetti in via di sviluppo per impianti CAES
Tabella 1.14
Esempi di progetti CAES in via di sviluppo
Dati dell’impianto
Columbia Hills Site
Yakima Minerals Site
Tipologia
CAES “tradizionale”
CAES “ibrido”
(utilizzo energia geotermica)
Capacità di accumulo
231 MW
150 MW
Un recente studio elaborato dal Pacific Northwest National Laboratory (parte del Department of Energy statunitense) e dal Bonneville Power Administration ha identificato due modalità (e due relative località negli Stati
Uniti) per accumulare all’interno di cavità sotterranee
l’energia eolica prodotta nel nord-est degli Stati Uniti
in eccesso rispetto al contestuale fabbisogno di energia
elettrica. Si fa riferimento a due sistemi CAES, che sfruttano tale energia per comprimere l’aria, la quale viene
stoccata nelle sopracitate cavità e successivamente utilizzata quando è presente un fabbisogno elevato di energia
elettrica. Un vantaggio importante di questi impianti,
come si è discusso in precedenza, risiede nella “flessibilità” di passare rapidamente dalla modalità di accumulo
alla modalità di produzione di energia elettrica e viceversa. A differenza dei due impianti CAES attualmente esistenti, i quali utilizzano come aria di stoccaggio caverne
di sale artificiali, questo progetto si propone di utilizza-
di erogare 110 MW per ben 26 ore. Il serbatoio è
stato ricavato in una caverna salina e ha un volume di 560.000 m3. L’impianto prevede che l’aria in
uscita dalla caverna venga preriscaldata utilizzando i
gas combusti uscenti dalla turbina, cosicché si riesce
a ridurre del 22% il consumo di combustibile. I costi
specifici per un impianto di questo tipo, secondo le
stime fornite dall’EPRI nel 2010, si attestano intorno ai 1000-1250 $/kW. Le funzionalità per cui è stato
realizzato fanno riferimento al peak shaving, alla regolazione della frequenza ed ai servizi di regolazione.
1.2.2.3 volano
I volani, noti anche con l’acronimo FES (Flywheels
Energy Storage), sono dei sistemi che permettono
58
re cavità naturali costituite da rocce porose. I siti individuati ove realizzare i due impianti, sulla base del rispetto di alcuni parametri “tecnici” (profondità della cavità,
spessore della parete della cavità) e della vicinanza alla
rete di trasmissione, si trovano rispettivamente a nord
di Boardman (Oregon) e a nord di Selah (Washington).
In base alle peculiarità che li caratterizzano, per i due
siti sono state individuate due “modalità” alternative di
CAES (si veda TABELLA 1.14): il primo luogo (“Columbia Hills Site”), in virtù della vicinanza ad un gasdotto, prevederà l’installazione di un CAES tradizionale
(sfruttando la combustione del gas naturale prelevato dal gasdotto per riscaldare l’aria compressa prima
dell’espansione in turbina). La seconda localizzazione
invece (“Yakima Minerals Site”), che non ha immediato
accesso al gas naturale, sfrutterà l’energia geotermica,
al fine di raffreddare il compressore dell’aria e riscaldare l’aria prima dell’espansione in turbina.
di immagazzinare energia elettrica sotto forma di
energia cinetica, mediante la rotazione di un corpo, detto rotore, il quale in fase di carica viene accelerato per poi essere rallentato, quando si rende
invece necessario cedere energia. Gli elementi costitutivi di un sistema di questo tipo sono:
1. il volano vero e proprio (rotore);
2. la macchina elettrica, in grado di funzionare sia
da alternatore che da motore (in funzione della
necessità rispettivamente di rilasciare o assorbire
energia);
3. il convertitore di potenza a due stadi (inverter),
che trasforma la corrente da alternata in continua e viceversa;
4. il sistema di controllo elettronico, detto IGBT
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1. La Tecnologia dello storage
(acronimo di Insulated-Gate Bipolar Transistor).
La TABELLA 1.15 sintetizza le principali caratteristiche di un volano.
La principale caratteristica che li contraddistingue è l’elevata densità di potenza e di energia: grazie alle loro dimensioni ridotte (inferiori al metro
quadro), è possibile posizionarli ovunque, prestandosi anche ad applicazioni on-board (ad esempio
per l’eolico possono essere posizionati direttamente
sulla navicella). I punti di forza dei volani sono,
oltre alla grande densità energetica, la vita utile
elevata (fino a 1.000.000 di cicli), i costi di O&M
estremamente ridotti, l’efficienza di ciclo elevata
(fino a circa il 90%) ed i tempi di ricarica molto
brevi (inferiori ai 15 minuti). Per contro, la tecnologia presenta ad oggi costi molto elevati: il costo
varia molto in funzione della taglia, dai 1.000 ai
5.000 €/kW, rispettivamente per impianti di potenza inferiore al MW e nell’ordine delle decine di MW.
Al pari dei supercondensatori e degli SMES (che
saranno approfonditi nel PARAGRAFO 1.2.3.2), questa tecnologia si presta per erogare funzionalità
“in potenza”, mentre non risulta adatta per erogare
prestazioni “in energia”. Sebbene infatti questi dispositivi presentino un’energia specifica elevata, il
tempo di scarica estremamente ridotto non li rende
applicabili per applicazioni “in energia”.
La diffusione attuale dei volani per applicazioni
“energy storage” è limitata a tre installazioni presenti negli Stati Uniti, per una potenza complessivamente di circa 23 MW (6 MWh), il cui obiettivo
principale è la regolazione della frequenza di rete e
l’integrazione degli impianti FRNP. Altri quattro
progetti (di cui per tre è nota la taglia, ossia 20 MW,
5 MW e 10 kW) risultano in fase di realizzazione sempre negli Stati Uniti. In particolare, il progetto da 5 MW, che sarà commissionato nell’estate
2013, prevede l’installazione di un volano realizzato
dall’impresa Temporal Power per conto del gestore
di rete locale (Hydro One) nei pressi di Tillsonburg
(Norfolk County), un’area che vede la presenza di
numerose turbine eoliche, per un investimento
nell’ordine degli 8 mln $.
1.2.3 I sistemi di accumulo elettrico
All’interno dell’accumulo elettrico rientrano due
tecnologie diverse, ossia i supercondensatori ed i
cosiddetti SMES (acronimo di Superconducting Magnetic Energy Storage), i quali accumulano energia
elettrica rispettivamente sotto forma di carica elettrostatica (supercondensatore) e di campo magnetico (SMES).
1.2.3.1 Supercondensatore
I supercondensatori, o “condensatori elettrici a
doppio strato” (dall’inglese Electric Double Layer
Capacitor - EDLC), noti anche come “ultracapacitors”, immagazzinano l’energia elettrica in maniera simile ai condensatori tradizionali, con la differenza che le cariche elettriche non si accumulano
su dei materiali conduttori bensì all’interfaccia
tra la superficie di un conduttore ed una soluzione elettrolitica. Da un punto di vista costruttivo i
supercondensatori sono più simili ad una batteria
che ad un condensatore, poiché sono formati da due
Tabella 1.15
Principali caratteristiche tecniche di un volano
Prestazione
Valore
Potenza specifica (W/kg)
500÷5.000
Energia specifica (Wh/kg)
70 ÷ 200
Capacità d'immagazzinamento (MW)
< 20
Tempo di scarica (s-min-h-gg)
s÷min
Tempo di risposta (ms-s-min-h-gg)
ms÷s
Efficienza del ciclo (%)
80÷90
Vita utile (numero cicli)
100.000 ÷ 1.000.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
-35 ÷ 40
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59
1. La Tecnologia dello storage
elettrodi immersi in un elettrolita e sono separati da
una membrana permeabile agli ioni. Gli ioni positivi e quelli negativi vengono attratti rispettivamente
dall’elettrodo negativo e da quello positivo formando due strati sottili, all’interno dei quali si creano
intensi campi elettrostatici e si accumula la carica.
Per questo motivo i supercondensatori vengono
anche chiamati “condensatori a doppio strato”. La
membrana separatrice ha lo scopo di evitare il contatto tra gli elettrodi che causerebbe cortocircuiti. I
materiali di cui è composto lo strato esterno degli
elettrodi sono tipicamente porosi e questo aumenta
di molto la loro superficie. Alle estremità della cella
sono posti dei fogli di materiale conduttore, tipicamente alluminio.
Come detto in precedenza, i componenti fondamentali della cella di un supercondensatore sono
essenzialmente tre:
•• Gli elettrodi;
•• L’elettrolita;
•• Il separatore.
I materiali con i quali sono costituiti questi elementi
impattano fortemente sulle proprietà dei supercondensatori. Per quanto riguarda gli elettrodi (i quali
costituiscono l’elemento che più influenza le prestazioni della cella) i quattro materiali principalmente
utilizzati sono carbonio, ossidi metallici, polimeri
conduttivi e materiali ibridi. Riguardo invece all’elettrolita, la cui scelta impatta sulla tensione massima raggiungibile dalla cella (e quindi sulla quantità
di energia immagazzinabile), esistono tre tipologie
di elettrolita: organico, acquoso, o solido. Riguardo
infine al separatore, ossia quel componente che permette il trasferimento degli ioni carichi ma impedi-
sce agli elettrodi il contatto, il materiale di cui è costituito è funzione del tipo di elettrolita impiegato:
nel caso di elettroliti organici si utilizzano separatori cartacei o polimeri (ad esempio il polipropilene),
mentre nel caso di elettroliti acquosi si utilizzano
fibre di vetro o materiali ceramici.
La Tabella 1.16 riassume le principali caratteristiche di un supercondensatore.
Per quel che riguarda le prestazioni, possiamo
definire i supercondensatori come un sistema di
accumulo “intermedio” tra i condensatori classici
e le batterie. La capacità raggiunta dai supercondensatori è superiore a quella dei condensatori convenzionali di diversi ordini di grandezza (migliaia
di Farad contro pochi Farad), grazie principalmente alla straordinaria densità superficiale degli elettrodi. L’efficienza varia tra l’85% e il 98%, mentre il
range di temperatura all’interno del quale possono
lavorare è tra -40°C e +65°C. In virtù dell’assenza di
reazioni chimiche, la loro durata può arrivare anche al milione di cicli, contro le poche migliaia delle
più moderne batterie. Inoltre, la carica e la scarica
avvengono in tempi rapidissimi (pochi secondi), al
contrario delle batterie che hanno autonomie anche
di diverse ore, e questo fa sì che la densità di potenza
(kW/kg) sia superiore nei supercondensatori rispetto alle batterie, mentre la densità di energia (Wh/
kg) sia piuttosto inferiore.
Tra i fattori più importanti a vantaggio dei supercondensatori si annovera proprio la grande
densità di potenza, l’elevata lunghezza del ciclo di
vita, la necessità di manutenzione praticamente
assente e la possibilità di lavorare in maniera sod-
Tabella 1.16
Principali caratteristiche tecniche di un supercondensatore
Prestazione
Valore
Potenza specifica (W/kg)
300÷10.000
Energia specifica (Wh/kg)
1÷10
Capacità delle celle (F)
60
1÷5000
Tempo di scarica (s-min-h-gg)
S
Tempo di risposta (ms-s-min-h-gg)
ms-s
Efficienza energetica (%)
85-98
Vita utile (numero cicli)
500.000 – 1.000.000
Temperatura di funzionamento (°C range)
-40 – 65
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1. La Tecnologia dello storage
disfacente anche a temperature “estreme”. D’altro canto, poiché i processi di carica e scarica sono
estremamente rapidi, la densità energetica è piuttosto bassa. Il prezzo inoltre, nonostante la forte
riduzione degli ultimi anni, non è ancora competitivo per applicazioni “energy storage”, essendo
stimabile nell’ordine dei 300 – 500 €/kW.
Per le applicazioni “energy storage”, alla luce delle
precedenti considerazioni si può affermare che i supercondensatori sono idonei a fornire servizi in
cui sono richieste “prestazioni di potenza” più che
“prestazioni di energia”.
Attualmente non risultano a livello mondiale impianti già realizzati che utilizzano questa tecnologia per applicazioni “energy storage”, mentre risulta in fase di realizzazione un impianto negli Stati
Uniti della potenza di 2 MW (33 kWh) realizzato
dalle aziende Maxwell e Ioxus per fornire supporto
di tensione alla rete su cui insiste il sistema.
1.2.3.2 SMES
I Superconducting Magnetic Energy Storage systems, o SMES, immagazzinano l’energia elettrica
sotto forma di campo magnetico, mediante l’utilizzo di una bobina superconduttiva avvolta su un
nucleo magnetico, mantenuti a temperatura criogenica (all’interno di un apposito contenitore isolato).
Per mantenere lo stato superconduttivo, infatti, la
bobina deve trovarsi ad una temperatura più bassa
rispetto alla sua temperatura critica (che dipende
dal materiale da cui è costituita, ossia tipicamente
della lega metallica Niobio/Titanio). Come contenitore viene tipicamente utilizzato un sofisticato crio-
stato d’acciaio inossidabile, isolato termicamente e
tenuto sotto vuoto, il quale contiene un fluido ad
una temperatura minore della temperatura critica
del materiale di cui è costituita la spira.
Il sistema è costituito anche da un alimentatore a
corrente continua che si occupa sia di caricare la bobina sia di mantenerne la carica circolante in essa,
compensando le normali perdite resistive, peraltro
molto piccole e localizzate perlopiù nella parte di
circuito che si trova a temperatura maggiore, permettendo quindi di mantenere valori massimi di
carica. La corrente alternata, proveniente dalla rete,
viene trasformata in corrente continua ed indirizzata verso la bobina, tenuta in uno stato superconduttivo al fine di non opporre resistenza ohmica al
passaggio della corrente ed evitando così perdite
sotto forma di calore. Al raggiungimento della carica ottimale, la bobina viene cortocircuitata da un
semiconduttore (mantenuto anch’esso a temperatura criogenica) e la corrente vi circola continuamente. Grazie alla temperatura criogenica il nucleo
permette l’accumulo di grandi quantità di energia,
immediatamente disponibile e scaricabile, in uno
spazio contenuto, in quanto non avviene nessuna
trasformazione dell’energia elettrica (essa viene infatti stoccata sotto forma di corrente continua). Nel
momento in cui tale energia deve essere ceduta, si
trasforma la corrente da continua in alternata, mediante appositi inverter e dispositivi di controllo a
commutazione.
La TABELLA 1.17 riassume le principali caratteristiche di uno SMES.
Gli SMES sono caratterizzati da un livello di ener-
Tabella 1.17
Principali caratteristiche tecniche di uno SMES.
Prestazione
Valore
Potenza specifica (W/kg)
100.000
Energia specifica (Wh/kg)
3
Capacità d'immagazzinamento (MW)
< 10
Tempo di scarica (s-min-h-gg)
S
Tempo di risposta (ms-s-min-h-gg)
ms-s
Efficienza energetica (%)
90 – 95
Vita utile (anni)
20 (indipendente dal numero di cicli)
Range di temperatura di lavoro (°C)
Insensibile alla temperatura esterna
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61
1. La Tecnologia dello storage
gia specifica basso, limitato al valore di circa 3 Wh/
kg. Tuttavia, rilasciando energia in tempi molto
rapidi e per brevi istanti temporali, questi sistemi sono caratterizzati da un’elevatissima potenza
specifica, che può raggiungere valori di 100 MW/
kg. Una progettazione ottimale del sistema permette di raggiungere alti livelli di efficienza, anche
del 95%, andando a ridurre sensibilmente le perdite. Gli SMES sono anche caratterizzati da una
vita utile molto lunga, superiore ai 20 anni: le
parti che compongono questi sistemi, infatti, non
sono costituite da materiali che nel tempo perdono le loro proprietà chimiche (come le batterie) né
da parti soggette a rotazione o che sono in movimento tra loro. Per questo motivo non vi è, a livello
teorico, un limite superiore al numero massimo di
cicli di carica/scarica che possono essere effettuati
da un’unità. Questi sistemi sono pure caratterizzati
da ridotti costi di manutenzione, dal momento che
a richiedere interventi è più che altro il sistema di
raffreddamento, mentre la parte core del sistema,
non avendo parti in movimento o sottoposte a calore, non è soggetto ad usura o rotture, se si esclude il
fenomeno del quench22, che tuttavia è causato da un
problema nel sistema di raffreddamento.
I Superconductive Magnetic Energy Storage system,
avendo alti livelli di efficienza e tempi di risposta
bassissimi, uniti alla capacità di controllare la potenza attiva e reattiva, sono particolarmente adatti
ad applicazioni “in potenza”. Le aree potenzialmente
interessate all’adozione di questi sono quelle maggiormente industrializzate e particolarmente sensibili alle esigenze di power quality. In campo industriale e privato si prestano particolarmente per la
static VAR compensation e il supporto di tensione
per i carichi maggiormente critici. La tecnologia
SMES è stata sviluppata a partire dal 1970 e le prime dimostrazioni sono state effettuate nel corso degli anni ’70 e ’80, sebbene i primi studi a riguardo
risalgano all’inizio del Novecento. La capacità attualmente installata nel mondo supera i 100 MW.
Sul mercato sono perlopiù presenti i micro-SMES,
caratterizzati da potenze variabili da 1 a 10 MW.
Le prime unità SMES prodotte furono installate in
America per applicazioni di Power Quality in ambito industriale, con l’obiettivo principale di proteggere i carichi sensibili dalle variazioni di tensione della rete. In Italia Ansaldo Ricerche e CESI, nel 2004,
hanno installato nel laboratorio Elettra dell’azienda
Sincrotrone Trieste il primo SMES Italiano con una
potenza di 1,2 MW.
Attualmente a livello mondiale non sono state
censite realizzazioni esistenti o in fase più o meno
avanzata di realizzazione riguardanti la tecnologia SMES per applicazioni di “energy storage”.
1.2.4 L’applicabilità delle tecnologie di
accumulo per le diverse funzionalità
Come si è discusso all’interno di questo capitolo,
ciascuna delle tecnologie di storage analizzate
presenta una serie di caratteristiche peculiari che
la rendono più o meno adatta ad assolvere le diverse funzionalità individuate e descritte nel PARAGRAFO 1.1.
Mediante l’ausilio delle principali pubblicazioni
scientifiche a riguardo ed il supporto degli operatori
del settore, è stata effettuata l’associazione tra le diverse tecnologie di storage e le funzionalità individuate. Da questa emerge il grado di “trasversalità”
(o, all’opposto, di “specificità”) che caratterizza le
alternative tecnologiche, dinstinguendo cioè quelle che sono in grado di (o sono più adatte ad) assolvere molteplici funzionalità da quelle il cui ambito
di applicazione risulta invece limitato.
Dall’analisi emerge in maniera chiara come vi sono
tre tecnologie (ossi supercondensatori, volani e
SMES, visibili nella parte destra della FIGURA 1.6)
che, in virtù delle loro caratteristiche, si prestano esclusivamente ad applicazioni “in potenza”,
ossia che richiedono lo scambio di potenze anche
elevate, ma per archi temporali ridotti. All’opposto,
vi sono altre tecnologie (ossia pompaggio idroelettrico, CAES, batterie a circolazione di elettrolita e batterie al sodio/zolfo) le quali si prestano
prevalentemente ad applicazioni “in energia”, che
prevedono invece lo scambio di potenze per periodi di tempo piuttosto lunghi (nell’ordine delle ore).
In termini generali, si può affermare che, in qualche
misura, le tecnologie in grado di erogare prestazioni
“in energia” riescano anche a svolgere funzionalità
“in potenza”, sebbene ciò sia particolarmente vero
per alcune tecnologie (quali ad esempio le batterie
al sodio/cloruro di nickel e, soprattutto, al litio), le
quali, in base alle caratteristiche che le contraddi-
21
Questo avviene quando una porzione della bobina si trova ad una temperatura superiore a quella critica ed è quindi costretta ad operare come un conduttore normale; in quel momento la bobina inizia a dissipare energia sotto forma di calore e riscalda altre porzioni della spira. Questa catena di eventi può
portare anche alla distruzione dell’avvolgimento e deve pertanto essere evitata.
62
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1. La Tecnologia dello storage
Figura 1.6
«in energia»
Capacità delle tecnologie di storage di assicurare le diverse funzionalità
Arbitraggio prezzo
energia ( storage)
1
1
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
Arbitraggio prezzo
energia
(storage+ FRNP)
1
1
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
Aumento quota
autoconsumo energia
prodotta da FRNP
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
1
1
1
1
1
0,5
1
0,5
0,5
0
0
0
1
1
1
1
1
0,5
1
0,5
0,5
0
0
0
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
1
0,5
1
1
1
1
0,5
0,5
0,5
0
0
0
Partecipazione alla
ri-alimentazione del
sistema elettrico
1
1
0,5
1
1
1
1
1
1
0
0
0
Integrazione con i
sistemi di difesa
1
1
0,5
1
1
1
1
1
1
0
0
0
Risorse per la
risoluzione delle
congestioni in fase di
programmazione
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
Inerzia sintetica
0,5
0,5
1
1
1
1
1
1
1
0,5
0
0
Regolazione
Primaria (frequenza)
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0,5
0
0
Regolazione Secondaria
e Terziaria
(frequenza-potenza)
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
Bilanciamento in tempo
reale
1
0,5
1
1
1
1
1
0,5
0,5
0
0
0
Regolazione tensione
0,5
0,5
0,5
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Qualità della
tensione (Backup in
CS o in CP)
0
0
0
0
0
0,5
0,5
0,5
0
1
1
1
Continuità del
servizio (Backup in
CS o in CP)
0
0
0
0
0
0,5
0,5
0,5
0
1
1
1
Risoluzione congestioni
di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità
profilo di immissione
(sbilanciamento)
Regolazione profilo di
scambio interfaccia
AT/MT
Differimento (riduzione)
investimenti di rete
«in potenza»
Ni/
MH
idro
Riduzione potenza
impegnata
Flessibilizzazione
curva di carico («load
following» o
«peak shaving»)
CAES Redox Na/S
Na/
Pb/
NiCi Li/ion acido Ni/Cd
Attore /Funzionalità
Volani SMES
SC
1= piena applicabilita 0,5= parziale applicabilità 0= non applicabile
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63
1. La Tecnologia dello storage
Figura 1.7
in potenza
Tecnologie
«specifiche»
Tecnologie
trasversali
in energia
Tecnologie
«specifiche»
Quadro sinottico delle tecnologie di storage
Maturità
tecnologia
matura
Idro
Na/S
CAES
Redox
Sviluppo
Embrionale
Maturità
tecnologia
matura
Pb/acido
Ni/Cd
Na/NiCl Li/ion
Ni/MH
Sviluppo
Embrionale
Maturità
tecnologia
matura
Sviluppo
Embrionale
Volani
SC
SMES
Prestazioni «in potenza»
stinguono, possono essere considerate come tecnologie “trasversali”, ossia si prestano ad essere
utilizzate sia per prestazioni “in potenza” che “in
energia”.
Infine, se si aggiungono considerazioni relative al
grado di maturità tecnologica delle diverse soluzioni di storage, è possibile ottenere il quadro mostrato
in FIGURA 1.7. La definizione del grado di maturità
tecnologica prevede la seguente distinzione: (i) tecnologia «matura», che fa riferimento a soluzioni
tecnologiche che ad oggi risultano disponibili commercialmente; (ii) tecnologia «in sviluppo», che si
riferisce a soluzioni attualmente oggetto di sperimentazioni «in field» (all’interno di progetti pilota
o altre applicazioni «controllate», su scala ridotta),
ma che ad oggi non sono disponibili su scala commerciale; (iii) tecnologia «embrionale», che indica
soluzioni attualmente in fase di ricerca o iniziale
prototipazione.
Guardando in prima battuta alle tecnologie che si
prestano principalmente per uno specifico tipo di
applicazione, ossia “in potenza” o “in energia”, si
nota che nel primo caso non sono presenti ad oggi
sul mercato tecnologie mature; viceversa (come discusso in precedenza nel capitolo) queste tecnologie
si trovano principalmente ad uno stadio di sviluppo
da laboratorio, con una sporadica presenza di progetti dimostrativi su scala ridotta. A ciò fa da contraltare, nel caso di applicazioni “energy intensive”, la presenza di tecnologie in stadio di sviluppo
64
Prestazioni «in energia»
avanzato, al più mature come il pompaggio idroelettrico, che già oggi è ampiamente sfruttato a livello
internazionale. Infine, le tecnologie “trasversali” si
pongono in una situazione intermedia, che vede
due tecnologie più sviluppate (piombo/acido e
nickel/cadmio), le quali tuttavia, per le criticità
intrinseche che le contraddistinguono, saranno
verosimilmente affiancate e via via sostituite da
nuove soluzioni, quali ad esempio le batterie al
litio ed al sodio/cloruro di nickel.
1.3 I soggetti “interessati”
all’adozione dei sistemi
di storage
L’ultimo paragrafo di questo capitolo individua «chi
sono» all’interno del sistema elettrico i soggetti
«interessati» all’adozione di un sistema di storage,
analizzandone quindi le rispettive esigenze e funzionalità richieste. In altri termini, l’obiettivo ultimo
di questo paragrafo consiste nell’associare a ciascun
soggetto le funzionalità più interessanti che i sistemi
di storage possono erogare.
La FIGURA 1.8 mostra una semplice schematizzazione del sistema elettrico, individuando per ciascuna delle fasi che lo compongono (generazione,
trasmissione, distribuzione ed utenza) quali sono
gli attori che potrebbero essere interessati all’adozione di un sistema di storage.
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1. La Tecnologia dello storage
Figura 1.8
Soggetti “interessati” all’adozione di un sistema di storage
Generazione
Trasmissione
Distribuzione
Impianto FRNP
Utenza
Micro-grid
Gestore rete di
trasmissione
Gestore rete di
distribuzione
Impianto
tradizionale
Prosumer
In particolare, ai fini dell’analisi, possono essere
individuate cinque categorie di soggetti in grado
di mostrare interesse rispetto all’adozione di un
sistema di storage: gli impianti FRNP per la fase
di generazione, il gestore della rete di trasmissione
ed i gestori delle reti di distribuzione per le rispettive fasi di trasmissione e distribuzione, le microgrid ed i prosumer per le fasi di utenza. È possibi-
le inoltre individuare un sesto soggetto, ossia gli
impianti di produzione di energia elettrica da
fonti tradizionali (quali ad esempio gas naturale,
carbone, olio combustibile) che, secondo il parere
espresso da diversi operatori del settore intervistati, rappresentano un ambito potenzialmente di
interesse per i sistemi di storage, come indicato nel
BOX 1.5.
Box 1.5
L’interesse verso i sistemi di storage da parte degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti tradizionali
La massiccia diffusione degli impianti FRNP in Italia ha
determinato, come ampiamente discusso nella sezione
introduttiva di questo Rapporto, una serie di “criticità”
per il sistema elettrico, parte delle quali hanno impattato in maniera rilevante sugli impianti di produzione di
energia elettrica da fonte tradizionale. Si fa riferimento, in particolare, al fatto che questi impianti risultano
sotto-utilizzati, ed inoltre si richiede loro un funzionamento più flessibile, proprio in virtù della necessaria
“regolazione” cui ricorre sempre più massicciamente
il gestore della rete di trasmissione al fine di garantire
il costante bilanciamento tra domanda e disponibilità di energia elettrica. A questo proposito, vale la pena
menzionare in questa sede (anche se il tema richiederebbe una trattazione più ampia, che esula dai fini del presente Rapporto) la discussione che da vari mesi si protrae
sia a livello nazionale che europeo sul tema del cosiddetto capacity payment, ossia della remunerazione degli
impianti tradizionali basata anche sulla potenza messa a
disposizione a beneficio del sistema elettrico, invece che
(come attualmente accade) soltanto sull’energia elettrica
prodotta. Ciò al fine di “tutelare” gli impianti tradizionali
dall’inarrestabile ascesa delle fonti rinnovabili, riconoscendo il loro importante ruolo di garantire il corretto
funzionamento del sistema.
In questo contesto, i sistemi di storage potrebbero rappresentare una valida opportunità per gli impianti
tradizionali, nella misura in cui essi consentirebbero
di disaccoppiare parzialmente l’esercizio dell’impianto dalle richieste della rete, riducendo in tal modo lo
stress delle apparecchiature (ad esempio soddisfacendo
la richiesta di rapide variazioni di carico e permettendo
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65
1. La Tecnologia dello storage
all’impianto a cui è associato di aumentare/diminuire il
livello produttivo in maniera più “morbida”, coerentemente con i limiti tecnici) e dall’altro consentendo un
maggior fattore di utilizzazione delle centrali. Chiaramente la diffusione dei sistemi di storage per questa
Appare evidente come i sistemi di storage rappresentino una soluzione tecnologica «trasversale»
per il sistema elettrico, ossia si prestano ad essere
adottati dai diversi soggetti evidenziati in FIGURA 1.7. Entrando nel merito dei singoli “soggetti
interessati”, all’interno della categoria “impianto
FRNP” sono inclusi impianti fotovoltaici ed eolici di taglia commerciale/industriale (ossia aventi una potenza nominale maggiore di 20 kW) e
utility-scale (ossia aventi una potenza nominale
maggiore di 1 MW). In secondo luogo, con l’espressione “gestore della rete di trasmissione” si fa riferimento al TSO - Transmission System Operator
nazionale, ossia Terna, mentre con “gestore rete
di distribuzione” (o DSO - Distribution System
Operator), si fa riferimento ai soggetti che ad oggi
hanno in concessione il servizio di distribuzione
dell’energia elettrica in Italia, che al 2012 risultano
142 (di cui i principali sono Enel, Acea ed A2A).
Infine, per quanto riguarda le utenze, si è focalizzata l’attenzione innanzitutto sulle “micro-grid”,
intese come utenze caratterizzate da un fabbisogno rilevante di energia elettrica, quali ad esempio
realtà industriali, ospedaliere e commerciali, in cui
la rete d’utente serve i rispettivi carichi tramite
impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili. Inoltre, si è preso in esame il caso del
prosumer, nel cui novero rientrano i produttoriconsumatori di energia dotati di impianti FRNP
(tipicamente fotovoltaico) di taglia residenziale
(ossia avente una potenza nominale inferiore o
uguale a 20 kW), il cui fine principale è l’auto-consumo dell’energia prodotta.
Ciascuno di questi soggetti potenzialmente interessati all’adozione di tecnologie di storage richiede
diverse funzionalità tra quelle identificate ed analizzate in precedenza in questo capitolo. La TABELLA 1.18 sintetizza i risultati dell’analisi condotta su
questo tema.
E’ innanzitutto opportuno precisare che quest’analisi prescinde da valutazioni “di merito” inerenti, da
un lato, l’opportunità per un soggetto di assolvere a
quella determinata funzionalità grazie ad un sistema
66
particolare applicazione dipenderà molto dall’evoluzione che il sistema di generazione diffusa sperimenterà
nel nostro Paese e dagli eventuali cambiamenti a livello
dell’impianto normativo e regolatorio, nonché dalla traiettoria di evoluzione dei costi dei sistemi di accumulo.
di accumulo e, dall’altro lato, l’effettiva fattibilità sulla
base della normativa-regolazione vigenti. Il CAPITOLO 2 di questo Rapporto approfondirà in particolare l’attuale impianto normativo-regolatorio esistente
in Italia sui sistemi di accumulo, permettendo in tal
modo di individuare quali tra queste funzionalità siano ad oggi effettivamente fruibili dai diversi soggetti.
Tornando ad esaminare la Tabella 1.18, ed effettuando una lettura “per riga”, si nota come un ridotto
numero di esse sia “trasversale”, ossia interessi più
soggetti del sistema elettrico. Si fa riferimento, in
particolare, ad alcuni servizi di rete (Inerzia sintetica, Regolazione Primaria e Regolazione di tensione), i quali risultano interessanti per tutti e cinque i
soggetti oggetto d’analisi. Esistono invece funzionalità estremamente “specifiche”, di interesse per un
numero ridotto di soggetti, al più per uno solo, come
ad esempio nel caso della Regolazione del profilo di
scambio all’interfaccia AT/MT (interessante solo
per il gestore della rete di distribuzione) e di quello
delle Risorse per la risoluzione delle congestioni in
fase di programmazione (interessante solo per il
gestore della rete di trasmissione). Effettuando invece una lettura “per colonna”, si nota una certa “somiglianza” tra coppie di attori: è il caso della micro-grid
e del prosumer, per i quali le funzionalità interessanti
sono sostanzialmente le medesime, a meno di due eccezioni, legate alla maggior dimensione (Regolazione
Secondaria e Terziaria) ed alla maggiore “criticità” dei
carichi (Qualità della tensione) nel caso della microgrid rispetto al prosumer. Discorso analogo si può
fare per i gestori della rete di trasmissione e distribuzione, i quali presentano svariate analogie, e differiscono rispetto alle funzionalità necessarie solo in virtù
del differente ruolo ad essi attribuito nell’ambito dell’esercizio del sistema elettrico.
Questa analisi, che ha portato ad evidenziare le
funzionalità di maggiore interesse per i soggetti del
sistema elettrico, è propedeutica all’individuazione
di diversi scenari d’uso (dettagliati nel CAPITOLO 3)
dei sistemi di storage per ciascun soggetto, dei quali
sarà valutata la convenienza economica ed il potenziale di mercato.
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1. La Tecnologia dello storage
Tabella 1.18
Il matching tra soggetti interessati all’adozione di un sistema di storage e le funzionalità
Attore /Funzionalità
Impianto FRNP
Gestore rete
di trasmissione
Gestore rete
di distribuzione
Arbitraggio prezzo
energia (solo storage)
Arbitraggio prezzo
energia
(storage+ FRNP)
X
«in energia»
Aumento quota
autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Riduzione potenza
impegnata
Flessibilizzazione
curva di carico («load
following» o
«peak shaving»)
Risoluzione congestioni
di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità
profilo di immissione
(sbilanciamento)
«in potenza»
Integrazione con i
sistemi di difesa
Risorse per la
risoluzione delle
congestioni in fase di
programmazione
X
X
X
X
Regolazione profilo di
scambio interfaccia
AT/MT
Differimento (riduzione)
investimenti di rete
Partecipazione alla
ri-alimentazione del
sistema elettrico
X
Micro-grid
Prosumer
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Inerzia sintetica
X
X
X
X
X
Regolazione
Primaria (frequenza)
X
X
X
X
X
Regolazione Secondaria
e Terziaria
(frequenza-potenza)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Qualità della
tensione (Backup in
CS o in CP)
X
X
Continuità del
servizio (Backup in
CS o in CP)
X
X
Bilanciamento in tempo
reale
Regolazione tensione
X
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X
X
67
2.
La normativa
dello storage
N
el capitolo precedente si è dato conto, descrivendo nel dettaglio, di quali sono le
potenzialità tecnologiche messe a disposizione oggi dai sistemi di storage e quali i soggetti
interessati e le relative esigenze. In altre parole si è
provato a dare un quadro possibile della domanda e
dell’offerta, evidenziando anche – e ci si tornerà poi
nel capitolo 3 con una attenta analisi della sostenibilità economica – i limiti del loro matching. Tuttavia,
non è possibile trascurare l’impatto di “intermediazione” che fra domanda ed offerta è esercitato
dal quadro normativo-regolatorio: (i) sia perché
esso agisce a “disegnare” i confini della domanda,
obbligando talora, come si vedrà meglio nel seguito,
i soggetti a “pensare” a soluzioni di storage; (ii) sia
perché esso può avvicinare o accelerare, attraverso
il meccanismo degli incentivi, il suddetto processo
di matching; (iii) sia, infine, perché esso può agire
anche sulle “condizioni al contorno” per creare in
senso lato un ambiente più o meno favorevole allo
sviluppo del mercato dello storage in Italia.
Il tema normativo, soprattutto in questo ambito, è
particolarmente complesso anche perché – a differenza ad esempio di quanto accade normalmente
nell’ambito delle rinnovabili e dell’efficienza energetica – è fortemente interrelato alla componente
“tecnica” che governa il funzionamento della rete
elettrica nel nostro Paese e non solo.
mativa in essere al 31 maggio del 2013 nel nostro
Paese, con l’intento fondamentale di capire se e
come il quadro normativo-regolatorio influenza
il possibile matching fra la domanda e l’offerta
di storage. I provvedimenti oggetto di analisi sono
riportati nella Tabella 2.1, dove si ritrova anche la
sopra citata tripartizione nelle diverse azioni intraprese da parte del Legislatore1. In particolare:
•• sotto il termine “linee guida” sono rubricati i
provvedimenti – rivolti per ora esclusivamente
ai “soggetti regolati”2 – che definiscono il ruolo
dello storage nel sistema elettrico, e più in particolare nelle reti di trasmissione, sancendo i principi cardine del suo impiego;
•• con il termine “meccanismi incentivanti” si
intendono invece i provvedimenti diretti esplicitamente a supportare l’adozione dei sistemi di
storage;
•• ed infine, alla voce “provvedimenti correlati” si
riportano le principali iniziative intraprese dal
Legislatore che, pur non essendo direttamente
rivolte ai sistemi di storage, possono avere comunque un’influenza sull’adozione degli stessi.
E’ particolarmente complesso perché, a differenza
di quanto succede di solito, l’Italia è al momento
sulla frontiera a livello europeo e mondiale nella regolazione della smart grid e dello storage:
una frontiera in continuo movimento, però, e che
evidentemente procede anche per “aggiustamenti”
progressivi di maggiore o minore entità.
L’esiguo numero di provvedimenti riportati nella
tabella 2.1 deve essere interpretato innanzitutto, per quanto detto in premessa, alla luce della
condizione di “frontiera” cui si trova la normativa
italiana in riferimento al tema dello storage. Dall’altra parte, però, è un segnale per certi versi preoccupante di come la “carenza” di regole – e ci si ritornerà in effetti nel successivo CAPITOLO 3 – rappresenti
un freno talora anche significativo allo sviluppo del
mercato. Nel seguito del capitolo, i provvedimenti
saranno presentati seguendo l’ordine cronologico
con cui sono stati emessi, al fine di cogliere anche
le dinamiche dell’azione intrapresa dal Legislatore.
L’obiettivo di questo capitolo non può che essere
quindi quello di fornire un quadro, il più possibile
esaustivo e con una visione “di sistema”, della nor-
Il lettore troverà quindi in chiusura di capitolo un
quadro sinottico di dove si è intervenuti e di dove
ancora vi è bisogno di intervenire, con una pre-
1
Come si vedrà nel seguito della trattazione, si fa riferimento in primis all’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas – nel seguito AEEG - organismo indipendente, istituito con la legge 14 novembre 1995, n. 481 avente come principale compito quello di garantire la promozione della concorrenza e dell'efficienza nei
settori dell'energia elettrica e del gas, nonché assicurare la fruibilità e la diffusione (dei servizi) in modo omogeneo sull'intero territorio nazionale, definendo
un sistema tariffario certo, trasparente e basato su criteri predefiniti, promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori (Fonte: AEEG). Tuttavia,
vi sono alcuni casi in cui si fa riferimento ai Ministeri competenti in tema di energia elettrica, soprattutto il Ministero dello Sviluppo Economico.
2
Si fa riferimento ai gestori delle reti di trasmissione e distribuzione, i quali, a valle della liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica avviata nel 1999
con il cosiddetto Decreto Bersani (Decreto legislativo 16 Marzo 1999, n.79), agiscono in regime di concessione (a differenza delle fasi di produzione e
vendita dell’energia elettrica).
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71
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
Tabella 2.1
Mappatura dell’attuale quadro normativo-regolatorio italiano sui sistemi di storage
Linee-guida
Meccanismi incentivanti
Altri provvedimenti
D.lgs. 3 marzo 2011 , n. 28
Attuazione della direttiva 2009/28/
CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle
direttive 2001/77/CE e 2003/30/
CE
Delib. AEEG ARG/elt 199/11 (Allegato A – TIT)
Testo integrato delle disposizioni
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e
il Gas per l’erogazione dei servizi di
trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (periodo di regolazione
2012-2015)
Regole Tecniche di Connessione AT,
MT e BT
A.17: Sistemi di controllo e protezione
delle centrali eoliche [Prescrizioni tecniche per la connessione])
A.68 Impianti di produzione fotovoltaica
– Requisiti minimi per la connessione e
l’esercizio in parallelo con la rete AT
CEI 0-16: Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e
passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica
CEI 0-21: Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e
passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica
D.lgs. 1 giugno 2011 , n. 93
Attuazione delle direttive 2009/72/
CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE
relative a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica,
del gas naturale e ad una procedura
comunitaria sulla trasparenza dei
prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica,
nonchè abrogazione delle direttive
2003/54/CE e 2003/55/CE
Delib. AEEG ARG/elt 39/10
Procedura e criteri di selezione degli
investimenti ammessi al trattamento
incentivante di cui al comma 11.4
lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas 29 dicembre 2007,
n. 348/07
Delib. ARG/elt 160/11
Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di
regolazione del servizio di dispacciamento
Delib. AEEG ARG/elt 199/11
Disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per l’erogazione
dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica
per il periodo di regolazione 20122015 e disposizioni in materia di
condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione
Delib. AEEG 288/2012/R/eel
Procedura e criteri di selezione dei
progetti pilota relativi ai sistemi di
accumulo ammessi al trattamento
incentivante
Delib. AEEG ARG/elt 198/11
(TIQE)
Testo integrato della regolazione della
qualità dei servizi di distribuzione e
misura dell’energia elettrica - Periodo
di regolazione 2012-2015
Determina AEEG 8/2012
Presentazione delle istanze di ammissione dei progetti pilota relativi ai
sistemi di accumulo al trattamento
incentivante di cui al comma 1.5
della deliberazione 12 luglio 2012,
288/2012/R/eel
Delib. 84/2012/R/eel e s.m.i.
Interventi urgenti relativi agli impianti
di produzione di energia elettrica, con
particolare riferimento alla generazione distribuita, per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale
Delib. AEEG 43/2013/R/eel
Approvazione dei progetti pilota relativi ai sistemi di accumulo da realizzarsi
sulla rete di trasmissione nazionale,
rientranti nel Programma di Adeguamento dei sistemi di sicurezza e difesa 2012-2015
D.min. 5 Luglio 2012
Attuazione dell’art. 25 del decreto
legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione
di energia elettrica da impianti solari
fotovoltaici (c.d. Quinto Conto Energia)
Delib. AEEG 66/2013/R/eel
Approvazione di progetti pilota relativi
ai sistemi di accumulo da realizzarsi
sulla rete di trasmissione nazionale,
rientranti nel Piano di Sviluppo 2011,
approvato dal Ministero dello Sviluppo
Economico
Delib. AEEG 281/2012/R/efr e
s.m.i.
Revisione del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica per le
unità di produzione di energia elettrica alimentate da fonti rinnovabili non
programmabili
72
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
valenza che già qui si può anticipare per i casi del
secondo tipo rispetto al primo.
energia da fonti rinnovabili nei trasporti, e le misure
da attuare per il loro raggiungimento.
2.1 Le “linee guida” della
normativa italiana sui sistemi di
storage
Il Decreto, peraltro redatto in condizioni di “emergenza” per contenere l’esplosione dell’installazione
di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili5, affronta dunque una tematica molto più
ampia rispetto allo storage.
I provvedimenti “di indirizzo” con i quali il Legislatore ha espresso la propria posizione rispetto all’adozione dei sistemi di storage, come anticipato nella
Tabella 2.1, sono solo tre e sono tutti concentrati
nell’anno 2011 e quindi relativamente recenti.
Altro aspetto fondamentale di questi provvedimenti
è il fatto che essi si concentrano sui soli “soggetti
regolati” ed in primis sul gestore della rete di trasmissione, mentre ancora nessun provvedimento
di ordine generale ha interessato le fasi di generazione e di utenza.
Se da un lato quindi è indubbio che i gestori di rete
siano il perno attorno al quale disegnare il sistema di storage a supporto della rete elettrica, pure
dall’altro lato appare evidente come regolare un sistema complesso (quale è l’attuale sistema elettrico)
agendo solo su due degli attori – soprattutto in un
contesto dove la generazione diffusa e la figura del
prosumer diventano sempre più una componente imprescindibile del sistema elettrico – sia una
visione legata soprattutto all’esigenza immediata
di garantire la sicurezza del sistema elettrico. Ancora molto, anche a detta degli operatori, va fatto
in questo senso e soprattutto per provvedimenti
“generali” quali quelli appunto che si discutono in
questo paragrafo3.
Seguendo l’ordine cronologico con cui sono stati
emessi, è possibile in ogni caso analizzare i punti
salienti di ciascun provvedimento.
Il D.lgs. 3 marzo 2011, n. 284, ormai noto agli addetti ai lavori e non solo come “Decreto Rinnovabili”, presenta un quadro esaustivo e dettagliato
in merito agli obiettivi derivanti dal “Pacchetto 2020-20”, riguardanti in primis il raggiungimento di
una quota di energia prodotta da fonti rinnovabili
sul consumo finale lordo di energia, di una quota di
Tuttavia il riferimento esplicito a queste tecnologie esiste ed è anche particolarmente importante,
giacché per la prima volta se ne sancisce l’ingresso
in un provvedimento “sistemico”.
In particolare, è stabilito che Terna individui, nel
Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale, gli interventi di potenziamento della rete
necessari per assicurare l’immissione e il ritiro integrale dell’energia prodotta dagli impianti FER.
Tra questi interventi (art. 17 del citato Decreto)
possono ricadere sistemi di accumulo dell’energia
elettrica finalizzati a facilitare il dispacciamento
degli impianti non programmabili. La remunerazione di tali investimenti deve essere assicurata
dall’AEEG, tenendo conto: (i) dell’efficacia ai fini
del ritiro dell’energia da fonti rinnovabili; (ii) della
rapidità di esecuzione ed entrata in esercizio delle
medesime opere, anche con riferimento, in modo
differenziato, a ciascuna zona del mercato elettrico
e alle diverse tecnologie di accumulo.
Se nel “Decreto Rinnovabili” non si faceva che un
cenno ai sistemi di storage, è interessante notare
come a distanza di meno di tre mesi (un tempo
quasi record per gli standard italiani) il Legislatore ha emesso un ulteriore provvedimento, il D.lgs.
1 giugno 2011 n. 936, per definire le “norme comuni” che intendono dare ulteriore impulso allo sviluppo, in termini di incremento della concorrenza,
dei mercati del gas naturale e dell’energia elettrica.
Il Decreto di giugno pone ulteriore accento sul
ruolo ricoperto dal gestore della rete di trasmissione nazionale e dai gestori delle reti di distribuzione dell’energia elettrica ed evidenzia gli obblighi
e i compiti che gli stessi hanno nell’erogazione dei
relativi servizi (trasmissione, dispacciamento e di-
3
Si rimanda alla sezione conclusiva del CAPITOLO 3 per le considerazioni riguardanti l’evoluzione attesa del quadro normativo-regolatorio.
Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive
2001/77/CE e 2003/30/CE.
5
Cfr. Solar Energy Report 2011 pp. 117-126.
6
Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonchè abrogazione delle
direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE.
4
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73
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
stribuzione). Tra le “norme” definite ad hoc per il
sistema di trasmissione nazionale vi è la redazione
da parte di Terna di un Piano decennale di sviluppo
della rete di trasmissione nazionale (entro il 31 gennaio di ciascun anno). Attraverso tale piano, Terna
definisce gli investimenti da realizzare nei dieci anni
successivi e le relative tempistiche, che possono riguardare sia la costruzione che il potenziamento
delle infrastrutture di trasmissione.
Sullo specifico tema dello storage, il Decreto
93/2011 rappresenta la prima attuazione concreta di quanto previsto del precedente Decreto
28/2011 e stabilisce che il gestore del sistema di
trasmissione nazionale può realizzare e gestire sistemi di accumulo diffusi di energia elettrica mediante batterie. La medesima possibilità riguardo
ai sistemi di storage è estesa anche ai gestori delle
reti di distribuzione.
Si allarga quindi a soli pochi mesi di distanza l’ambito di applicazione ed i soggetti potenzialmente interessati e allo stesso tempo si definisce la tecnologia
delle batterie come candidata “ideale” per l’implementazione di un sistema “diffuso” di storage.
Il terzo, e per il momento ultimo provvedimento “generale”, è la Delibera dell’AEEG ARG/elt
199/117 del 29 dicembre 2011, che approva i testi
integrati per l’erogazione dei servizi di trasmissione
e distribuzione (TIT), misura (TIME) e connessione (TIC) dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015. L’approvazione di tali documenti è avvenuta tenendo conto dell’evoluzione che
sta subendo il sistema elettrico, “stressato” dal crescente sviluppo delle fonti rinnovabili. All’interno
della Delibera, in particolare, viene richiamata la
necessità di una riformulazione del sistema di incentivazione per gli investimenti nella rete di distribuzione, al fine di dare maggior peso a quelli
finalizzati all’integrazione delle fonti rinnovabili
non programmabili nella rete di media e bassa
tensione. Emerge, inoltre, la necessità di delineare
una struttura incentivante più precisa ed esplicita
per gli investimenti in smart grid.
Con riferimento particolare ai sistemi di storage, la
Delibera propone un riconoscimento ai fini tariffari ai sistemi di accumulo di tipo elettrochimico
(nei limiti degli investimenti inclusi nei piani di svi-
luppo decennali della rete di trasmissione nazionale) ed afferma la necessità di promuovere ed incentivare lo sviluppo di progetti dimostrativi nel campo
dell’energy storage, con l’obiettivo di sperimentare in
field le potenzialità e le prestazioni dei sistemi di accumulo tramite batterie.
Sono altresì individuati precisi requisiti cui devono
sottostare tali progetti pilota per accedere ad eventuali meccanismi incentivanti: (i) essere inseriti
nel citato Piano di sviluppo decennale (redatti annualmente da Terna); (ii) avere la caratteristica di
amovibilità; (iii) essere necessari a garantire l’immissione in rete di energia elettrica prodotta da
fonti rinnovabili non programmabili, nelle more
dei necessari potenziamenti di rete che, per ragioni
tecniche o autorizzative, possono essere realizzati
solo su un orizzonte temporale di medio periodo;
(iv) essere complementari ad un sistema di controllo dinamico delle reti; (v) essere finalizzati all’assorbimento dell’energia prodotta non altrimenti assorbibile e alla regolazione istantanea della frequenza,
non realizzabile con risorse più economiche.
Gli aspetti interessanti di questo ultimo provvedimento possono essere quindi riassunti come segue:
•• la conferma sulla scena dell’AEEG, attore principe della regolazione del sistema elettrico e
che, come si vedrà più avanti, sta sempre più assumendo il ruolo di guida nella definizione delle
“regole del gioco” nello storage;
•• la conferma del ruolo degli accumuli a batteria
come tecnologia “guida” almeno in questa fase
di sviluppo del settore e la condizione – che merita una sottolineatura – di amovibilità degli
interventi, da pensare evidentemente in chiave
strutturale e non soltanto “temporanea”;
•• la necessità di “testare” questi sistemi sul campo, anche se nell’ambito di progetti pilota sottoposti a rigorosi controlli, e quindi l’implicito
riconoscimento che la fase sperimentale “da
laboratorio” possa considerarsi conclusa. In
questo va ribadito il fatto che l’Italia si sia voluta
porre in questo ambito sulla “frontiera” rispetto
agli altri Paesi europei e non solo;
•• la limitazione dei progetti pilota di storage alle
situazioni in cui il problema da risolvere sia
dovuto alla presenza di impianti a fonti rinnovabili non programmabili. E’ vero che questi
impianti sono largamente diffusi nel nostro Pa-
7
Disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo
di regolazione 2012-2015 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione.
74
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
ese tanto che la sperimentazione certo non avrà
effetti significativi in merito alle aree geografiche
potenzialmente interessante, e pur tuttavia potrà vincolare – rispetto alle innumerevoli opzioni discusse nel CAPITOLO 1 – il progetto del
sistema di storage alle esigenze degli impianti
rinnovabili. In una fase successiva, la sperimentazione è stata estesa anche a sistemi di accumulo
per applicazioni “power intensive”.
2.2 I “meccanismi incentivanti”
della normativa italiana sui
sistemi di storage
La diretta conseguenza dei provvedimenti “guida”
visti nel paragrafo precedente è stata l’introduzione
– per il momento accessibile ai soli “soggetti regolati” – di sistemi di incentivazione.
In particolare, lo “strumento” attraverso il quale il
Legislatore intende promuovere la diffusione dei
sistemi di storage, e più in generale delle smart
grid8, fa riferimento ai cosiddetti “progetti pilota”.
I progetti pilota perseguono l’obiettivo di testare, su
piccola scala (quindi con investimenti ridotti, sia in
numero che in ampiezza specifica), il funzionamento
di tecnologie “innovative” ritenute promettenti per
garantire il corretto funzionamento del sistema elettrico. Il sistema di incentivazione ad essi dedicato è
riportato nell’Allegato A alla Delibera AEEG ARG/
elt 199/11 (TIT)9 del 29 dicembre 2011 ed è valido
per il periodo di regolazione 2012-2015.
Sono previsti due tipi di interventi:
•• gli interventi effettuati successivamente al 31 dicembre 2011 e relativi agli investimenti per il
servizio di trasmissione, cui viene riconosciuto un tasso di remunerazione del capitale investito netto pari all’8,4% valido per un periodo
pari alla durata convenzionale dell’investimento
stesso, come da Tabella 6 del TIT.
E’ inoltre prevista una maggiorazione del 2%
per 12 anni per investimenti in progetti pilota
relativi a sistemi di accumulo, le cui procedure e
criteri di selezione sono determinati con specifico provvedimento dell’AEEG (definiti successivamente dalla Delibera AEEG 288/2012/R/
eel, discussa nel seguito del paragrafo), fatti
salvi alcuni requisiti minimi definiti all’interno
della Delibera ARG/elt 199/11.
•• gli interventi effettuati successivamente al 31
dicembre 2011 e relativi agli investimenti per il
servizio di distribuzione. In questo caso il tasso
di remunerazione riconosciuto è pari all’8,6%.
Anche in questo caso è prevista una maggiorazione (extra-remunerazione) del 2% per 12
anni nel caso di investimenti in progetti pilota
relativi a sistemi di accumulo che rispettino particolari criteri di selezione da determinarsi con
uno specifico provvedimento dell’AEEG, che
tuttavia ad oggi non è ancora stato emanato10.
Appare interessante sottolieneare (si veda box 2.1 e
2.2) come questo provvedimento, il primo esplicitamente dedicato ai sistemi di storage, tragga ispirazione nei meccanismi di incentivazione da una precedente Delibera del 2010, che già aveva “messo alla
Box 2.1
La Delibera AEEG ARG /elt 39/10 del 25 marzo 2010 ed i prodromi del sistema di incentivi per lo storage
La Delibera AEEG ARG /elt 39/1011 del 25 marzo 2010
intendeva avviare un processo di incentivazione di progetti pilota di smart grid in media tensione (nel seguito
MT), ossia progetti dimostrativi di rete attiva12 di distri-
buzione comprendenti porzioni di rete MT (con almeno
un punto di interconnessione AT13/MT o AAT14/MT)
provvista di dispositivi finalizzati ad integrare il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi alla mede-
8
Cfr. Smart Grid Executive Report 2012.
Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica
(periodo di regolazione 2012-2015).
10
La sperimentazione riguardante la realizzazione di progetti pilota di storage sulle reti di distribuzione è attualmente in stand-by, dal momento che sarà
ripresa nell’ambito di una più ampia revisione della disciplina delle attività di dispacciamento dell’energia, sul quale tema si attende a breve l’emanazione di
un DCO ad hoc da parte dell’AEEG (la Delibera ARG/elt 160/11 ha avviato il processo di revisione dell’attuale disciplina del dispacciamento).
11
Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07.
12
Con la locuzione di “rete attiva di distribuzione dell’energia elettrica in Media Tensione”, secondo le indicazioni tecniche contenute nella Norma CEI 0-16,
si intende una rete di Media Tensione dove per almeno il 5% del tempo annuo di funzionamento si abbia un transito di potenza della Media Tensione verso
l’ Alta Tensione.
13
Alta Tensione.
14
Altissima Tensione.
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75
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
sima rete, allo scopo di favorire la generazione distribuita
e l’uso efficiente delle risorse15. L’incentivazione consisteva nella maggiorazione del tasso di remunerazione del
capitale investito pari al 2% per 12 anni.
Sebbene non fosse obbligatorio per accedere agli incentivi, i progetti pilota potevano già prevedere l’impiego di
sistemi di storage, da abbinare ad impianti FRNP o alla
ricarica di veicoli elettrici. I sistemi di accumulo di energia elettrica vengono così esplicitamente menzionati, e
specificamente sono ritenuti funzionali all’integrazione
della mobilità elettrica nelle reti di distribuzione, all’attività di dispacciamento degli impianti FRNP ed alle attività proprie dei gestori delle reti di distribuzione quali il
miglioramento della qualità del servizio, la stabilizzazio-
prova” l’interesse dei gestori di rete di distribuzione
per l’argomento.
ne della tensione ed il controllo di frequenza.
Con la successiva Delibera ARG/elt 12/11 del 10 Febbraio 2011 l’AEEG ha pubblicato la graduatoria dei progetti pilota di smart grid ammessi all’incentivazione. I
progetti ammessi erano 8, di cui tuttavia solo due, ad
oggi, prevedono l’impiego di un sistema di storage. Si
fa in particolare riferimento al progetto realizzato da
ENEL Distribuzione in provincia di Isernia presso la
cabina primaria di Carpinone (si tratta di un sistema di
storage elettrochimico agli ioni di litio delle dimensioni
di 1 MW / 0,5 MWh fornito da Siemens, volto alla modulazione dei flussi di energia), ed a quello realizzato
da ACEA Distribuzione, i cui dettagli sono indicati nel
BOX 2.2.
La Delibera AEEG 288/2012/R/eel16 del 12 luglio
2012 rappresenta un ulteriore passo avanti, nella
Box 2.2
Il progetto ACEA per l’integrazione di storage e mobilità elettrica
Il progetto avviato da ACEA Distribuzione nel 2011 prevede l’installazione presso l’area di Malagrotta (Roma) di
un sistema di accumulo della capacità di circa 45 kWh
associato a tre colonnine per la ricarica di veicoli elettrici
e ad un impianto fotovoltaico da 10 kWp, con l’obiettivo
di definire un modello “sostenibile” di alimentazione di
un sistema di ricarica di veicoli elettrici, che minimizzi la
quantità di energia elettrica scambiata con la rete.
In base alle informazioni a disposizione, ACEA sta realizzando un nuovo progetto sperimentale che riguarda specificamente lo storage, per il quale ha richiesto
all’AEEG la possibilità di presentarlo come variante del
suo progetto pilota di smart grid, incentivato ai sensi della Delibera AEEG ARG/elt 39/10.
Tale progetto prevede l’installazione di tre sistemi di
accumulo in tre cabine secondarie nell’ambito della
porzione di rete oggetto del precedente progetto pilota
(linea elettrica a Media Tensione denominata “Persichetti”), al fine di testare la fattibilità di diverse funzionalità dei sistemi di accumulo, quali power quality (sia
continuità del servizio che qualità della tensione), la regolazione di tensione e la risoluzione delle congestioni
15
16
17
di rete, e verificare, in secondo luogo, la complessità/
applicabilità dei sistemi di storage in cabina secondaria,
ove sussistono una serie di criticità di implementazione
(legate ad esempio alla disponibilità ridotta di spazio
ove installare un sistema di storage, tipica in particolare
di contesti metropolitani quale quello in cui si trova ad
operare ACEA). I tre sistemi di accumulo in fase di realizzazione, per un investimento complessivo stimabile
nell’ordine di 1,5 mln €, fanno riferimento alla tecnologia al litio (in virtù della minore occupazione di spazio
garantita da questa tecnologia rispetto ad altre, a parità
di prestazione erogata), di cui due forniti da NEC (di
dimensioni pari a 160 kW/45 kWh e 100 kW/45 kWh)
ed uno fornito da Toshiba (100 kW/17,6 kWh). È altresì interessante sottolineare che, oltre ai tre sistemi di
controllo riferibili a ciascuno dei tre sistemi di storage,
il progetto intende avvalersi di un sistema di controllo
“centralizzato” (che permette di sfruttare i tre sistemi di
storage come un unicum) derivante dal precedente progetto pilota, realizzato da Toshiba, il quale si interfaccia
con il DMS17 con cui ACEA governa la propria rete di
distribuzione.
Per ulteriori dettagli, si rimanda allo Smart Grid Executive Report 2012.
Procedura e criteri di selezione dei progetti pilota relativi ai sistemi di accumulo ammessi al trattamento incentivante
Distribution Management System (Cfr. Smart Grid Executive Report 2012).
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
definizione degli incentivi per progetti pilota specificamente pensati per l’applicazione di sistemi
di accumulo di energia elettrica di tipo elettrochimico per la rete di trasmissione volti a consentire
nella massima misura possibile – nelle more dei necessari potenziamenti di rete - l’immissione in rete
di energia elettrica prodotta da impianti FRNP (applicazioni cosiddette “energy intensive”).
All’interno di questa Delibera sono definiti i criteri
di selezione e le modalità di incentivazione per un
numero massimo di tre progetti pilota di sistemi
di accumulo di energia elettrica di tipo elettrochimico che siano implementati ciascuno in una
limitata porzione di rete di trasmissione, identificata come “porzione di rete critica”. Il meccanismo
di incentivazione di tali progetti, che si rifà a quanto
previsto dal precedentemente analizzato Allegato A
alla Delibera ARG/elt 199/11 (ossia si prevede una
extra-remunerazione del capitale investito pari al
2% per 12 anni), prevede tuttavia che l’incentivazione sia riconosciuta solo nel caso in cui il titolare del
progetto dimostri il raggiungimento, nel primo
biennio di funzionamento, del 50% dell’obiettivo
di riduzione della mancata produzione da FRNP
dichiarato al momento dell’ammissione. I progetti
pilota saranno valutati sulla base dei valori assunti
da un indicatore di merito basato sul rapporto beneficio/costo dell’investimento, con riferimento alla
durata convenzionale dei sistemi di accumulo (pari
a 12 anni). Viene fornita di tale indicatore una prima definizione, a carattere generale, come rapporto
tra la valorizzazione della riduzione della mancata
produzione da FRNP ottenuta mediante il progetto
pilota ed il costo attualizzato del progetto stesso, di
cui si forniscono anche i dettagli per il calcolo.
La forma definitiva del calcolo dell’indicatore di
merito per tali progetti è stata successivamente
fissata con la Determinazione 8/201218. La Determinazione stabilisce il termine di presentazione
delle istanze di ammissione al trattamento incentivante, pari a 45 giorni a partire dalla data di pubblicazione della determinazione (19 ottobre 2012) ed
inoltre approva quattro allegati in cui sono dettagliati (i) i contenuti delle istanze di ammissione al
trattamento incentivante, (ii) il modello di calcolo
dell’indicatore di merito del progetto pilota (si veda
box 2.3); (iii) i dati e gli indicatori da monitorare
nell’ambito dei progetti, da condividere con il sistema elettrico e la pubblicizzazione; (iv) i requisiti
minimi ed i requisiti opzionali dei progetti pilota ed
(v) i singoli esperti reclutati nella commissione di
valutazione dei progetti pilota.
Box 2.3
L’indicatore di merito dei progetti pilota “energy intensive”
Nell’allegato B della Determinazione 8/2012 è specificata la modalità di calcolo dell’indicatore di merito (IM)
con cui sono valutati i progetti pilota candidati all’ottenimento del trattamento incentivante. In particolare,
assumendo un tasso annuo di inflazione pari all’1,8%,
una vita convenzionale del progetto pari a 12 anni ed un
tasso di remunerazione dell’investimento pari all’8,4%,
l’indicatore di merito viene definito secondo la seguente
formula:
IM = RBC x (1 + 0,5Qtec + 0,5Qopz)
Dove:
•• IM= indicatore di merito del progetto;
•• RBC= rapporto indicatore di beneficio/costo dove
•• L’indicatore di beneficio è dato dal prodotto tra:
•• PUN 2011 (prezzo medio di acquisto dell’energia sul mercato del giorno dopo nell’anno
2011);
•• Valore stimato annuo di riduzione della mancata produzione da FRNP tramite la realizzazione del progetto pilota;
•• Rendimento complessivo annuo atteso dei sistemi di accumulo;
•• L’indicatore di costo include:
•• Costi di investimento, sviluppo e ingegnerizzazione del progetto pilota;
•• Costi di esercizio e manutenzione ordinaria;
•• Costi di manutenzione straordinaria;
•• Stima dei costi di decommissioning;
•• Qtec= contributo di merito tecnico che tiene conto
dei tempi di attuazione del progetto, della disponibilità di applicazioni documentate delle tecnologie di
accumulo proposte e della qualità e coerenza tecnica
complessiva della proposta (valore compreso tra 0
e 1);
18
Presentazione delle istanze di ammissione dei progetti pilota relativi ai sistemi di accumulo al trattamento incentivante di cui al comma 1.5 della deliberazione 12 luglio 2012, 288/2012/R/eel.
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
•• Qopz= contributo dei requisiti opzionali (valore compreso tra 0 e 1) che tiene conto di quanto il progetto
pilota risponda ai Requisiti opzionali riportati nella
deliberazione 288/12/R/eel (allegato A).
Se si prende ad esempio il caso del progetto denominato “A1” presentato da Terna (sul totale dei sei progetti
Nei primi mesi del 2013 il Legislatore è intervenuto nuovamente per estendere quanto fatto per
i progetti “energy intensive” ai progetti “power
intensive”. La Delibera AEEG 43/2013/R/eel19 del
7 Febbraio 2013, infatti, permette ai progetti pilota dotati di sistemi di accumulo con caratteristiche
“power intensive” la possibilità di accedere allo stesso regime incentivante cui sono ammessi i progetti pilota “energy intensive” (ai sensi della Delibera
288/2012/R/eel).
In particolare, vengono ammessi al trattamento
incentivante due ulteriori progetti pilota rientranti nel Programma di adeguamento dei sistemi
di sicurezza e difesa 2012-201520 predisposto da
Terna. Attraverso tali progetti, denominati progetto
“Ottana” e progetto “Caltanissetta”, Terna si focalizza sulle aree particolarmente critiche di Sicilia e
Sardegna. I progetti dimostrativi devono rispettare
un limite di potenza complessiva di circa 16 MW
(divisi equamente per ciascun progetto), garantire
prestazioni in tempi ultrarapidi di assorbimento e
rilascio di energia e sperimentare almeno due tecnologie differenti per ciascun sito. Secondo le previsioni di Terna, i sistemi di accumulo riferiti a
questi progetti, di cui sono stati già emessi i bandi
di gara, dovrebbero essere installati nel primo trimestre del 2014.
Quasi contemporaneamente con la Delibera
AEEG 66/2013/R/eel21 del 21 Febbraio 2013 è stato portato a sei (invece dei tre originari) il numero dei progetti pilota di tipo “energy intensive”
ammessi ad incentivazione. I progetti ammessi,
“energy intensive” presentati da Terna e valutati dalla
Commissione istituita ad hoc - i cui dettagli si discuteranno nel seguito), gli indicatori che permettono di
valutare ciascun progetto hanno assunto valori pari a:
RBC=0,22; Qtec=0,5; Qopz=0,64. Da questi si ricava l’indicatore di merito complessivo del progetto (IM), pari a 0,35.
proposti da Terna, rientrano nel piano di Sviluppo
2011 presentato ed approvato dal Ministero dello
Sviluppo Economico. I sei progetti, che si pongono
come principale obiettivo la riduzione della mancata produzione da FRNP, consistono nello sviluppo
di tecnologie di accumulo elettrochimico con caratteristiche “energy intensive” e capaci di supportare
cicli di carica e scarica completa in un tempo di 7-8
ore. La potenza nominale complessiva di tali progetti è pari a 35 MW (5 da 6 MW e 1 da 5 MW)
mentre la capacità nominale di ciascuno è pari a
40 MWh (tranne uno, di capacità inferiore, pari a
32 MWh).
I progetti – identificati con le sigle A1, A2, B1, B2,
C1, e C2 e descritti nel box 2.422 – verranno realizzati
su alcune tratte della rete di trasmissione nazionale
particolarmente critiche: la direttrice “Campobasso
- Benevento 2 - Volturara - Celle San Vito” (progetti
A1 e A2) e la direttrice “Benevento 2 - Bisaccia 380”
in due differenti nodi (progetti B1 e B2 in un nodo
e progetti C1 e C2 in un altro nodo). I progetti, di
cui si prevede la realizzazione a coppie (A1-A2, B1B2 e C1-C2), prevedono l’installazione di un’unica
tecnologia di storage elettrochimico con caratteristiche “energy intensive” (di potenza nominale pari
a 6 MW e capacità nominale pari a 40 MWh per
ciascuno dei progetti A1-A2 e B1-B2, mentre, per
quanto riguarda la coppia C1-C2, il progetto C1
prevede uno storage di potenza nominale pari a 6
MW e capacità nominale pari a 40 MWh, ed il progetto C2 uno storage di potenza nominale pari a 4,8
MW e capacità nominale pari a 32 MWh. Inoltre,
i progetti prevedono la realizzazione di un sistema
19
Approvazione dei progetti pilota relativi ai sistemi di accumulo da realizzarsi sulla rete di trasmissione nazionale, rientranti nel Programma di Adeguamento dei sistemi di sicurezza e difesa 2012-2015.
All’interno del Programma di adeguamento dei sistemi di sicurezza e difesa 2012-2015 (Piano di Difesa 2012-2015), approvato dal MiSE il 2 Ottobre
2012, Terna evidenzia la crescente difficoltà nella regolazione del sistema elettrico a causa del continuo aumento, sul territorio italiano, della capacità produttiva degli impianti da fonte di energia rinnovabili, caratterizzati da non programmabilità. In particolare, Terna riporta un’analisi approfondita delle dorsali
critiche del sistema elettrico (sud Italia ed isole) e propone l’installazione di sistemi di accumulo di tipo “power intensive”, come soluzione in grado di ovviare
ai problemi di bilanciamento della rete e di garantire la sicurezza dell’infrastruttura elettrica.
21
Approvazione di progetti pilota relativi ai sistemi di accumulo da realizzarsi sulla rete di trasmissione nazionale, rientranti nel Piano di Sviluppo 2011,
approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico.
22
Per ulteriori dettagli, si rimanda all’Allegato alla Delibera AEEG 66/2013/R/eel, Relazione valutativa delle istanze di ammissione al trattamento incentivante ai sensi della Delibera 288/12/R/eel dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
20
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
2013 è stata resa nota la stipula di un framework
agreement tra Terna e la giapponese NGK per la
fornitura di sistemi di accumulo basati sulla tecnologia sodio/zolfo per una quantità massima di
70 MW / 490 MWh, di cui è prevista una prima
tranche per un totale di circa 100 mln € (riferibile
a 35 MW/ 245 MWh di sistemi di accumulo al sodio/zolfo).
di dynamic thermal rating integrato nella gestione
dei sistemi di accumulo, la possibilità di riservare
una banda di ±5% della potenza massima del SdA
per effettuare la regolazione primaria di frequenza
per una durata superiore ai 15 minuti e la realizzazione di un sistema di previsione della produzione
degli impianti da FRNP connessi alla direttrice in
oggetto. A questo proposito, nel mese di maggio
Box 2.4
I sei progetti pilota “energy intensive” proposti da Terna
Tabella 2.2
I progetti pilota “energy intensive” proposti da Terna
Nome
progetto pilota
A1
A2
B1
B2
C1
C2
Direttrice critica della
rete di trasmissione
Motivazione
Campobasso - Benevento 2 Volturara - Celle San Vito
Congestioni di rete lungo la dorsale per circa 3000
h /anno nel corso del 2011;
conseguente mancata produzione delle unità eoliche
sottese per circa 100 GWh.
Benevento 2 - Bisaccia 380
Criticità rilevate sulla dorsale in esame;
conseguente mancata produzione delle unità eoliche
sottese alle dorsali in oggetto pari a circa 80 GWh
nel 2011.
La TABELLA 2.2 riporta alcuni dettagli dei sei progetti
pilota “energy intensive” proposti da Terna ed approvati dalla Commissione di esperti nominata all’uopo
dall’AEEG, sulla base della relazione valutativa (Allegato alla Delibera 66/2013/R/eel) redatta dalla medesima
Commissione.
Per ciascuno dei sei progetti valutati e dichiarati ammissibili dalla Commissione, nella TABELLA 2.3 sono riportati i valori del rapporto benefici/costi e dell’indicatore
di merito (stimati dalla Commissione in linea con le definizioni presenti nell’allegato B della Determina AEEG
8/2012). Al fine di rendere comparabili i dati, gli indicatori sono stati calcolati per ogni singolo progetto, considerando l’indipendenza di realizzazione ed esercizio
anche per quelli da costruire nel medesimo sito.
Appare importante sottolineare come i benefici conseguibili (con esclusivo riferimento alla mitigazione della Mancata Produzione Eolica23), quantificati in termini economici, siano di gran lunga (circa 1/5) inferiori rispetto ai
costi necessari per la realizzazione dell’investimento.
Risulta chiaro quindi al Legislatore – e lo si vedrà poi di
nuovo nel CAPITOLO 3 – come la redditività degli investimenti nei sistemi di storage sia ancora fortemente inadeguata ad accettare logiche puramente di mercato. I progetti pilota potranno tuttavia dare risposte concrete in merito
a se sia o meno efficace l’incentivazione messa in atto, ovvero se l’impiego di tali sistemi permetta effettivamente di
rendere più smart la nostra infrastruttura di rete.
Tabella 2.3
Valutazione dei progetti pilota “energy intensive”
Nome progetto pilota
Rapporto beneficio/costodell’investimento (RBC)
Indicatore di merito (IM)
A1
A2
B1
B2
C1
C2
0,22
0,22
0,21
0,21
0,20
0,18
0,35
0,35
0,32
0,32
0,31
0,29
23
Come rinvenibile anche nella Relazione valutativa, ulteriori benefici sistemici (regolazione di frequenza, risposta dinamica, etc.) non sono ricompresi dal
parametro RBC.
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79
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
2.3 I provvedimenti “correlati”
per lo sviluppo dello storage in
Italia
Nei due paragrafi precedenti si sono passati in rassegna i provvedimenti che direttamente hanno un
impatto sull’adozione dei sistemi di storage nel nostro Paese. Le modalità con cui il Legislatore interviene sul sistema elettrico sono tuttavia assai
più variegate e lo stimolo a dotarsi di sistemi di
storage può anche essere indotto attraverso azioni
regolatorie che – è importante sottolinearlo – interessano anche attori diversi rispetto ai “soggetti
regolati”.
Già a partire dalla definizione delle Regole Tecniche di Connessione in AT, MT e BT per gli impianti
FRNP, riguardanti in particolare gli Allegati A.1724
ed A.6825 al Codice di Rete di Terna (rivolti rispettivamente alla connessione degli impianti eolici e
fotovoltaici in AT) e le norme tecniche CEI26 0-1627
e 0-2128 (rivolte rispettivamente alla connessione
degli utenti attivi e passivi in MT e BT) sono chiamati indirettamente in causa i sistemi di storage. In
particolare, alcune delle funzioni innovative previste (limitazione della GD su comando del TSO/
DSO con un modem GSM/GPRS che apre il DDI in
situazioni critiche29; regolazione di tensione attraverso unità di GD30, basata su logica locale o su comando del DSO; aumento della potenza attiva per
transitori di sottofrequenza su MT31 - attualmente
allo studio) possono essere realizzate anche mediante l’adozione di un sistema di storage, opportunamente dimensionato al fine di massimizzare
la produzione complessiva dell’impianto.
In secondo luogo, è con la Delibera ARG/elt
160/201132 del 17 novembre 2011 che l’AEEG prevede una generale revisione dell’attuale disciplina
del dispacciamento tenendo conto del nuovo contesto strutturale e di mercato, in corso di rapido
mutamento, e delle conseguenti maggiori esigenze di flessibilità del sistema. Tale revisione potrà
abilitare nuove possibilità per gli impianti FRNP
(quali i servizi di rete), da implementare anche attraverso l’utilizzo di sistemi di storage.
Successivamente, vale la pena citare la Delibera
AEEG ARG/elt 198/11 – Allegato A (“TIQE”)33 e
s.m.i.34, la quale intende promuovere il miglioramento della qualità e continuità del servizio a livello
nazionale. In Italia è presente una regolazione molto
“spinta” dei parametri di qualità (buchi di tensione
e interruzioni transitorie) e continuità (numero e
durata delle interruzioni lunghe e brevi) del servizio, che comporta la realizzazione di investimenti
da parte dei gestori delle reti di distribuzione volti
al rispetto (o over-compliance, in quanto al superamento – in positivo – delle soglie stabilite i gestori
delle reti di distribuzione ottengono benefici economici) dei requisiti imposti. Tali interventi possono
24
Il documento, Sistemi di controllo e protezione delle centrali eoliche [Prescrizioni tecniche per la connessione], prescrive le caratteristiche funzionali
dei sistemi di protezione, regolazione e controllo degli impianti di generazione alimentati da fonte eolica necessarie affinché il funzionamento delle centrali
eoliche risulti compatibile con le esigenze di sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale.
25
Il documento, Impianti di produzione fotovoltaica – Requisiti minimi per la connessione e l’esercizio in parallelo con la rete AT, descrive i requisiti minimi
che gli impianti fotovoltaici sono tenuti a rispettare al fine della gestione in sicurezza del sistema elettrico nazionale.
26
Il CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano) è un'Associazione senza scopo di lucro fondata nel 1909 e responsabile della normazione in campo elettrotecnico,
elettronico e delle telecomunicazioni in ambito nazionale, con la partecipazione diretta, su mandato delle Stato Italiano, nelle organizzazioni di normazione
europea (CENELEC) e mondiale (IEC). In particolare, il CEI propone, elabora e divulga Norme che costituiscono il riferimento per la presunzione di conformità
alla “regola dell’arte” di prodotti, processi e impianti elettrici (Fonte: CEI).
27
Il documento, Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica,
definisce i criteri tecnici per la connessione degli Utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata superiore a 1 kV
fino a 150 kV. Per quanto attiene la connessione alle reti con tensione nominale superiore a 35 kV (reti AT – AAT), le prescrizioni della presente Norma si
applicano esclusivamente alle connessioni di Utenti in antenna da Cabina Primaria.
28
Il documento, Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica, definisce
i criteri tecnici per la connessione degli Utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata fino a 1 kV compreso. Inoltre,
per gli Utenti attivi, la presente Norma ha lo scopo di: (i) definire l’avviamento, l’esercizio ed il distacco dell’impianto di produzione; (ii) evitare che gli impianti
di produzione possano funzionare in isola su porzioni di reti BT del Distributore; (iii) definire alcune prescrizioni relative agli impianti di produzione funzionanti
in servizio isolato sulla rete interna del Produttore.
29
Per garantire la sicurezza di esercizio del sistema elettrico, deve essere possibile ridurre la produzione degli impianti di generazione; in questo modo, il
Gestore della rete di trasmissione può contrastare situazioni di riduzione di capacità regolante del sistema elettrico potenzialmente critiche. Per attuare tali
funzionalità, è necessario poter inviare segnali ad un opportuno ricevitore GSM/GPRS situato presso l’impianto dell’utente attivo; tale ricevitore elaborerà
il segnale ed emetterà un comando al SPI in modo da consentire il distacco e l’inibizione dei gruppi di generazione (applicazione in tempo reale del RIGEDI).
30
La presenza dei generatori lungo le linee MT è potenzialmente in grado di innalzare la tensione nel punto di connessione oltre i valori consentiti dalla
Norma CEI EN 50160. Tale Norma prescrive che la media del valore efficace della tensione calcolata su 10 minuti non possa superare il 110 % del valore
nominale. Al fine di rispettare questi limiti, è necessario che tutti gli impianti di generazione partecipino al controllo della tensione tramite assorbimento ed
erogazione di potenza reattiva (all’interno dei limiti di capability) e/o tramite limitazione della potenza attiva.
31
In presenza di transitori di sottofrequenza sulla rete, è richiesto che le unità di generazione attuino una opportuna regolazione locale in aumento della potenza attiva in modo da contribuire al ristabilimento della frequenza nominale (regolazione primaria in sottofrequenza). Tale aumento presuppone l’adozione
di una riserva di potenza da parte dell’utente attivo.
32
Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di regolazione del servizio di dispacciamento.
33
Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica - Periodo di regolazione 2012-2015.
34
Mediante le delibere AEEG 136/2012/R/eel, 294/2012/R/eel, 336/2012/R/eel e 551/2012/R/eel.
80
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
anche concretizzarsi nell’installazione di sistemi
di storage presso le cabine primarie e le cabine secondarie del gestore della rete di distribuzione o
lungo linea, nell’ottica di diminuire il numero e
la durata delle interruzioni (con particolare riferimento alle interruzioni brevi), e di garantire una
migliore qualità della tensione (con riferimento ad
utenze sensibili, ad es. centri di calcolo, etc.).
Con riferimento alle gia citate Regole Tecniche di
Connessione, al fine di risolvere i problemi di sicurezza legati alla penetrazione di elevate quantità
di generazione diffusa sul sistema elettrico, l’Autorità con la Delibera 84/2012/R/eel35, pubblicata l’8
marzo 2012, e s.m.i. ha approvato l’Allegato A70
al Codice di Rete e la nuova CEI 0-16:2012, che
introducono prescrizioni, in materia di servizi
di rete, per gli impianti di produzione connessi
alle reti MT e BT. La deliberazione definisce anche le tempistiche per l’applicazione di tali prescrizioni agli impianti, ivi incluso un retrofit per
gli impianti esistenti tale da evitare situazioni di
criticità sulla rete elettrica, oltre ad approvare l’Allegato A72 al Codice di rete, recante procedure per
i distacchi della generazione diffusa (RIGEDI); in
questo caso, la disponibilità di un sistema di storage potrebbe annullare la limitazione della potenza
immessa in rete.
Va citato a questo proposito anche il D.min. 5
Luglio 201236, noto agli addetti ai lavori come
“Quinto Conto Energia”, il quale disciplina le modalità di incentivazione per la produzione di energia
elettrica da fonte fotovoltaica, e balzato alla cronaca
di questi giorni per il raggiungimento del “cap” di
6,7 mld € di costo indicativo cumulato annuo degli
incentivi, che di fatto ne determina la fine imminente (secondo quanto previsto dal D.min. stesso), che
con ogni probabilità chiuderà la storia del “Conto
Energia” in Italia.
Con riferimento ai sistemi di storage, tale Decreto
attribuisce all’AEEG due specifici compiti, che alla
data di stesura del presente Rapporto non risulta-
no portati a termine. In particolare, il Decreto sancisce che l’AEEG provvede a definire le modalità con
le quali i soggetti responsabili di impianti fotovoltaici possono utilizzare dispositivi di accumulo, anche
integrati con gli inverter, per migliorare la gestione
dell’energia prodotta, nonché per immagazzinare la
produzione degli impianti nei casi in cui siano inviati segnali di distacco o modulazione della potenza. Inoltre, L’AEEG è chiamata a definire le modalità
attraverso le quali i gestori di rete possono mettere
a disposizione dei singoli soggetti responsabili, eventualmente in alternativa alla soluzione precedente,
capacità di accumulo presso cabine primarie.
È interessante sottolineare che mediante questo
provvedimento entrano in gioco nuovamente i
gestori degli impianti di produzione ed inoltre –
in un modo giudicato estremamente interessante
dagli operatori – si sancisce una possibile sostituzione fra gli investimenti in storage effettuati da
questi ultimi con quelli fatti dal gestore di rete.
A questo proposito, si evidenzia la sollecitazione
inoltrata all’AEEG stessa da parte di ANIE37, mediante un documento38 (si veda il BOX 2.5) che propone
alcune modalità per l’integrazione dei sistemi di accumulo (elettrochimico, in particolare) in impianti di
produzione alimentati da fonte rinnovabile.
Ancora più recente, e destinata invece a perdurare nei suoi effetti ben oltre il Quinto Conto
Energia, è la Delibera AEEG 281/2012/R/efr39 del
5 luglio 2012, con la quale si definisce il quadro
(insieme alle successive Delibere 343/2012/R/efr e
493/2012/R/efr) relativo all’attribuzione dei corrispettivi di sbilanciamento all’energia prodotta da
impianti FRNP.
Per quanto concerne gli impianti FRNP operanti nel
mercato libero, il cui Utente del Dispacciamento40
è diverso dal GSE (che rappresentano una minoranza), è stata estesa la disciplina precedentemente
vigente per gli impianti non abilitati a partecipare
al Mercato dei Servizi di Dispacciamento, ai sensi
35
Interventi urgenti relativi agli impianti di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per garantire la sicurezza
del sistema elettrico nazionale.
36
Attuazione dell’art. 25 del Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici (c.d. Quinto Conto Energia).
37
Federazione, aderente a Confindustria, che rappresenta le imprese elettrotecniche ed elettroniche che operano in Italia, attraverso le 11 Associazioni che
la compongono, tra cui ANIE Energia ((Fonte: ANIE).
38
Integrazione di sistemi di accumulo elettrochimico in impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili connessi alla rete elettrica.
39
Revisione del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica per le unità di produzione di energia elettrica alimentate da fonti rinnovabili non programmabili.
40
Con l’espressione “utente del dispacciamento” di intende un soggetto che ha concluso con Terna un contratto per il servizio di dispacciamento, con cui
si assume l’impegno di immettere - in ciascun punto di dispacciamento e per unità di produzione nella sua responsabilità - la quantità di energia elettrica
corrispondente al programma vincolante, modificato e corretto di immissione, relativo al medesimo punto.
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81
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
Box 2.5
Il position paper di ANIE sull’integrazione dei sistemi di accumulo in impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili
connessi alla rete elettrica
Figura 2.1
Schema impianto fotovoltaico con accumulo sul lato in corrente continua, integrato con l’inverter
(Fonte: Federazione ANIE)
Rete B.T.
MPPT
DC - DC
Inverter
DC - AC
Contatore
Produzione
Charger
DC - DC
Carichi
Privilegiati
Il Documento presenta tre diversi schemi funzionali
possibili per l’accumulo di energia elettrica in impianti
FER (di cui si riporta l’esempio del fotovoltaico) connessi
in BT, “incrementali” rispetto al “caso base” di impianto
non dotato di accumulo. Nel seguito si riportano le informazioni principali, rimandando al Documento stesso
per ulteriori approfondimenti.
Il primo schema proposto, mostrato in FIGURA 2.1, fa riferimento ad un impianto fotovoltaico con accumulo sul
lato in corrente continua, integrato con l’inverter.
Tale schema prevede che il sistema di gestione di carica
e scarica della batteria sia integrato all’interno dell’inverter, mentre la batteria può essere contenuta o meno
all’interno del convertitore stesso. Gli altri componenti
dell’impianto sono i medesimi di un impianto fotovoltaico “tradizionale”; è possibile però considerare aggiuntivamente la presenza di carichi privilegiati vista la disponibilità di un sistema di accumulo. Il convertitore DC/
DC verso la batteria (“charger”) è bidirezionale, viceversa
può essere costituito da due convertitori distinti che operano nelle due direzioni di carica e scarica della batteria.
Mediante il simbolo di una batteria è indicato il sistema
di accumulo elettrico considerato con il suo Battery Management System (volto alla gestione delle fasi di carica/
scarica, alla tutela della batteria ed al suo funzionamento
in sicurezza).
82
Contatore
Scambio
Carichi
Domestici
I vantaggi dichiarati di questa configurazione d’impianto
sono: (i) adeguatezza per impianti di nuova realizzazione; (ii) mantenimento degli incentivi già acquisiti in caso
di sostituzione del vecchio inverter con uno nuovo dotato
di storage integrato; (iii) elevata efficienza del ciclo completo di carica e scarica e (iv) semplicità di installazione
per l’utente finale. Infine, si specifica che, nell’eventualità
che si intenda accumulare energia elettrica proveniente
dalla rete, è necessario che il contatore di produzione sia
bidirezionale.
Il secondo schema proposto, mostrato in FIGURA 2.2, fa
riferimento ad un impianto fotovoltaico con accumulo
sul lato in corrente continua, in aggiunta rispetto all’inverter.
La differenza sostanziale rispetto al caso precedente consiste nel fatto che tale schema prevede che il sistema di
gestione di carica e scarica della batteria sia aggiunto ed
indipendente dall’inverter. In particolare, il convertitore
DC/DC verso la batteria (“charger”) si può connettere
alternativamente all’uscita dell’impianto fotovoltaico
o tra l’eventuale booster e l’inverter DC/AC, mentre gli
altri componenti dell’impianto sono i medesimi di un
impianto fotovoltaico “tradizionale”, a meno della possibilità, già vista nel caso precedente, di prevedere carichi
“privilegiati” in virtù della presenza di un sistema di accumulo.
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
Figura 2.2
Schema impianto fotovoltaico con accumulo sul lato in corrente continua, aggiunto rispetto all’inverter
(Fonte: Federazione ANIE)
Rete B.T.
MPPT
DC - DC
Charger
DC - DC
Inverter
DC - AC
Contatore
Produzione
Charger
DC - DC
Contatore
Scambio
Carichi
Privilegiati
I vantaggi dichiarati di questa configurazione d’impianto
sono: (i) adeguatezza per impianti di nuova realizzazione; (ii) mantenimento degli incentivi già acquisiti, mediante l’adeguamento del contatore di produzione, al fine
di renderlo bidirezionale ed (iii) elevata efficienza del
ciclo completo di carica e scarica.
Il terzo schema proposto, mostrato in FIGURA 2.3, fa riferimento ad un impianto fotovoltaico con accumulo sul
lato in corrente alternata.
Tale configurazione rappresenta, di fatto, la replica di un
impianto fotovoltaico “tradizionale”, con l’aggiunta nella
Carichi
Domestici
parte in corrente alternata (cioè a valle del contatore di
produzione) di un dispositivo di conversione verso batteria (“charger” AC/DC), considerando inoltre l’eventuale
presenza di carichi privilegiati in virtù della disponibilità
di un sistema di accumulo. Nella fattispecie, il “charger”
può connettersi alla rete domestica come un normale
carico domestico ed essere bidirezionale, viceversa può
essere costituito da due convertitori distinti che operano
nelle due direzioni di carica/ scarica della batteria.
I vantaggi dichiarati di questa configurazione d’impianto, che di fatto rappresenta quella maggiormente “in con-
Figura 2.3
Schema impianto fotovoltaico con accumulo sul lato in corrente alternata (Fonte: Federazione ANIE)
Rete B.T.
MPPT
DC - DC
Inverter
DC - AC
Contatore
Produzione
Carichi
Privilegiati
Contatore
Scambio
Charger
DC - DC
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Carichi
Domestici
83
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
tinuità” rispetto alla configurazione attuale di un impianto fotovoltaico, sono: (i) adeguatezza per impianti sia
nuovi che esistenti; (ii) certezza del mantenimento degli
incentivi già acquisiti; e (iii) mancata necessità di rendere
della Delibera ARG/elt 111/06. Viceversa, per quanto riguarda gli impianti non programmabili il cui
Utente del Dispacciamento è il GSE, a partire dal 1°
gennaio 2013 il GSE stesso attribuisce alle unità
di produzione a fonte rinnovabile programmabile e non programmabile i maggiori oneri o ricavi
derivanti dalla partecipazione del GSE al Mercato
Infragiornaliero41.
Sulla base dei primi dati pubblicati a riguardo dal
GSE, riferiti al consuntivo per i primi tre mesi di
applicazione del provvedimento, gli oneri di sbilanciamento per gli impianti eolici “rilevanti”42 sono
stati pari a 3,93 €/MWh per il mese di gennaio, 4,84
€/MWh per il mese di febbraio e 2,32 €/MWh per il
mese di marzo, mentre si prevede che il valore annuale medio si attesti sui 3,04 €/MWh. Per quanto
riguarda gli impianti fotovoltaici “rilevanti”, invece,
gli oneri di sbilanciamento sono stati pari a 2,76 €/
MWh per il mese di gennaio, 6,10 €/MWh per il
mese di febbraio e 3,54 €/MWh per il mese di marzo, mentre si prevede che il valore annuale medio si
attesti sui 2,79 €/MWh43.
Per le tipologie di impianti FRNP su cui gravano gli
oneri di sbilanciamento, i sistemi di storage rappresentano una possibile modalità per ridurre tale
onere, o al più azzerarlo, in virtù della maggiore prevedibilità del profilo di immissione in rete
dell’energia conseguibile grazie all’accoppiamento
di un impianto FRNP e di un sistema di storage.
2.4 Il quadro sinottico
dell’attuale impianto normativoregolatorio italiano
In conclusione di questo capitolo, è interessante
bidirezionale il contatore di produzione, a fronte di un
deficit di efficienza del ciclo completo di carica e scarica
(rispetto all’accumulo in corrente continua) in virtù del
fatto che è presente un ulteriore stadio di conversione.
“leggere” l’attuale impianto normativo-regolatorio
rispetto alle funzionalità dei sistemi di storage rilevanti per i diversi soggetti del sistema elettrico interessati all’adozione di un sistema di storage (si veda
CAPITOLO 1).
La FIGURA 2.4 mostra, per ciascuna funzionalità
rilevante per i diversi soggetti del sistema elettrico che può essere assolta tramite un sistema di
storage:
•• se ad oggi esiste un provvedimento diretto che
“abilita” tale funzionalità (eventualità indicata
con un cerchio verde),
•• se invece è presente un provvedimento che indirettamente rende possibile implementare
tale funzionalità, nel caso in cui però non si richiami in maniera univoca e/o esclusiva i sistemi
di storage (eventualità indicata con un cerchio
giallo),
•• o se, infine, una certa funzionalità non possa
essere erogata dai sistemi di storage a normativa-regolazione vigenti (eventualità indicata con
un cerchio rosso).
Innanzitutto è opportuno precisare che – con l’unica eccezione del cosiddetto “arbitraggio”, nella
duplice accezione di accumulo di energia elettrica
da rete o da impianto FRNP e successiva immissione in rete allorquando le condizioni di mercato siano maggiormente favorevoli – tutte le funzionalità
che i sistemi di storage sono in grado di erogare
ricadono potenzialmente all’interno del “perimetro” del quadro normativo-regolatorio che governa il sistema elettrico.
In 20 casi su 47 tuttavia, ovvero per oltre il 42%
delle funzionalità disponibili ai diversi soggetti del
sistema elettrico, l’attuale quadro normativo-rego-
41
Il provvedimento si applica alle unità di produzione aderenti al regime di Ritiro Dedicato, alle unità di produzione aderenti al regime di Tariffa Fissa Onnicomprensiva con il DM 5 Luglio 2012 ed il DM 6 luglio 2012 (“DM FER Elettriche”), alle unità di produzione aderenti al regime di Tariffa Onnicomprensiva con il
DM 18 dicembre 2008 e il DM 5 maggio 2011 (limitatamente, in quest’ultimo caso, alla quota parte di energia incentivata), mentre non si applica alle unità
di produzione in regime di Scambio sul Posto, a quelle titolari di convenzioni CIP6 e alle unità di produzione operanti in regime di Tariffa Onnicomprensiva con
il DM 18 dicembre 2008 e il DM 5 maggio 2011 (limitatamente alla quota parte di energia incentivata).
42
Si fa riferimento agli impianti di potenza superiore o uguale a 10 MVA. Per il dettaglio sugli oneri attribuiti e stimati per gli impianti in regime di ritiro
dedicato e di tariffa omnicomprensiva si rimanda alle pubblicazioni emesse dal GSE.
43
È altresì da sottolineare che questi dati rappresentano un valore medio dell’insieme degli impianti soggetti a tale provvedimento, dal momento che sono
possibili variazioni anche considerevoli di tali valori se si prendono in considerazione casi specifici. Ad esempio, con riferimento agli impianti eolici “rilevanti”,
nel mese di gennaio l’onere a carico dei singoli impianti è variato tra 1,3 €/MWh e 10,6 €/MWh.
84
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2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
Figura 2.4
Quadro sinottico dell’attuale impianto normativo-regolatorio nazionale sui sistemi di storage
Attore /Funzionalità
Impianto FRNP
Gestore rete
di trasmissione
Gestore rete
di distribuzione
Micro-grid
Arbitraggio prezzo
energia ( storage)
Funzionalità
non
soggetta
a
regolazione
Arbitraggio prezzo
energia
(storage+ FRNP)
Funzionalità
non
soggetta
a
regolazione
Prosumer
«in energia»
Aumento quota
autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Riduzione potenza
impegnata
Flessibilizzazione
curva di carico («load
following» o
«peak shaving»)
Risoluzione congestioni
di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità
profilo di immissione
(sbilanciamento)
Regolazione profilo di
scambio interfaccia
AT/MT
Differimento (riduzione)
investimenti di rete
Partecipazione alla
ri-alimentazione del
sistema elettrico
Integrazione con i
sistemi di difesa
Risorse per la
risoluzione delle
congestioni in fase di
programmazione
«in potenza»
Inerzia sintetica
Regolazione
Primaria (frequenza)
Regolazione Secondaria
e Terziaria
(frequenza-potenza)
Bilanciamento in tempo
reale
Regolazione tensione
Qualità della
tensione (Backup in
CS o in CP)
Continuità del
servizio (Backup in
CS o in CP)
Provvedimento
diretto
Provvedimento
indiretto
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Nessun
Provvedimento
85
2. LA NORMATIVA DELLO STORAGE
latorio non prevede la possibilità di implementare tali funzionalità, soprattutto quelle relative ai
servizi di rete, e quindi non facilita l’adozione di
sistemi di storage.
In altri 14 casi, poi, i sistemi di storage sono solo
incidentalmente ammessi dal quadro regolatorio.
Le caselle verdi si fermano a 13, ossia poco meno
del 28% del totale delle funzionalità possibili. Un
numero sul quale appare opportuno riflettere e che
ben mostra quanto lontani si sia ancora dall’aver
definito un quadro normativo adeguato alle aspettative degli operatori ed anche allo stato dell’evoluzione tecnologica dei sistemi di storage e della rete
elettrica in generale.
La distribuzione dei provvedimenti non è però –
come già accennato all’inizio del capitolo – omogenea per i diversi soggetti. Se si guarda alla FIGURA
2.4 “per colonne”, si nota in maniera chiara come
l’interesse da parte del Legislatore verso la diffusione dei sistemi di storage si sia primariamente
rivolto verso i «soggetti regolati», ossia i gestori
delle reti di trasmissione e distribuzione. A testimonianza di ciò, si nota che gli unici provvedimenti direttamente inerenti ai sistemi di storage
44
riguardano esclusivamente questi soggetti. Sebbene “giustificata” dal fatto che le fasi di generazione
e consumo siano “liberalizzate” e di conseguenza
meno soggette ad azioni dirette da parte del Legislatore, vale la pena sottolineare come in altri Paesi si
siano intraprese strade diverse, come ad esempio sta
accadendo in Germania, dove un recente provvedimento ha definito un regime incentivante volto alla
promozione della diffusione di sistemi di accumulo
distribuito accoppiato ad impianti fotovoltaici fino
a 30 kWp, categoria che è assimilabile al “prosumer”
discusso in questo Rapporto44.
Appare in particolar modo interessante sottolineare
come nell’attuale disegno di mercato i titolari di
impianti FRNP siano solo parzialmente responsabilizzati, nel senso che è richiesto loro di fornire
solo alcuni i servizi di rete (escludendo, ad esempio, la regolazione primaria). A detta degli operatori, e come verrà discusso in dettaglio nel CAPITOLO
3 – potrebbe forse essere questa una delle chiavi
di volta della regolazione. In tal modo, a valle di
valutazione di complessiva efficienza sistemica,
sarebbe possibile incrementare, oltre al livello di
sicurezza del sistema elettrico, anche l’adozione
di sistemi di accumulo.
Per ulteriori dettagli, si rimanda al CAPITOLO 3.
86
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3.
il mercato
dello storage
N
ei due capitoli precedenti di questo Rapporto si è dato conto rispettivamente di
quali siano le funzionalità che i sistemi di
storage sono in grado di erogare, individuando poi
quelle di maggiore interesse per i diversi soggetti
del sistema elettrico, e di quali possibilità concrete di sfruttamento siano “abilitate” (in altre parole
definite e normate) dall’attuale quadro normativoregolatorio.
Obiettivo primo di questo capitolo è stimare l’effettivo potenziale di mercato che – alla luce di
quanto sopra – è possibile riconoscere ai sistemi di
storage in Italia da qui al 2020.
Per fare questo si procederà per gradi: (i) definendo innanzitutto i diversi “scenari d’uso”, ossia le
condizioni di impiego che i diversi soggetti del
sistema elettrico possono ragionevolmente prevedere; (ii) valutando, poi, per ciascuno di essi, la
convenienza economica all’adozione; (iii) definendo, sulla base delle risultanze dell’analisi economica, i volumi di mercato potenziale in gioco; (iv)
disegnando, infine, una roadmap di adozione che
identifichi – laddove necessario e desiderabile sulla
base non solo dei costi ma anche dei benefici attesi
– i possibili interventi da parte del Legislatore e
degli operatori del settore per rendere quanto più
possibile “concreto” il mercato.
In particolare sull’ultimo punto, che nasce dal confronto con gli operatori del settore, è auspicabile che
la proposta qui contenuta alimenti ulteriormente – e
se possibile con maggior concretezza – il dibattito che
su diversi tavoli avviene riguardo a queste tematiche.
3.1 Gli scenari d’uso
La prima fase dell’analisi, come accennato in precedenza, riguarda la definizione, per i diversi soggetti
interessati all’adozione di un sistema di storage, dei
cosiddetti “scenari d’uso”, ossia di set predefiniti di
funzionalità (al più una) che caratterizzano i possibili business case, gli impieghi “concreti” delle
soluzioni di storage che i diversi soggetti possono
trovarsi a valutare.
La prospettiva assunta, come tradizione
dell’Energy&Strategy Group, è sempre quella dell’adottatore delle soluzioni di storage, alle prese con la
risoluzione del “problema economico” di rientrare
nei tempi e nella misura di cui è chiamato a rispondere ai suoi azionisti e con l’ulteriore “complicazione” (peraltro comune però al settore) di dover
tenere fede ai limiti e alle disposizioni del quadro
normativo-regolatorio.
Gli scenari d’uso che si sono costruiti hanno tenuto conto quindi di tre aspetti:
•• la rilevanza delle funzionalità per il soggetto
investitore;
•• il grado di “addizionalità” delle diverse funzionalità, ossia la possibilità tecnica di operare
contemporaneamente con un'unica soluzione di
storage più di una di esse (si veda BOX 3.1);
•• (l’ammissibilità rispetto al quadro normativoregolatorio vigente).
Box 3.1
L’addizionalità delle funzionalità erogabili dai sistemi di storage
Uno degli aspetti maggiormente delicati, quando si approccia il tema della valutazione economica dell’investimento in un sistema di storage, riguarda la stima dei
benefici economici associati all’investimento stesso.
In particolare, anche se è vero che uno stesso sistema
di storage possa soddisfare diverse tipologie di funzionalità, l’effettiva possibilità per il soggetto investitore di
godere di suddetti benefici dipende da (i) la capacità effettiva del sistema di storage di erogare più funzionalità
(da intendersi quindi come fattibilità “tecnica”, legata alle
caratteristiche intrinseche della tecnologia di accumulo
scelta ed al suo dimensionamento); e (ii) la possibilità
effettiva di erogare tali funzionalità lungo l’arco temporale di riferimento – tipicamente il giorno (da intendersi
quindi come fattibilità “operativa”, legata al fatto che non
vi siano sovrapposizioni temporali tra l’erogazione delle
diverse funzionalità).
Ad esempio, per quanto riguarda il primo caso, è pos-
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89
3. il mercato dello storage
sibile affermare, almeno in prima approssimazione, che
sistemi dimensionati per fornire servizi in energia siano
spesso in grado di erogare anche servizi in potenza (che
richiedono infatti l’impiego di una piccola parte della potenza messa a disposizione dal sistema di accumulo per
periodi di tempo molto limitati). Come si evince dalla
TABELLA 3.1, un sistema di accumulo dimensionato per
aumentare la quota di autoconsumo dell’energia prodotta da FRNP può essere anche utilizzato per effettuare
regolazione primaria; in questo caso, si è in presenza di
una sommabilità che può essere definita “algebrica”. Per
quanto riguarda, invece, il secondo punto, è possibile affermare che funzioni in energia siano tra loro sommabili “vettorialmente”, e cioè la reale contemporaneità è
influenzata dalla modalità operativa scelta. Ad esempio,
un sistema di accumulo dimensionato per aumentare la
quota di autoconsumo dell’energia prodotta da FRNP,
pur essendo tecnicamente in grado di ridurre anche gli
sbilanciamenti, potrebbe non avere in certi momenti della giornata la necessaria disponibilità a salire o a scendere rimandando quindi, sulla base di una valutazione di
priorità, la fornitura di uno dei due servizi.
Ai fini dell’obiettivo che intende perseguire questo Rapporto, è opportuno precisare che si è affrontato lo studio
di dettaglio del primo “problema”. Dall’analisi della letteratura scientifica a riguardo e mediante il confronto con
gli operatori del settore sono state individuate le associazioni di funzionalità che possono o non possono essere
erogate dal medesimo sistema di storage, la cui sintesi è
mostrata in TABELLA 3.1.
Tabella 3.1
L’ addizionalità “tecnica” delle funzionalità dei sistemi di storage
Funzionalità /
Funzionalità1
Arbitraggio
prezzo energia
(storage)
Arbitraggio
prezzo energia
(storage+
FRNP)
1
2
-
X
X
-
X
X
Aumento quota
autoconsumo
energia
prodotta da
FRNP
X
-
Riduzione
potenza
impegnata
X
X
Flessibilizzazione curva di carico («load following» o «peak
shaving»)
X
-
Risoluzione
congestioni di
rete (riduzione
MP-FRNP)
(X)
(X)
Regolarità/prevedibilità profilo
di immissione
(sbilanciamento)
X
X
3
X
4
6
7
(X)
X
X
(X)
X
X
X
X
-
X
5
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
(X)
(X)
(X)
X
X
X
(X)
(X)
(X)
(X)
X
X
X
X
X
X
X
X
(X)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
(X)
X
X
X
(X)
X
X
(X)
(X)
(X)
(X)
X
X
(X)
-
(X)
(X)
(X)
(X)
(X)
(X)
(X)
X
(X)
-
X
X
(X)
(X)
(X)
X
X
X
X
X
1
1=Arbitraggio prezzo energia (storage) 2=Arbitraggio prezzo energia (storage+ FRNP) 3=Aumento quota autoconsumo energia prodotta da FRNP 4=Riduzione potenza impegnata 5=Flessibilizzazione curva di carico («load following» o «peak shaving») 6=Risoluzione congestioni di rete (riduzione MP-FRNP) 7=Regolarità/prevedibilità profilo di immissione (sbilanciamento) 8=Regolazione profilo di scambio interfaccia AT/MT 9=Differimento (riduzione) investimenti di rete
10=Partecipazione alla rialimentazione del sistema elettrico 11=Integrazione con i sistemi di difesa 12=Risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di
programmazione 13=Inerzia sintetica 14=Regolazione Primaria (frequenza) 15=Regolazione Secondaria e Terziaria (frequenza-potenza) 16=Bilanciamento in
tempo reale 17=Regolazione tensione 18=Qualità della tensione (Backup in CS o in CP) 19=Continuità del servizio (Backup in CS o in CP).
X = addizionalità totale; (X) = addizionalità parziale.
90
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3. il mercato dello storage
Funzionalità /
Funzionalità
8
9
-
X
X
-
X
Partecipazione
alla
rialimentazione
del sistema
elettrico
X
Integrazione
con i sistemi di
difesa
Regolazione
profilo di
scambio
interfaccia AT/
MT
Differimento
(riduzione)
investimenti di
rete AT/MT
1
2
3
4
5
6
7
X
X
Risorse per la
risoluzione delle
congestioni
in fase di programmazione
programmazione
X
X
X
X
(X)
X
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
X
(X)
(X)
(X)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
-
X
X
X
X
X
X
X
X
X
-
X
X
X
-
(X)
(X)
(X)
(X)
X
X
X
X
(X)
(X)
X
X
X
X
X
X
Inerzia
sintetica
(X)
(X)
X
X
(X)
(X)
(X)
(X)
X
X
X
(X)
-
X
X
(X)
(X)
Regolazione
Primaria (frequenza)
(X)
(X)
X
X
(X)
(X)
(X)
(X)
X
X
X
(X)
X
-
X
(X)
(X)
Regolazione
Secondaria
e Terziaria
(frequenzapotenza)
(X)
(X)
X
X
(X)
(X)
(X)
(X)
X
X
X
(X)
(X)
(X)
-
X
X
Bilanciamento
in tempo reale
X
(X)
(X)
(X)
X
(X)
X
X
X
(X)
X
-
X
Regolazione
tensione
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
-
X
X
Qualità della
tensione (Backup in CS o in
CP)
X
X
X
X
X
X
-
X
Continuità del
servizio (Backup in CS o in
CP)
X
X
X
X
X
X
X
-
(X)
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(X)
91
3. il mercato dello storage
Riguardo al secondo punto, ossia la “reale” possibilità
di sfruttare le diverse funzionalità dei sistemi di storage,
questo appare difficilmente generalizzabile, essendo fortemente dipendente dall’applicazione specifica del sistema
di accumulo. Pertanto, nelle valutazioni economiche successive si è ritenuto opportuno considerare una “addizionalità operativa” pari ad 1, ossia che tutte le funzionalità
che compongono lo “scenario d’uso” siano sfruttabili pie-
Mentre i primi due aspetti restano fissi, si sono costruiti – da qui l’indicazione in parentesi del terzo
punto – anche degli scenari d’uso che andassero
oltre l’attuale schema normativo-regolatorio, provando ad ipotizzare (e talvolta precorrere) alcune
delle evoluzioni fra i desiderata degli operatori.
Gli scenari d’uso complessivamente individuati,
che saranno discussi singolarmente nel seguito
namente, ben consapevoli tuttavia che è opportuno non
trascurare questo tipo di criticità qualora si approccino valutazioni più “puntuali” riferite a specifiche realizzazioni.
Un’osservazione di valenza generale può comunque essere
tratta: si nota una interessante compatibilità tra le funzioni
“in energia” (da un lato) e quelle “in potenza”2 (dall’altro),
prescindendo ovviamente dagli aspetti tecnologici sottesi
legati alle specifiche alternative di storage.
del paragrafo, sono sintetizzati in TABELLA 3.2.
In particolare, si tratta di 14 possibili scenari d’uso
(3 per ciascun attore, ad eccezione dell’“impianto
FRNP”, cui sono stati associati solo 2 scenari d’uso),
8 dei quali realizzabili a normativa-regolazione
vigenti, mentre i restanti 6 (riscontrabili dalla presenza di funzionalità evidenziate in rosso, segno del
fatto che tali funzionalità non possono essere usu-
Tabella 3.2
Quadro sinottico degli scenari d’uso analizzati
Attore /
Scenario
Impianto FRNP
Gestore rete di
trasmissione
Gestore rete di
distribuzione
Micro-grid
Prosumer
Funzionalità offerte dal sistema di storage
1
•• Arbitraggio
•• Riduzione
sbilanciamento
•• Fornitura
servizi di rete
•• Power quality
(continuità)
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione
sbilanciamento
•• Massimizzazione
autoconsumo
2
•• Arbitraggio
•• Riduzione
sbilanciamento
•• Fornitura servizi
di rete
•• Differimento/
riduzione
investimenti
•• Integrazione
impianti FRNP
•• Massimizzazione
•• Power quality
autoconsumo
(continuità;
•• Riduzione
qualità tensione)
sbilanciamento
•• Power quality
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione
sbilanciamento
•• Power quality
3
•• Differimento/
riduzione
investimenti
•• Integrazione
impianti FRNP
•• Fornitura servizi
di rete
•• Massimizzazione
•• Power quality
autoconsumo
•• (continuità;
•• Riduzione
qualità tensione)
sbilanciamento
•• Fornitura servizi •• Power quality
di rete
•• Fornitura servizi
di rete
2
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione
sbilanciamento
•• Power quality
•• Fornitura servizi
di rete
Si fa riferimento rispettivamente a prestazioni (in energia) caratterizzate da uno scambio di potenza relativamente costante con autonomia di alcune
ore e prestazioni (in potenza), caratterizzate dallo scambio di elevate potenze per tempi brevi, da frazioni di secondo a qualche decina di secondi (si veda
CAPITOLO 1).
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3. il mercato dello storage
fruibili a normativa-regolazione vigenti) possibili
solo a fronte di una evoluzione del quadro regolatorio.
Nel seguito di questo paragrafo si descrivono brevemente i diversi scenari identificati per ciascun soggetto del sistema elettrico preso in considerazione.
3.1.1 Gli scenari d’uso per l’Impianto
FRNP
Per quanto riguarda l’impianto FRNP3, sono stati
individuati – sulla base del confronto con gli operatori del settore o delle interviste condotte ai possibili
adottatori – due scenari d’uso, rappresentati nel dettaglio in FIGURA 3.1:
•• Scenario 1, che prevede l’utilizzo del sistema di
storage ai fini di “arbitraggio”, ossia per accumulare l’energia elettrica prodotta dall’impianto
nelle ore in cui il valore della stessa è inferiore ed
immetterla successivamente in rete quando tale
valore è superiore, e di riduzione/azzeramento
degli oneri di sbilanciamento che gravano su
questi impianti4, ottenendo un profilo di missione complessivo più regolare e prevedibile che
permette di rispettare con maggiore precisione i
programmi presentati al mercato. Ad esempio,
per un impianto eolico di potenza superiore a 10
MW connesso in rete nella zona Sicilia, la differenza fra il prezzo di vendita dell’energia elettrica
nelle ore di picco e nelle ore fuori picco registrata
a gennaio 2013 è pari a circa 20 €/MWh, mentre sempre per lo stesso mese del 2013, il GSE ha
applicato una quota residua dei corrispettivi di
sbilanciamento pari a 3,93 €/MWh prodotto, che
a valle dell’adozione di un sistema di storage si
concretizza per l’impianto eolico come un effettivo risparmio (grazie alla riduzione/eliminazione
di tale onere);
•• Scenario 2, incrementale rispetto al primo, che
oltre alle due funzionalità sopracitate (arbitraggio e riduzione oneri di sbilanciamento) prevede
l’erogazione di servizi di rete da parte dell’impianto FRNP associato ad un sistema di storage.
In particolare, si fa riferimento alla fornitura di
servizi di regolazione primaria (con inerzia
sintetica), secondaria, terziaria e di tensione5.
Ad esempio, considerando lo stesso impianto
eolico da 10 MW, l’eventuale futuro obbligo di
dover mettere a disposizione una banda per la
regolazione primaria pari ad almeno l’1,5% della potenza nominale (150 kW) in tutte le ore in
cui l’impianto produce (stimabili nell’ordine delle 4700 ore/anno6) può essere quantificato come
un mancato guadagno pari a circa 70.000 €/anno
che può essere annullato tramite l’installazione
di un sistema di accumulo.
È da sottolineare che, sulla base dell’attuale impianto normativo-regolatorio, solamente lo Scenario
1 rappresenta un business case ammissibile ad
oggi per questo soggetto, mentre lo Scenario 2
richiederebbe l’abilitazione degli impianti FRNP
(accoppiati o meno a sistemi di accumulo) alla
fornitura di servizi di regolazione, tema che sarà
oggetto del successivo PARAGRAFO 3.3.3, cui si rimanda per l’analisi delle evoluzioni attese (o auspicate) dell’attuale impianto normativo-regolatorio.
3.1.2 Gli scenari d’uso per il Gestore
rete di trasmissione
Per quanto riguarda il gestore della rete di trasmissione, sono stati individuati tre scenari d’uso (mostrati in FIGURA 3.2), che risultano di interesse per
questo soggetto:
•• Scenario 1, che prevede l’utilizzo del sistema di
storage per applicazioni cosiddette “in potenza”, volte a supplire alla carenza di margini
di regolazione che sta interessando il sistema
elettrico. In particolare, si fa riferimento all’implementazione di sistemi di storage volti all’erogazione di servizi di regolazione7, ossia regolazione primaria (con inerzia sintetica), terziaria e
di tensione. Ad esempio, un sistema di storage
da 4 MW installato sulla rete di trasmissione potrebbe, a seguito di sviluppi normativi, essere utilizzato dal TSO per fornire servizi di regolazione primaria che comporterebbero un beneficio
quantificabile in circa 500.000 €/anno, dovuto
essenzialmente alla possibilità di liberare capacità di rete aumentando la produzione da impianti
più efficienti (come un ciclo combinato, rispetto
a un impianto termoelettrico alimentato ad olio).
3
Per la descrizione delle caratteristiche di ciascuno dei cinque soggetti analizzati, si rimanda al PARAGRAFO 1.3.
Si veda PARAGRAFO 2.3.
Si veda PARAGRAFO 1.1.
6
Nella fattispecie si fa riferimento alle ore di effettivo funzionamento dell’impianto, e non alle ore in cui l’impianto produce alla potenza nominale.
7
Ad oggi, la fornitura di riserva secondaria non è consentita al Gestore della rete di trasmissione.
4
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3. il mercato dello storage
Figura 3.1
Scenari d’uso dei sistemi di storage per l’ “impianto FRNP”
Attore /Funzionalità
Impianto FRNP
Arbitraggio prezzo energia ( storage)
Arbitraggio prezzo energia
(storage+ FRNP)
Non soggetta
a regolazione
Aumento quota autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Riduzione potenza impegnata
«in energia»
Flessibilizzazione curva di carico
(«load following» o «peak shaving»)
Scenario 1
Risoluzione congestioni di rete
(riduzione MP-FRNP)
•• Arbitraggio
•• Riduzione sbilanciamento
Regolarità/prevedibilità profilo di
immissione (sbilanciamento)
Regolazione profilo di scambio
interfaccia AT/MT
Differimento (riduzione) investimenti di rete
Partecipazione alla ri-alimentazione
del sistema elettrico
Integrazione con i sistemi di difesa
Scenario 2
Risorse per la risoluzione delle
congestioni in fase di programmazione
•• Arbitraggio
•• Riduzione sbilanciamento
•• Fornitura servizi di rete
«in potenza»
Inerzia sintetica
Regolazione Primaria (frequenza)
Regolazione Secondaria e Terziaria
(frequenza-potenza)
Bilanciamento in tempo reale
Regolazione tensione
Qualità della tensione
(Backup in CS o in CP)
Continuità del servizio
(Backup in CS o in CP)
Provvedimento
diretto
94
Provvedimento
indiretto
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Nessun
Provvedimento
3. il mercato dello storage
Figura 3.2
Scenari d’uso dei sistemi di storage per il “gestore della rete di trasmissione”
Attore /Funzionalità
Gestore rete
di trasmisiione
Arbitraggio prezzo energia ( storage)
Arbitraggio prezzo energia
(storage+ FRNP)
Aumento quota autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Scenario 1
•• Fornitura servizi di rete
Riduzione potenza impegnata
«in energia»
Flessibilizzazione curva di carico
(«load following» o «peak shaving»)
Risoluzione congestioni di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità profilo di
immissione (sbilanciamento)
Regolazione profilo di scambio
interfaccia AT/MT
Scenario 2
Differimento (riduzione) investimenti di rete
•• Differimento investimenti
•• Integrazione impianti FRNP
Partecipazione alla ri-alimentazione
del sistema elettrico
Integrazione con i sistemi di difesa
Risorse per la risoluzione delle
congestioni in fase di programmazione
«in potenza»
Inerzia sintetica
Regolazione Primaria (frequenza)
Scenario 3
Regolazione Secondaria e Terziaria
(frequenza-potenza)
•• Differimento investimenti
•• Integrazione impianti FRNP
•• Fornitura servizi di rete
Bilanciamento in tempo reale
Regolazione tensione
Qualità della tensione
(Backup in CS o in CP)
Continuità del servizio
(Backup in CS o in CP)
Provvedimento
diretto
Provvedimento
indiretto
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Nessun
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3. il mercato dello storage
•• Scenario 2, alternativo rispetto al primo, che
prevede l’utilizzo del sistema di storage per
applicazioni cosiddette “in energia”, volte a
ridurre le congestioni che stanno interessando porzioni “critiche” della rete di trasmissione, ove vi è un’alta concentrazione di impianti FRNP, e permettere l’assorbimento da
parte della rete di tutta l’energia prodotta da
tali impianti. In particolare, si fa riferimento
all’implementazione di sistemi di storage volti
alla risoluzione delle congestioni di rete ed
al conseguente differimento/riduzione degli
investimenti di rete necessari per far fronte a
tale esigenza. Ad esempio, un sistema di storage da 4 MW (20 MWh) installato sulla rete di
trasmissione può essere utilizzato per annullare circa 7.000 MWh di mancata produzione
eolica (ossia quella parte di produzione da impianti eolici che la rete, congestionata, non è in
grado di assorbire), con un beneficio quantificabile in circa 650.000 €/anno (valorizzando
convenzionalmente l’energia eolica con il costo
medio ponderato dei Certificati Verdi negoziati sul mercato negli ultimi otto anni, pari a
90 €/MWh).
•• Scenario 3, incrementale rispetto allo Scenario 2, che oltre alle due funzionalità sopracitate
(risoluzione congestioni di rete e differimento/
riduzione investimenti) prevede l’implementazione di sistemi di storage volti alla erogazione
dei servizi in potenza illustrati nello Scenario
18. Sempre nel caso del sistema di accumulo da
4 MW (20 MWh) assumendo che i servizi in potenza e in energia sono parzialmente sommabili,
il beneficio complessivo può essere stimato pari
alla somma dei benefici stimati nei due scenari
precedenti, diminuendosi di un opportuno coefficiente
Anche in questo caso, sulla base dell’attuale impianto normativo-regolatorio, gli Scenari 1 e 2
rappresentano business case ammissibili ad oggi
per questo soggetto (e peraltro sono oggetto di
sperimentazioni reali, attualmente in fase di realizzazione, come discusso nel PARAGRAFO 2.2), mentre
lo Scenario 3 richiederebbe un'evoluzione dello
scenario di regole.
3.1.3 Gli scenari d’uso per il Gestore
rete di distribuzione
Per quanto riguarda il gestore della rete di distribuzione, sono stati individuati tre scenari d’uso (mostrati in FIGURA 3.3):
•• Scenario 1, che prevede l’utilizzo del sistema di
storage per applicazioni cosiddette di “power
quality”, volte alla mitigazione dei disturbi che
si originano nella rete di distribuzione e che si
riverberano sui carichi. In particolare, si fa riferimento all’implementazione di sistemi di storage funzionali al miglioramento della continuità
del servizio che il gestore di rete offre agli utenti
sottesi alla sua rete. Ad esempio, un sistema di
accumulo da 100 kW (25 kWh) installato in
Cabina Secondaria può comportare per il DSO
un beneficio annuo pari a circa 2.700 €, annullando tutte le interruzioni brevi9, che per il 10%
dei clienti peggio serviti a livello nazionale sono
stimabili in un numero maggiore o uguale a 12
all’anno, e le relative penalità.
•• Scenario 2, incrementale rispetto allo Scenario 1, che oltre alla funzionalità sopracitata
(miglioramento della continuità del servizio),
prevede l’implementazione di sistemi di storage per migliorare la qualità della tensione, ossia un’altra applicazione di “power quality”. Ad
esempio, a seguito dell’evoluzione della normativa10, se si prevede di includere anche le interruzioni transitorie e i buchi severi all’interno
del meccanismo di premi e penalità, il risparmio per il DSO conseguente all’installazione di
un sistema di accumulo da 100 kW (25 kWh)
in Cabina Secondaria può essere stimato pari a
circa 5.000 €/anno.
•• Scenario 3, ulteriormente incrementale rispetto allo Scenario 2, che oltre alle due funzionalità
sopracitate (miglioramento della continuità del
servizio e della qualità della tensione), prevede l’implementazione di sistemi di storage volti
all’erogazione di servizi di rete. In particolare, si
fa riferimento alla fornitura di servizi di regolazione primaria, eventualmente secondaria,
terziaria e di tensione.
Anche in questo caso, se l’evoluzione della norma-
8
In questa fattispecie, si considera anche la possibilità per il Gestore della rete di trasmissione di fornire il servizio di riserva secondaria.
Si fa riferimento alle interruzioni di durata inferiore a 3 minuti e superiore a 1 secondo.
10
Attualmente le interruzioni transitorie ed i buchi di tensione non rientrano all’interno del meccanismo di premi/penalità stabilito dall’AEEG a carico del
Gestore di rete di distribuzione, pertanto quest’ultimo non ha né un beneficio né tantomeno un onere derivante da alti/bassi livelli di qualità con riferimento
a queste prestazioni. Alla luce di ciò, ad oggi l’installazione di sistemi di accumulo per migliorare tali prestazioni risulta fattibile, sebbene non giustificabile
da un punto di vista economico.
9
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3. il mercato dello storage
Figura 3.3
Scenari d’uso dei sistemi di storage per il “gestore della rete di distribuzione”
Attore /Funzionalità
Gestore rete
di trasmisiione
Arbitraggio prezzo energia ( storage)
Arbitraggio prezzo energia
(storage+ FRNP)
Aumento quota autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Scenario 1
•• Power quality
Riduzione potenza impegnata
«in energia»
Flessibilizzazione curva di carico
(«load following» o «peak shaving»)
Risoluzione congestioni di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità profilo di
immissione (sbilanciamento)
Regolazione profilo di scambio
interfaccia AT/MT
Scenario 2
Differimento (riduzione) investimenti di rete
•• Power quality
Partecipazione alla ri-alimentazione
del sistema elettrico
Integrazione con i sistemi di difesa
Risorse per la risoluzione delle
congestioni in fase di programmazione
«in potenza»
Inerzia sintetica
Regolazione Primaria (frequenza)
Scenario 3
Regolazione Secondaria e Terziaria
(frequenza-potenza)
•• Power quality
•• Fornitura servizi di rete
Bilanciamento in tempo reale
Regolazione tensione
Qualità della tensione
(Backup in CS o in CP)
Continuità del servizio
(Backup in CS o in CP)
Provvedimento
diretto
Provvedimento
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Nessun
Provvedimento
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3. il mercato dello storage
tiva portasse alla definizione di un mercato per la
riserva primaria (la cui erogazione, che ad oggi avviene da parte degli impianti alimentati da fonti tradizionali di taglia superiore a 10 MVA, non prevede
il riconoscimento di una remunerazione, configurandosi come un servizio obbligatorio da fornire al
sistema) a cui anche il gestore della rete di distribuzione potrebbe partecipare, il guadagno per un sistema di accumulo da 100 kW (25 kWh) in Cabina
Secondaria sarebbe pari a circa 500 €/anno, valorizzando (in analogia a quanto fatto per il gestore della
rete di trasmissione) la regolazione primaria come
la somma del costo variabile di una unità di produzione termoelettrica e del valore della componente
a copertura degli oneri di prestazione specifica della
riserva secondaria in base alla Delibera 111/06 (in
totale circa 90 €/MWh).
È da sottolineare che, sulla base dell’attuale impianto normativo-regolatorio, lo Scenario 1 e 2
rappresentano i business case ammissibili ad
oggi per questo soggetto (si veda anche il PARAGRAFO 2.2), mentre lo Scenario 3 richiederebbe il
riconoscimento nell’ambito del quadro normativo-regolatorio della possibilità per il gestore
della rete di distribuzione di sfruttare lo storage
per contribuire alla capacità di regolazione del
sistema elettrico.
3.1.4 Gli scenari d’uso per le Micro-grid
Per quanto riguarda la micro-grid, sono stati individuati tre scenari d’uso (mostrati in FIGURA 3.4):
•• Scenario 1, che prevede l’utilizzo del sistema
di storage per massimizzare la quota parte di
energia auto-prodotta dall’impianto alimentato da fonte rinnovabile non programmabile
presente all’interno della micro-grid stessa
e per ridurre/azzerare gli oneri di sbilanciamento che gravano su tale impianto (ottenendo un profilo di generazione complessivo più
regolare e prevedibile). Ad esempio, una micro
grid con carichi passivi per un totale di 2.700
kW ed impianti fotovoltaici per un totale di 1
MW, installando un sistema di accumulo di
500 kWh (500 kW) potrebbe aumentare il suo
autoconsumo di circa il 15% l'anno, con conseguente beneficio economico pari a 15.000 €/
anno (ipotizzando una costo dell’energia elettrica prelevata pari a 0,19 €/kWh e una valorizza-
11
zione dell’energia immessa in rete al prezzo del
ritiro dedicato);
•• Scenario 2, incrementale rispetto al primo,
che oltre alle funzionalità sopraccitate (massimizzazione autoconsumo e riduzione oneri di
sbilanciamento) prevede di utilizzare l’accumulo per mitigare i disturbi che si originano
all’interno della rete di trasmissione/distribuzione e che si riverberano sui carichi presenti
all’interno della micro-grid (applicazione cosiddetta “power quality”). Ad esempio, rispetto al caso precedente i guadagni incrementali
sono pari ad oltre 60.000 €, se si utilizza il sistema di accumulo anche per migliorare la continuità dell’esercizio e la qualità della tensione
(si ipotizza di valorizzare ciascuna interruzione
a 10 €/kW), con particolare riferimento a quei
cluster di utenze caratterizzate dalla presenza
di processi che richiedono elevata qualità della
fornitura elettrica;
•• Scenario 3, incrementale rispetto al secondo,
che oltre alle funzionalità sopraccitate (massimizzazione autoconsumo, riduzione oneri di
sbilanciamento e power quality) prevede di utilizzare l’accumulo per l’erogazione di servizi
di rete da parte dell’impianto alimentato da
fonte rinnovabile non programmabile (completato ovviamente da un sistema di storage)
presente all’interno della micro-grid. In particolare, si fa riferimento alla fornitura di servizi
di regolazione primaria (con inerzia sintetica),
secondaria, terziaria e di tensione. Ad esempio, considerando un impianto fotovoltaico
da 1MW presente all’interno della micro-grid,
l’eventuale futuro obbligo di dover mettere a
disposizione una banda per la regolazione primaria pari ad almeno l’1,5% della potenza nominale (15 kW) in tutte le ore in cui l’impianto
produce (stimabili nell’ordine delle 4.700 ore/
anno11) può essere quantificato come un mancato guadagno pari a circa 10.000 €/anno che
può essere annullato tramite l’installazione di
un sistema di accumulo.
Sulla base dell’attuale impianto normativo-regolatorio, solamente gli Scenari 1 e 2 rappresentano
business case ammissibili ad oggi per questo soggetto, viceversa lo Scenario 3 presuppone l’abilitazione/obbligazione degli impianti FRNP (accoppiati o meno a sistemi di accumulo) alla fornitura di
servizi di regolazione.
Nella fattispecie si fa riferimento alle ore di effettivo funzionamento dell’impianto, e non alle ore equivalenti.
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3. il mercato dello storage
Figura 3.4
Scenari d’uso dei sistemi di storage per la “micro-grid”
Attore /Funzionalità
Micro - grid
Arbitraggio prezzo energia ( storage)
Non soggetta
a regolazione
Arbitraggio prezzo energia
(storage+ FRNP)
Non soggetta
a regolazione
Aumento quota autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Scenario 1
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione sbilanciamento
Riduzione potenza impegnata
«in energia»
Flessibilizzazione curva di carico
(«load following» o «peak shaving»)
Risoluzione congestioni di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità profilo di
immissione (sbilanciamento)
Regolazione profilo di scambio
interfaccia AT/MT
Scenario 2
Differimento (riduzione) investimenti di rete
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione sbilanciamento
•• Power quality
Partecipazione alla ri-alimentazione
del sistema elettrico
Integrazione con i sistemi di difesa
Risorse per la risoluzione delle
congestioni in fase di programmazione
«in potenza»
Inerzia sintetica
Regolazione Primaria (frequenza)
Scenario 3
Regolazione Secondaria e Terziaria
(frequenza-potenza)
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione sbilanciamento
•• Power quality
•• Fornitura servizi di rete
Bilanciamento in tempo reale
Regolazione tensione
Qualità della tensione
(Backup in CS o in CP)
Continuità del servizio
(Backup in CS o in CP)
Provvedimento
diretto
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3. il mercato dello storage
Figura 3.5
Scenari d’uso dei sistemi di storage per il “prosumer”
Attore /Funzionalità
Prosumer
Arbitraggio prezzo energia ( storage)
Non soggetta
a regolazione
Arbitraggio prezzo energia
(storage+ FRNP)
Non soggetta
a regolazione
Aumento quota autoconsumo energia
prodotta da FRNP
Scenario 1
Riduzione potenza impegnata
•• Massimizzazione
autoconsumo
«in energia»
Flessibilizzazione curva di carico
(«load following» o «peak shaving»)
Risoluzione congestioni di rete
(riduzione MP-FRNP)
Regolarità/prevedibilità profilo di
immissione (sbilanciamento)
Regolazione profilo di scambio
interfaccia AT/MT
Scenario 2
Differimento (riduzione) investimenti di rete
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione sbilanciamento
•• Power quality
Partecipazione alla ri-alimentazione
del sistema elettrico
Integrazione con i sistemi di difesa
Risorse per la risoluzione delle
congestioni in fase di programmazione
«in potenza»
Inerzia sintetica
Scenario 3
Regolazione Primaria (frequenza)
•• Massimizzazione
autoconsumo
•• Riduzione sbilanciamento
•• Power quality
•• Fornitura servizi di rete
Regolazione Secondaria e Terziaria
(frequenza-potenza)
Bilanciamento in tempo reale
Regolazione tensione
Qualità della tensione
(Backup in CS o in CP)
Continuità del servizio
(Backup in CS o in CP)
Provvedimento
diretto
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Provvedimento
indiretto
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Provvedimento
3. il mercato dello storage
3.1.5 Gli scenari d’uso per il Prosumer
Per quanto riguarda il prosumer, infine, sono stati
individuati tre scenari d’uso (mostrati in FIGURA 3.5):
•• Scenario 1, che prevede l’utilizzo del sistema
di storage per massimizzare la quota parte di
energia auto-prodotta dall’impianto alimentato da fonte rinnovabile non programmabile
di proprietà del prosumer. Ad esempio, un sistema di accumulo da 3 kWh (2 kW) accoppiato
ad un impianto fotovoltaico da 3 kW permette
di aumentare la quota parte di autoconsumo
dell’energia prodotta dall’impianto (da parte
dell’utenza residenziale ad esso associata) di circa il 30-45%, con un guadagno che può essere
stimato fino a circa 175 €/anno (ipotizzando un
costo dell’energia elettrica prelevata pari a 0,21 €/
kWh ed una valorizzazione dell’energia immessa
in rete al prezzo del ritiro dedicato).
•• Scenario 2, incrementale rispetto al primo, che
oltre alla funzionalità sopraccitata (massimizzazione autoconsumo) prevede l’utilizzo del sistema di storage per ridurre/azzerare gli oneri di
sbilanciamento che gravano su tale impianto
(ottenendo un profilo di generazione complessivo più regolare e prevedibile) ed infine per
mitigare i disturbi che si originano all’interno
della rete di trasmissione/distribuzione e che si
riverberano sul prosumer (applicazione cosiddetta “power quality”, in particolare in termini
di continuità del servizio). Ad esempio, la possibilità per il prosumer di azzerare i propri oneri
di sbilanciamento comporta un risparmio pari
a circa 10 €/anno (ipotizzando l’applicazione da
parte del GSE di una quota residua dei corrispettivi di sbilanciamento pari a 2,79 €/MWh).
•• Scenario 3, ulteriormente incrementale rispetto al secondo, che oltre alle funzionalità sopracitate (massimizzazione autoconsumo, riduzione oneri di sbilanciamento e “power quality”)
prevede l’erogazione di servizi di rete da parte
dell’impianto alimentato da fonte rinnovabile
non programmabile (associato ad un sistema di
storage) di proprietà del prosumer. In particolare, si fa riferimento alla fornitura di servizi di
regolazione primaria (con inerzia sintetica)
e di tensione. Ad esempio, se l’evoluzione della
normativa portasse alla definizione dell’obbligo
per tutti gli impianti FRNP di qualsiasi taglia di
fornire riserva primaria, il sistema di accumulo
può comportare una riduzione dei costi di man-
12
cata produzione pari a circa 50 €/anno.
Sulla base dell’attuale impianto normativo-regolatorio, gli Scenari 1 e 2 rappresentano business case
ammissibili ad oggi per questo soggetto, mentre
lo Scenario 3 presuppone l’abilitazione/obbligo
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili alla fornitura di servizi di regolazione.
3.2 La convenienza economica
dell’adozione dei sistemi di
accumulo
Definiti nel paragrafo precedente gli scenari d’uso
potenzialmente di interesse per i diversi soggetti del
“sistema” elettrico, il passo successivo fa riferimento
alla stima della convenienza economica dell’investimento riguardante l’implementazione di un sistema
di storage volto ad erogare la/e funzionalità che caratterizzano ciascuno scenario d’uso.
Per far ciò, si è utilizzata come proxy della convenienza economica il cosiddetto IRR – Internal
Rate of Return12 – individuando in particolare
per ciascun soggetto un valore “soglia” specifico
che ne rappresenti il tasso di rendimento minimo
dell’investimento perché esso sia considerato economicamente sostenibile (si veda TABELLA 3.3). In
particolare, nell’analisi di ciascun soggetto sono stati considerati esclusivamente i benefici che sono direttamente ascrivibili a ciascuno di essi, prescindendo in prima battuta da eventuali benefici a carattere
sistemico che tali investimenti potrebbero abilitare.
Guardando ai valori presenti in tabella, è interessante sottolineare che questi valori, complessivamente non elevati, presuppongono che, per ciascuno
dei diversi investitori, la redditività provenga in
primis dalla rispettiva «attività core» (ad esempio
la realizzazione di un impianto alimentato da fonti rinnovabili non programmabili o di una microgrid), mentre l’adozione di un sistema di storage è
funzionale a conseguire un incremento «ragionevole» di tale livello di redditività.
Il passaggio è importante e merita qualche considerazione aggiuntiva, giacché evidentemente impatta
anche sui modelli di business (si veda a proposito
Si fa riferimento all’IRR “unlevered”, ossia i flussi di cassa considerati fanno riferimento sia agli azionisti che agli eventuali creditori.
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101
3. il mercato dello storage
Tabella 3.3
Valori di IRR “soglia” per la valutazione della convenienza economica dell’investimento in un sistema di storage da parte
dei diversi soggetti “interessati”
Soggetto
IRR «soglia»
Impianto FRNP
8%
Gestore rete di trasmissione
8%
Gestore rete di distribuzione
8%
Micro-grid
6%
Prosumer
4%
il CAPITOLO 4) degli operatori di questo settore. La
ricerca per i sistemi di storage di una redditività che non sia “per sé”, ma rappresenti un fattore
incrementale rispetto alla condizione di partenza
è infatti condizione imprescindibile per operare
in ottica di sistema. Dati gli attuali livelli di costo
di un sistema di storage, esso da solo non può essere ancora considerato un generatore di redditività, bensì può essere utilizzato per permettere un
maggiore sfruttamento di un altro investimento
(ad esempio quello in un impianto di generazione
da fonte rinnovabile) o permettere la dilazione o la
sostituzione di altri investimenti (ad esempio quelli
infrastrutturali).
D’altra parte è un fatto che il Legislatore stesso,
conscio del grado di sviluppo del settore, oggi fra
i progetti pilota (si veda in particolare la TABELLA
2.3) stia considerando “ammissibili” interventi i
cui benefici siano decisamente inferiori (nel perimetro di valutazione adottato) rispetto ai costi ed
agli investimenti necessari.
Assumere quindi una prospettiva di valutazione
“conservativa” rispetto agli IRR non può che essere la regola in questo momento per valutare il
settore.
Nel seguito si mostreranno e commenteranno i
risultati delle valutazioni economiche, rimandando alla sezione METODOLOGIA per la rassegna delle
principali assunzioni alla base dei calcoli effettuati.
Vale la pena sottolineare però qui due ulteriori aspetti:
•• si è focalizzata l’attenzione sui sistemi di accumulo elettrochimico, considerando in particolare quelle tecnologie che, sulla base del confronto
con gli operatori e delle evidenze emerse dal nascente mercato, rappresentano quelle maggiormente promettenti per la specifica applicazione;
•• nell’analisi di ciascun soggetto sono stati considerati esclusivamente i benefici ad esso direttamente ascrivibili, prescindendo in prima battuta
da eventuali benefici a carattere sistemico che tali
investimenti potrebbero abilitare e che quindi potrebbero essere in altre forme ad essi “ribaltati13”.
I risultati delle analisi permetteranno di individuare in che misura le diverse tecnologie risultino economicamente convenienti (o viceversa,
quanto siano lontane dalla convenienza), nei diversi scenari.14
13
Ad esempio, l’accumulo utilizzato dal prosumer per massimizzare l’autoconsumo oltre a garantire un guadagno economico all’utente, comporta anche la
riduzione dei flussi di energia sulla rete e quindi una riduzione delle perdite e un minor sfruttamento dei componenti di rete (linee, trasformatori), a beneficio
dell’intero sistema.
14
Prescindendo però da considerazioni di dettaglio tecnico delle diverse tecnologie. Ad esempio, una caratteristica molto importante fa riferimento alla
densità energetica, da intendere come occupazione di spazio da parte del dispositivo di accumulo a parità di energia e/o potenza fornita. Vi sono infatti
alcune applicazioni, come ad esempio presso le cabine secondarie dei gestori delle reti di distribuzione ed i prosumer, generalmente caratterizzate da una
disponibilità di spazio ridotta, da cui deriva il fatto che la scelta da parte di questi soggetti si dovrà orientare su quelle tecnologie (ad esempio il litio) aventi
maggiore densità energetica. A questo proposito, un’interessante testimonianza che vale la pena citare fa riferimento a SolarCity, impresa statunitense
che si occupa della realizzazione e gestione di impianti fotovoltaici presso utenze residenziali, la quale ha installato circa 100 sistemi di accumulo presso
tali utenze, registrando nel suo approccio verso i clienti una ritrosia da parte di questi a dedicare una parte dello spazio in garage per la posa del sistema di
storage, coniando a questo proposito l’acronimo “NIMG” – Not In My Garage, che richiama l’ormai diffuso effetto “NIMBY”.
102
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3. il mercato dello storage
Figura 3.6
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte dell’impianti FRNP
12%
IRR «soglia»
8%
4%
-0%
-4%
Scenario 1
Scenario 2
-8%
-12%
-16%
-20%
-24%
Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti
3.2.1 La convenienza economica per
l’impianto FRNP
Per quanto concerne l’impianto FRNP, il risultato
delle analisi economiche è mostrato in FIGURA 3.6,
dove vengono riportati (e sarà cosi in analogia per
tutti e cinque i soggetti analizzati) i valori di IRR
calcolati nei diversi scenari e confrontati rispetto
al valore “soglia”, cui si è fatto già menzione e che è
riportato in TABELLA 3.3.
La “forchetta” di valori riportata con riferimento a
ciascuno scenario rappresenta ovviamente l’escursione dei valori calcolati secondo le nostre ipotesi
(si veda ancora una volta la sezione METODOLOGIA)
in funzione delle differenti possibili alternative tecnologiche sottese a ciascuna applicazione.
E’ evidente come la distanza fra la redditività associata agli investimenti in sistemi di accumulo applicabili ad oggi ad impianti FRNP ed il valore soglia
sia decisamente elevata. Anzi, in entrambi gli scenari l’IRR è ben al di sotto dello zero.
L’aspetto più critico di questa valutazione è che la
negatività dei valori non solo si riscontra per lo
Scenario 1, che mostra un IRR pari al -23,5 ÷ -21
%, indipendentemente dal tipo di tecnologia utilizzata (che nella fattispecie fa riferimento a batterie al
15
sodio/zolfo, al litio ed al sodio/cloruro di nichel15).
Nello Scenario 2, che come si è discusso in precedenza diventa ammissibile solo a seguito di
un’evoluzione dell’attuale impianto normativoregolatorio, la situazione permane in “territorio”
negativo nell’intorno del -14%.
Unico fatto positivo da segnalare – e che occorrerà
riprendere con più dettaglio nel successivo PARAGRAFO 3.3 – è il miglioramento significativo (oltre
il 40% se misurato in relativo) della redditività
passando dallo Scenario 1 allo Scenario 2. Giova
osservare come questo passaggio – che prevederebbe l’abilitazione degli impianti FRNP con storage
alla fornitura di servizi di regolazione primaria (con
inerzia sintetica), secondaria, terziaria e di tensione
– sia da solo sufficiente a cambiare in maniera importante i “numeri” dell’investimento. Non si tratta
quindi di una introduzione di nuove forme di regolamentazione, bensì di una estensione di quanto già
oggi ammesso per altri soggetti (in particolare tutti
i gruppi di potenza nominale superiore a 10 MVA
dotati di capacità regolante, esclusi gli impianti FER
e geotermoelettrici) ed è quindi particolarmente interessante sottolinearne l’impatto potenzialmente
molto elevato.
Una dinamica questa – e non a caso come detto in
Cfr. METODOLOGIA.
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103
3. il mercato dello storage
premessa gli scenari sono stati costruiti dal confronto fra i desiderata degli operatori e le esigenze
degli adottatori – che il lettore troverà costante in
questo paragrafo.
3.2.2 La convenienza economica per il
Gestore rete di trasmissione
Nel caso del gestore della rete di trasmissione, la
situazione appare maggiormente eterogenea, al
variare degli scenari d’uso considerati (si veda FIGURA 3.7).
In particolare, l’erogazione esclusiva di servizi in potenza da parte di un sistema di storage,
dal momento che richiede l’utilizzo di sistemi di
dimensioni contenute, appare a livello generale maggiormente conveniente dal punto di vista
economico. Gli scenari ivi elaborati si riferiscono
tuttavia ad un unico sistema di accumulo, dimensionato per fornire sia servizi “in potenza” che
“in energia”, da cui deriva il fatto che l’erogazione
dei soli servizi “in potenza” (Scenario 1) appare
penalizzata, mentre le applicazioni “in energia”, nel caso in cui esse siano erogate congiuntamente (Scenario 3), appaiono in relativo più
performanti.
Addirittura nello Scenario 3 si raggiunge un IRR
positivo, seppure inferiore al valore “soglia” (che
per il Gestore della rete di trasmissione è fissato
pari all’8%). Tuttavia è da sottolineare che tale scenario non risulta attualmente ammissibile, giacché
richiederebbe la possibilità per il gestore della rete
di trasmissione di effettuare investimenti “full scale”
in sistemi di accumulo volti a contribuire ai sistemi
di difesa ed alla capacità di regolazione del sistema
elettrico (in particolare alla fornitura di riserva secondaria).
3.2.3 La convenienza economica per il
Gestore rete di distribuzione
Gli scenari ipotizzati per il gestore della rete di
distribuzione sono indubbiamente quelli caratterizzati dal migliore ritorno economico tra tutti
quelli analizzati.
Si nota infatti nella FIGURA 3.8 come ben due dei tre
scenari presentino valori di IRR positivi, addirittura superiori alla soglia di IRR ritenuta accettabile da questo soggetto.
È interessante sottolineare che, in questo caso, le
applicazioni oggetto di valutazione economica
prevedono in tutti i casi l’erogazione di funzionalità “in potenza” da parte dei sistemi di storage.
Tale scelta appare essere premiante rispetto all’ero-
Figura 3.7
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte del gestore della rete di trasmissione
12%
IRR «soglia»
8%
4%
-0%
Scenario 1
Scenario 2
Scenario 3
-4%
-8%
-12%
Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti
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3. il mercato dello storage
Figura 3.8
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte del gestore della rete di distribuzione
16%
12%
IRR «soglia»
8%
4%
-0%
Scenario 1
Scenario 2
Scenario 3
-4%
-8%
-12%
-16%
Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti
gazione di servizi “in energia”, in virtù della minore
dimensione relativa dei sistemi di accumulo necessaria per erogare questo tipo di funzionalità, ad
esempio la regolazione primaria essendo effettuata
su intervalli di tempo limitati (15 minuti) non richiede un dimensionamento “oneroso” del sistema
di accumulo (in termini di capacità di accumulo),
il quale può anche presentare un rapporto potenza/
energia pari a 4, riducendo quindi i costi totali d’investimento.
In secondo luogo, vale anche qui la pena sottolineare che il raggiungimento della soglia di convenienza
economica (che avviene con gli Scenari 2 e 3) è subordinato nella realtà ad un’evoluzione del quadro
normativo-regolatorio, nella direzione di consentire
ai gestori delle reti di distribuzione di effettuare investimenti analoghi a quelli già auspicati per i gestori della rete di trasmissione.16
3.2.4 La convenienza economica per la
Micro-grid
La misura dei ritorni torna ad essere, almeno in
parte, negativa negli scenari previsti per le microgrid (si veda FIGURA 3.9).
In particolare, lo Scenario 1 presenta infatti IRR
fortemente penalizzanti, nell’ordine del -22 ÷
-21%, mentre la situazione migliora ampiamente
negli altri due scenari, ove addirittura si raggiunge (con riferimento allo Scenario 3) la soglia di
convenienza economica.
Il sensibile incremento dell’IRR conseguibile nello Scenario 2 rispetto allo Scenario 1, attraverso il
miglioramento della qualità del servizio, è legato
in particolare alle esigenze di qualità dei carichi
presenti all’interno della micro-grid. L’ulteriore
beneficio conseguibile nello Scenario 3, che porta
l’IRR fino alla “soglia” del 6%, è subordinato alla
possibilità per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, attualmente non prevista dall’attuale quadro normativo-regolatorio, di
fornire servizi di regolazione.
3.2.5 La convenienza economica per il
Prosumer
Infine, se si osserva la situazione con riferimento
al prosumer, sintetizzata in FIGURA 3.10, emerge
una distanza accentuata dal “target” di ritorno
sull’investimento (che per il prosumer è pari al
16
In particolare, si sottolinea nuovamente che, con riferimento allo scenario 2, l’utilizzo di sistemi di storage per migliorare la qualità della tensione appare
fattibile (da un punto di vista tecnico) a normativa-regolazione vigenti, tuttavia la qualità della tensione non è inserita nel meccanismo di premi/penalità
definito dall’AEEG per promuovere la qualità del servizio di distribuzione (pertanto tale investimento non trova ad oggi una giustificazione economica).
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3. il mercato dello storage
Figura 3.9
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte della micro-grid
12%
IRR «soglia»
8%
4%
-0%
-4%
Scenario 2
Scenario 1
Scenario 3
-8%
-12%
-16%
-20%
-24%
Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti
4%, soglia più bassa tra i diversi soggetti analizzati) con IRR che risultano comunque ben
lontani anche dalla parità. Anche in questo caso,
emerge che la predisposizione di un sistema di
accumulo per erogare funzionalità “in energia”
(Scenario 1) risulta penalizzante, anche se affiancata dall’erogazione di funzionalità “in potenza”
(Scenari 2 e 3).
3.2.6 Quadro sinottico della
convenienza economica all’adozione
delle soluzioni di storage
La TABELLA 3.4 sintetizza il risultato dell’analisi
con riferimento ai 13 scenari valutati, distinguendo anche a livello “macro” se lo scenario privile-
Figura 3.10
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte del prosumer
12%
8%
IRR «soglia»
4%
-0%
-4%
Scenario 1
Scenario 2
Scenario 3
-8%
-12%
-16%
-20%
Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti
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3. il mercato dello storage
Tabella 3.4
Quadro sinottico della convenienza economica degli scenari oggetto d'analisi
Soggetto
Impianto FRNP
Gestore rete
di trasmissione
Gestore rete
di distribuzione
Micro-grid
Prosumer
Scenario
IRR
Tipologia di funzionalità
1
-23,5 ÷ -20,7
In energia
2
-15,4 ÷ -11,9
In energia + in potenza
1
-9,0 ÷ --6,1
in potenza
2
-7,4 ÷ -4,4
In energia
3
0,6 ÷ 4,5
In energia + in potenza
1
-14,6 ÷ -10,4
In potenza
2
10,6 ÷ 13,9
In potenza
3
12,2 ÷ 15,6
in potenza
1
-21,7 ÷ -21
In energia
2
1,2 ÷ 2,5
In energia + in potenza
3
4,6 ÷ 6
In energia + in potenza
1
-18,8 ÷ -16,4
In energia
2
-12,6 ÷ -8,7
In energia + in potenza
3
-10,6 ÷ -6,1
In energia + in potenza
gia funzionalità “in energia” o “in potenza”.
Dall’analisi effettuata e dalle relative evidenze numeriche emerge che:
•• solo in due casi, entrambi riferiti al gestore di
rete di distribuzione, si riscontrano scenari
caratterizzati da IRR positivo e superiore alla
“soglia” attesa, tuttavia entrambi ad oggi non
ammissibili nel quadro normativo-regolatorio
vigente;
•• in altri tre casi, invece, che coinvolgono il gestore di rete di trasmissione e la micro-grid,
si ottiene un IRR positivo, anche se inferiore
alla soglia attesa per il soggetto potenzialmente
adottatore;
•• le prestazioni “in energia” risultano penalizzate rispetto alle applicazioni “in potenza” (o
a quelle combinate). Ciò in parte è dovuto alla
diversa necessità di dimensionamento del sistema di storage, maggiore nel primo caso rispetto
al secondo e – soprattutto nel caso del gestore
della rete di distribuzione – dal fatto che sono
le applicazioni “in potenza” ad essere rese particolarmente appetibili dall’importanza che nel
nostro quadro normativo-regolatorio è garantita
alla qualità del servizio elettrico (protezione degli utenti peggio serviti).
Per quanto concerne il gestore della rete di trasmissione, emerge che l’utilizzo dei sistemi di storage
per applicazioni “in energia”, volte in particolare a
ridurre il fenomeno della mancata produzione eolica, vede un ritorno economico maggiormente
difficile rispetto all’adozione di tali sistemi volta
ad erogare servizi in potenza, concernenti invece
la regolazione del sistema elettrico;
•• il miglioramento medio della redditività da
conseguire per ottenere un IRR pari a zero
negli scenari ove esso risulta negativo è pari al
10-15%, mentre il “balzo” da compiere sale a
circa il 20% se si volessero raggiungere i valori
soglia di redditività definiti per i diversi soggetti.
3.3 Il potenziale di mercato ed
i relativi benefici per il sistema
elettrico
Il gap da colmare per rendere queste tecnologie pro-
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107
3. il mercato dello storage
Figura 3.11
Convenienza economica dell’adozione di un sistema di storage da parte della micro-grid
4.000
4.000
MWh
3.000
3.000
2.000
2.000
1.000
1.000
0
0
Impianto FRNP
gestore rete
gestore rete
di trasmissione di distribuzione
fittevoli risulta ancora – come è evidente dal PARAGRAFO 3.2 – decisamente elevato e pur tuttavia gli
operatori sono confidenti nel fatto che si possano
ottenere in un tempo relativamente breve significativi progressi tecnologici e di costo, potenzialmente in grado di cambiare il quadro, certo ben
lungi dal positivo, appena delineato.
Fra le ragioni addotte a supporto di questo “ottimismo” vi è la dimensione del mercato potenziale, stimato qui in termini di volume d’affari complessivamente generabile dal comparto.
3.3.1 Il potenziale teorico dei sistemi di
storage in Italia
La FIGURA 3.11 mostra il potenziale “teorico” (in
MWh e mln €) associato ai sistemi di accumulo in
Italia al 2020, ripartito per i diversi soggetti potenziali adottatori dei sistemi di storage.
Da qui al 2020, ossia nei prossimi 7 anni, potrebbero essere installati sistemi di storage per l’equivalente di più di 7 GWh di energia e quasi 10 mld
€ di investimenti (in media 1,3 mld € all’anno).
È interessante notare come questo potenziale “teorico” si ripartisca in maniera non del tutto omogenea
tra i diversi soggetti:
•• la gran parte del potenziale globale (valorizzato
in termini monetari) è associato ai soggetti non
108
Mln €
MWh
Mln €
micro-grid
prosumer
regolati, in particolare al prosumer (39%), seguito da micro-grid (28%) ed impianti FRNP
(22%). In questo caso l’ipotesi che sta alla base
del calcolo dei MWh necessari prevede l’individuazione di una taglia “tipo” di storage per ciascun soggetto, in base alle rispettive funzionalità
da esso richieste;
•• i “soggetti regolati” (DSO e TSO) rappresentano
una porzione relativamente minore del volume
d’affari globale, pari complessivamente a circa
il 12%. Per i DSO ed i TSO in particolare il “fabbisogno” di storage è calcolato rispettivamente a
partire dalle stime elaborate nel Piano di investimento 2013-2015 elaborato da Enel Distribuzione
(“esteso” a livello nazionale sulla base dei punti di
prelievo e dei volumi di energia scambiati) e del
Piano di Sviluppo 2012 redatto da Terna; per il
DSO, inoltre, il potenziale considerato non tiene
conto del futuro ruolo che questo soggetto potrebbe assumere (dispacciamento locale);
•• il volume d’affari associato ai soggetti non regolati presume che gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili non programmabili
ad essi associati possano essere chiamati, a seguito dell’evoluzione dell’attuale quadro normativoregolatorio, ad erogare servizi di regolazione,
eventualità che se non si verificasse porterebbe ad
una drastica contrazione di suddetto potenziale;
•• il volume d’affari associato al prosumer è inoltre
“amplificato” dal fatto che l’investimento specifico ad esso associato (ossia in termini di euro
per kilowattora installato) è superiore rispetto agli
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3. il mercato dello storage
altri soggetti, in virtù della minore “scala” che caratterizza l’investimento-tipo per questo soggetto.
Il potenziale complessivo di mercato potrebbe addirittura essere più alto qualora si consideri – in
una condizione certo più ideale ma coerente con la
prospettiva di definizione del “mercato teorico” – la
possibile adozione di sistemi di accumulo presso
impianti esistenti, ossia il cosiddetto “retrofit”.
Considerando questa eventualità, che a detta di taluni operatori non pare essere poi così remota (specie in corrispondenza di eventi che ricorrono necessariamente nel corso della vita utile di un impianto
FRNP, come ad esempio la sostituzione – almeno
una volta lungo la vita utile – dell’inverter associato
all’impianto), il potenziale teorico arriverebbe a
quasi 28 mld €, ossia circa 4 mld €/anno.
In questo caso, tuttavia, come evidente dalla FIGURA 3.12, mutano i “rapporti di forza” tra i diversi
soggetti: gli impianti FRNP riducono il loro peso
relativo fino a circa il 18% del potenziale globale
(-4% rispetto al caso precedente, seppur in valore assoluto tale potenziale raddoppia), viceversa
prosumer e microgrid, rispettivamente con il 46%
ed il 32%, aumentano ulteriormente il loro peso
relativo, in virtù dell’ampio parco di impianti eolici
e soprattutto fotovoltaici di media e piccola taglia
installati negli anni scorsi. A ruoli ancora più marginali vengono relegati i gestori di rete e le microgrid cui spetta circa il 4% del totale.
Dall’analisi del potenziale di mercato si possono
trarre alcune considerazioni interessanti:
•• emerge che la maggior parte del mercato potenziale (circa l’88%, che cresce ad oltre il 90%
se si considera anche il “retrofit” degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili esistenti) si concentra su prosumer,
micro-grid ed impianti FRNP, ovvero soggetti
al di fuori dei “soggetti regolati”, ove vi è maggior possibilità di competizione per i produttori di tecnologie che intendano aggredire questi
segmenti di clientela, ma che allo stesso tempo rappresentano un mercato certamente più
frammentato e complesso da aggredire rispetto
a quello che fa riferimento ai “soggetti regolati”
(si veda CAPITOLO 4);
•• a questo proposito, appare evidente la discrasia
con l’attuale impianto normativo-regolatorio,
che invece si rivolge soprattutto verso i “soggetti
regolati” (si veda CAPITOLO 2), e al quale (come
si discuterà nel PARAGRAFO 3.3.2) è attribuito un
ruolo rilevante per far sì che questo potenziale,
soprattutto con riferimento ai soggetti ad oggi
poco o nulla impattati dall’attuale quadro regolatorio, si traduca in installazioni concrete;
•• appare, a livello globale, un mercato numericamente dal potenziale interessante: in termini di
paragone, il potenziale stimato di 1,3 mld €/anno
da qui al 2020 (non considerando la possibilità
di “retrofit” di impianti esistenti) è comparabile
con gli investimenti in attività “tradizionali”, ossia di rinforzo reti, che si prevedono essere effet-
Figura 3.12
Potenziale “teorico” (con “retrofit”) dei sistemi di storage in Italia al 2020 (espresso in MWh e mln €)
16.000
16.000
MWh
Mln €
12.000
8.000
8.000
4.000
4.000
0
Mln €
MWh
12.000
0
Impianto FRNP
gestore rete
gestore rete
di trasmissione di distribuzione
micro-grid
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prosumer
109
3. il mercato dello storage
tuati dal gestore di rete di trasmissione (Terna)
nel prossimo quinquennio, i quali ammontano a
circa 1 mld €/anno.
Al fine di comprendere meglio la portata di questo volume di investimenti, è opportuno infine
mettere a confronto tale valore con i benefici per
il sistema elettrico derivanti dall’adozione di questi sistemi, ossia, detto in altri termini, con i costi
che il sistema potrebbe non sostenere più divenendo “smart”.
Prima di passare ai “numeri”, è opportuno fare tre
considerazioni.
La prima fa riferimento al fatto che il potenziale “teorico” appena stimato non considera il possibile
“effetto di sostituzione” che caratterizza il potenziale con riferimento ai singoli soggetti, nella misura in cui la realizzazione di sistemi di storage presso
uno dei soggetti può rendere l’adozione di sistemi di
storage presso altri soggetti meno conveniente o del
tutto inutile (dal punto di vista dei benefici “sistemici”). Ad esempio, si osserva come la funzione di regolazione primaria possa essere svolta “trasversalmente” da tutti i soggetti analizzati nel presente Rapporto:
ma è del tutto evidente che le complessive esigenze
sistemiche (in termini di riserva primaria) sono assolvibili da tutti contemporaneamente mediante una
quantità di sistemi di accumulo ben minore rispetto
al potenziale totale stimato.
La seconda considerazione fa riferimento al fatto
che in questa sede non si intende fornire una valutazione di merito circa l’opportunità di effettuare
investimenti in sistemi di storage in alternativa
rispetto ad altre tipologie di investimenti. E’ ovvio ad esempio che l’impiego dei sistemi di accumulo per ridurre/eliminare lo sbilanciamento causato
dalla non prevedibilità di una fonte rinnovabile ri-
sulta alternativo all’impiego di sistemi previsionali
maggiormente accurati, e soprattutto all’impiego di
una maggiore capacità regolante sui gruppi di produzione tradizionali. Non potendo in alcun modo
tener conto di tutte le possibili alternative, ci si
limita a studiare qui quali sono i costi che oggi il
“sistema” elettrico sostiene e che potrebbero essere
interessati dall’utilizzo dei sistemi di storage.
La terza e ultima fa riferimento al fatto che tali costi devono essere concettualmente suddivisi tra (i)
costi che si stima possano essere azzerati a seguito dell’implementazione dei sistemi di storage, e
(ii) costi che si stima possano essere ridotti (ma
non azzerati) a seguito dell’implementazione dei
sistemi di storage. Questa seconda fattispecie rappresenta evidentemente quella più critica, dal momento che appare quanto mai arduo, ed in certi casi
persino poco sensato, l’esercizio di valutare in che
misura (percentuale) questi costi siano riducibili
grazie allo storage.
Le TABELLE 3.5 e 3.6 sintetizzano le principali voci
di costo annuo sostenute a livello sistemico e che
potrebbero essere “modificate” grazie all’adozione dei sistemi di storage, focalizzando l’attenzione
rispettivamente sulle voci di costo eliminabili e su
quelle che invece possono essere solo e in qualche
misura ridotte.
Per quanto riguarda i costi eliminabili grazie all’adozione dei sistemi di storage, questi complessivamente ammontano a 90 mln €/anno, riferiti a:
•• l’utilizzo dei sistemi di accumulo per l’assorbimento dell’energia prodotta da impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili (in particolare eolico) che non può essere
immessa in rete a causa della congestione che si
verifica in alcune “aree critiche” del sistema elettrico (“costi da mancata produzione da FRNP”);
Tabella 3.5
Costi per il sistema elettrico che si ritiene possano essere eliminati grazie all’adozione di sistemi di storage
110
Voce di costo
Valore [mln €/anno]
costi da mancata produzione FRNP
20
perdite di rete
70
TOTALE
90
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Tabella 3.6
Costi per il sistema elettrico sui quali si ritiene possano essere ottenuti dei risparmi grazie all’adozione di sistemi di
storage
Voce di costo
Valore [mln €/anno]
costi di sviluppo rete
2.000
costi di interrompibilità
600
costi di MSD (ed indirettamente MGP)
1.500
costi derivanti da bassa qualità del servizio di trasmissione
10
costi derivanti da bassa qualità del servizio di distribuzione
40
TOTALE
4.150
•• l’utilizzo dei sistemi di accumulo per aumentare l’autoconsumo (da quello “naturale”, pari al
30%, a quello con accumulo, pari a circa il 6075%, con riferimento alle utenze domestiche)
e la conseguente riduzione delle perdite – per
l’ammontare di energia non più da “trasportare”
– che oggi invece si verificano lungo la rete stessa
(“perdite di rete”).
Da qui al 2020, questi costi eliminabili corrispondono ad oltre 600 mln €, pari tuttavia a solo il 6%
degli investimenti necessari per soddisfare il fabbisogno, anche nella sua versione “base” di 10 mld
€ sull’orizzonte temporale.
Se si considerano però le voci di costo comunque riducibili grazie all’adozione di sistemi di storage, esse
fanno riferimento a:
•• costi di sviluppo rete: l’utilizzo dei sistemi di accumulo può comportare la riduzione dei costi
di rinforzo delle linee di trasporto dell’energia
elettrica da parte dei gestori di rete di trasmissione e distribuzione;
•• costi di interrompibilità: l’utilizzo dei sistemi di
accumulo può comportare il minore ricorso da
parte del gestore della rete di trasmissione al
servizio di interrompibilità, offerto da determinate unità di consumo per esigenze di sicurezza
del sistema;
•• costi di MSD (ed MGP): l’utilizzo dei sistemi di accumulo può comportare un risparmio dei costi di
approvvigionamento dei servizi ancillari da parte di Terna sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Un tale risparmio può essere conseguito anche sul Mercato del Giorno Prima (MGP):
infatti, la possibilità di rendere più prevedibile e
programmabile la quantità di energia prodotta dalle FRNP, consentirebbe di aumentare la quantità
di FRNP offerta su MGP da parte degli utenti del
dispacciamento17, accelerando l’espansione dell’offerta concorrenziale su tale mercato e, quindi, favorendone la riduzione dei prezzi18;
•• costi derivanti da bassa qualità del servizio di
trasmissione: l’utilizzo dei sistemi di accumulo
può comportare il miglioramento della qualità del servizio di trasmissione, alimentando ad
esempio porzioni di subtrasmissione “in isola”
(ossia separate dal resto del sistema) durante manutenzioni alla rete principale;
•• costi derivanti da bassa qualità del servizio di
distribuzione: l’utilizzo dei sistemi di accumulo può comportare il miglioramento della qualità del servizio di distribuzione; ad esempio,
l’installazione di sistemi di accumulo in cabina
secondaria può evitare interruzioni brevi agli
utenti sottesi, garantendo l’alimentazione anche
durante il tempo di individuazione del guasto
tramite automazione di rete19.
17
Per utente del dispacciamento si può intendere il titolare di un impianto FRNP, il trader o il GSE.
Questo processo è in parte già in corso, ad esempio domenica 16 giugno 2013 il PUN alle 14:00 e alle 15:00 era pari a 0 €/MWh in quanto l’energia da
FRNP ha soddisfatto il 100% della domanda.
19
L’automazione di rete ad oggi diffusa in Italia prevede un ciclo di richiusura automatica capace di isolare il guasto (polifase non transitorio) in 3 minuti,
rialimentando dopo questo intervallo tutti gli utenti a monte del guasto stesso.
18
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111
3. il mercato dello storage
Il valore complessivo di questi costi che il sistema
elettrico sostiene è pari a oltre 4 mld €/anno, un
valore superiore al volumi d’investimento annuo
stimato per i sistemi di storage in Italia da qui al
2020 (o comparabile se si considera anche l’opzione retrofit di impianti esistenti). Ad essi va aggiunto
il costo (non stimabile, ma non per questo meno
importante) relativo al rischio di disservizi diffusi.
Anche se è piuttosto complesso individuare con un
qualche grado di precisione la quota parte di queste
voci di costo effettivamente riducibile grazie agli accumuli, è evidente come – letto nella prospettiva
del sistema elettrico nella sua globalità – lo sviluppo dello storage abbia un razionale economico
complessivamente solido.
Tutto questo senza ovviamente tenere qui in conto
(mentre lo si riprenderà nel PARAGRAFO 4.2) il “beneficio sistemico” conseguente al possibile sviluppo di una filiera nazionale dello storage, con le
conseguenti ricadute occupazionali.
3.3.2 Dal potenziale “teorico” al
“penetrato”: il ruolo del Legislatore e
degli operatori industriali
Alla luce di ciò, la parte conclusiva di questo capitolo intende delineare una roadmap di sviluppo che
contempli una serie di indicazioni per i due principali player che, alla luce di quanto discusso in questo Rapporto, giocano il ruolo principale nella partita dello storage nazionale, ossia i produttori delle
tecnologie di storage ed il Legislatore.
Iniziando proprio da quest’ultimo, l’analisi degli
scenari d’uso rilevanti per i diversi soggetti interessati all’adozione dei sistemi di accumulo ha fatto
emergere in maniera chiara come alcune precise
evoluzioni dell’attuale quadro normativo-regolatorio potrebbero facilitare l’adozione dei sistemi
di storage. In particolare, si fa riferimento alla:
1. evoluzione della disciplina del dispacciamento,
anche riguardo alla gestione dell’energia fornita
dai sistemi di accumulo eserciti dai soggetti regolati (con particolare riferimento alle interazioni con il mercato elettrico), in modo da facilitare
la possibilità per i gestori di rete di effettuare
investimenti full scale in sistemi di accumulo
per migliorare la gestione della rete;
2. abilitazione/obbligazione degli impianti FRNP
(accoppiati o meno a sistemi di accumulo o ad
un carico locale, come nel caso di microgrid e
prosumer) a fornire servizi di regolazione.
112
Per quanto riguarda l’evoluzione della disciplina
del dispacciamento, è importante specificare che
per consentire lo sviluppo delle fonti energetiche
rinnovabili e la sicurezza del sistema elettrico è auspicabile (ed anche a dire il vero immaginabile)
che, nell’immediato futuro, sia previsto un coinvolgimento più diretto degli impianti alimentati
da fonti rinnovabili non programmabili quali risorse per il governo del sistema. Per tali impianti,
la rete ha, infatti, da sempre ricoperto un duplice
fondamentale ruolo: da una parte, il ritiro dell’energia elettrica da essi prodotta; dall’altra, la fornitura
di servizi di regolazione, che risultano necessari a
garantire il corretto funzionamento degli impianti
stessi. Per contro, a causa dell’aleatorietà della loro
produzione, gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili non hanno sinora
partecipato a garantire la sicurezza e l’affidabilità
della rete, non contribuendo a fornire risorse ai
fini del dispacciamento (fatta salva la disponibilità
di modificare il livello di produzione in tempo reale
unicamente per esigenze di sicurezza che non risultano altrimenti gestibili se non tramite il ricorso
esclusivo a dette unità di produzione).
A questo proposito, è auspicabile una generale revisione dell’attuale disciplina del dispacciamento
capace di integrare il nuovo contesto strutturale
e di mercato, in corso di rapido mutamento, e le
conseguenti maggiori esigenze di flessibilità del
sistema.
Per garantire, infatti, il corretto funzionamento
della rete di trasmissione e (in prospettiva) della
rete di distribuzione, nonché una migliore gestione dei flussi di energia, è necessario impiegare anche le risorse che possono essere fornite, in prima
battuta, dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili connessi sulle reti di
trasmissione e, in seconda battuta, dalla cosiddetta
“Generazione Diffusa” (GD), ossia quegli impianti,
alimentati sia da FRNP che da FER, connessi alle
reti di distribuzione, sotto il controllo dei gestori
di rete di distribuzione, i quali diventano responsabili del bilanciamento e del controllo in tempo
reale delle risorse connesse alla propria rete.
Si tratta di un’evoluzione epocale nel ruolo della
produzione da impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili: in questo modo, il
sistema inizierebbe a percepire tali unità di produzione non più come una sorgente di imprevedibilità,
ma invece come attori positivi, in grado di contribuire alla gestione del complessivo sistema elettrico,
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3. il mercato dello storage
non solo in termini di apporto energetico “green”,
ma anche in termini di servizi per il sistema stesso. Questi servizi ancillari alla trasmissione e distribuzione dell’energia potrebbero essere offerti
sia durante il normale funzionamento (servizi di
controllo e dispacciamento quali ad esempio la regolazione di frequenza, la regolazione di tensione,
la fornitura di potenza reattiva e la predisposizione della riserva), sia in situazioni di emergenza a
seguito di un comando imposto dal gestore della
rete di trasmissione e/o dal gestore della rete di
distribuzione (partecipazione alla rialimentazione
del sistema elettrico, servizi di interrompibilità del
carico, disponibilità all’utilizzo del telescatto). Inoltre, tali servizi potrebbero essere offerti/impiegati
per far fronte sia a problemi locali (che si verificano
sulla rete di distribuzione), sia a problemi globali
(che si verificano sulla rete di trasmissione).
La possibilità per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili e per la generazione diffusa di fornire risorse per il dispacciamento permetterebbe al TSO di controllare e
operare in tempo reale (oltre che sulle unità tradizionali e su alcuni carichi particolari) anche sulla
generazione da impianti alimentati da FRNP (e
sugli accumuli) presenti sulle reti di trasmissione;
ma consentirà anche (magari tramite il gestore di
rete di distribuzione) di operare sulla generazione diffusa, sul carico (e, in prospettiva, sui sistemi
di accumulo) presenti sulle reti di distribuzione,
conseguendo miglioramenti sulla sicurezza dell’esercizio per l’intero sistema elettrico e sull’efficienza
totale del sistema tramite l’utilizzo di risorse (locali
e non) ad oggi non adeguatamente sfruttate.
Tale coinvolgimento è più immediatamente ottenibile per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili (e sono più di 7.000
MW con riferimento alla sola fonte eolica) già
connessi alla rete di Terna, mentre il coinvolgimento degli impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili facenti parte della cosiddetta
Generazione Diffusa (ossia connessi sulle reti di distribuzione) risulta più complicato da ottenere, in
quanto necessita di un passaggio intermedio attraverso le reti di distribuzione.
Un ulteriore possibile provvedimento per garantire la sicurezza del sistema elettrico potrebbe essere quello di responsabilizzare i gestori delle reti
di distribuzione nel mantenimento di un profilo
di scambio prevedibile per ciascuna singola cabina primaria (che risulterebbe coerente con un
modello “nodale” di gestione della rete di trasmissione) o per area di riferimento che comprende
più cabine primarie appartenenti ad una stessa
zona di uno stesso gestore di rete di distribuzione (modello “zonale”). Questa modalità di gestione
del sistema dovrebbe infatti comportare una minore
variabilità della differenza tra carico e generazione
dovuta agli impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili connessi sulle reti di distribuzione, che equivale ad una minore riserva di regolazione che il gestore della rete di trasmissione deve
approvvigionare sul Mercato dei Servizi del Dispacciamento (MSD).
Tramite una corretta previsione di prelievi e immissioni a livello locale, il gestore di rete di distribuzione dovrà, quindi, garantire uno sbilanciamento
all’interfaccia AT/MT, ossia in Cabina Primaria (o
ad un insieme di Cabine Primarie in una stessa area
di riferimento) il più possibile prossimo a zero, variando in tempo reale le risorse presenti sulla propria rete (Generazione Diffusa e carico). In questa
possibile visione, i carichi ed i sistemi di produzione connessi alla rete di distribuzione dovranno rispondere direttamente al gestore di rete di
distribuzione, mentre costui risponderà al gestore di rete di trasmissione (Terna), il quale continuerà ad effettuare il dispacciamento a livello di
rete di trasmissione e sarà responsabile di carichi
e dei sistemi di generazione connessi alla rete di
trasmissione, eventualmente alimentati da fonti
rinnovabili non programmabili.
Il gestore di rete di distribuzione dovrà quindi in
fase di programmazione elaborare i piani di esercizio sulla base delle previsioni della domanda di
energia a livello di ciascuna singola Cabina Primaria
e di disponibilità dei mezzi di produzione sia a livello di Cabina Primaria sia a livello zonale. In questa
situazione, per ridurre gli sbilanciamenti verso la
rete di trasmissione, il gestore di rete di distribuzione potrebbe dotarsi di sistemi di accumulo in
Cabina Primaria opportunamente dimensionati
in modo da garantire un profilo all’interfaccia
AT/MT molto vicino a quello dichiarato in precedenza. In aggiunta, i sistemi di accumulo potranno
essere utilizzati dal gestore di rete di distribuzione
per garantire servizi locali necessari per il corretto funzionamento della rete di distribuzione (ad
esempio, la regolazione di tensione).
Le prospettive di evoluzione del sistema sin qui
discusse prevedono un ruolo nuovo per gli operatori di rete: in parte per il gestore della rete di
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113
3. il mercato dello storage
trasmissione, cui è richiesto di gestire un sistema
in rapidissima evoluzione; in misura ancora maggiore per gestori delle reti di distribuzione, cui è
richiesto di coordinare i numerosissimi impianti
di Generazione Diffusa (in particolare fotovoltaico) che si sono sviluppati in questi anni, passando
da una gestione “passiva” ad una gestione “attiva”
delle reti di distribuzione, attraverso l’implementazione di tecnologie “smart”, tra cui i sistemi di
accumulo.
Attraverso lo sviluppo di un dispacciamento degli
impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, i gestori di rete potrebbero evolvere
le relative competenze; ad esempio, il gestore della
rete di trasmissione avrebbe più impianti con una
capacità regolante ridotta da controllare e gestire,
mentre il gestore di rete di distribuzione dovrebbe gestire numerosissimi impianti di Generazione
Diffusa, acquistando da questi i servizi di rete che
poi metterebbe a disposizione del gestore di rete di
trasmissione, divenendo a tutti gli effetti un utente
del dispacciamento nei confronti di quest’ultimo,
nonché gestore di un mercato dei servizi di dispacciamento “locale” per la Generazione Diffusa.
L’accumulo potrebbe risultare per entrambi la soluzione tecnologica (da sviluppare su larga scala)
capace di rendere più semplice la gestione in tempo
reale dei flussi energetici sugli elementi del sistema.
La possibilità per i gestori di rete di fornire, a
seguito dell’evoluzione della disciplina del dispacciamento, risorse per la regolazione (abilitando in entrambi i casi il relativo Scenario 3)
consentirebbe di contrastare la riduzione di capacità regolante del sistema a seguito dell’integrazione di elevate quantità di impianti FRNP
ottimizzando il funzionamento dell’intero sistema elettrico.
Oltre al ruolo degli operatori di rete, importante
è pure il ruolo giocato dagli impianti alimentati
da fonti rinnovabili non programmabili; è quindi
opportuno che l’evoluzione del quadro normativoregolatorio riguardi anche questi attori del sistema
elettrico (che rappresenta il secondo importante
tema oggetto di questa analisi).
Infatti, la fornitura di servizi di rete da parte degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili, e il passaggio da un approccio
fit&forget ad uno in cui tali impianti collaborano
attivamente al funzionamento del sistema, sono
problemi ormai all’ordine del giorno.
Nel corso degli anni sono stati progressivamente introdotti alcuni provvedimenti capaci di trasferire, anche
a queste unità collegate alle reti di trasmissione e di
distribuzione, compiti in materia di regolazione della
potenza, di resistenza ai buchi di tensione e di servizi
alla rete in generale (si veda PARAGRAFO 2.3).
A questo proposito, le prescrizioni contenute nella
Norma tecnica CEI 0-16:2012, comprese quelle dichiarate come ancora in fase di studio, possono essere fornite tramite sistemi di accumulo. In particolare, l’evoluzione della Norma circa la possibilità di
aumentare la potenza attiva immessa da impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili in caso di sottofrequenza, potrebbe consentire,
anche senza attendere la più completa evoluzione
della disciplina del dispacciamento, lo sviluppo di
sistemi di accumulo su larga scala abbinati agli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili per la fornitura di regolazione di potenza
attiva (ulteriori suggerimenti a riguardo potranno essere forniti al comitato tecnico CT 316, che all’interno
dei CEI si occupa della connessione degli Utenti Attivi e Passivi alle reti di distribuzione, dal recentemente
costituito comitato tecnico CT 120. Si veda BOX 3.2).
Box 3.2
Il Comitato Tecnico CEI CT 120 «Sistemi di accumulo di energia»
Per consentire lo sviluppo degli accumuli, presso il CEI
è stato istituito recentemente un apposito Comitato Tecnico (CT 120 “Sistemi di accumulo di energia” con il
compito di sviluppare norme a favore di questi sistemi; il
CT 120 lavora anche in collaborazione con il CT 316, in
modo da prevedere nelle regole tecniche di connessione
anche la presenza dell’accumulo. Sviluppi in questo senso sono attesi già entro l’estate. Il CT 120 è stato creato
114
anche seguendo la spinta a livello internazionale dell’IEC
che ha da poco creato un TC 120 “Electrical Energy Storage (EES) Systems” per approfondire le caratteristiche
dei sistemi di accumulo e la relativa interazione con la
rete elettrica; il CT 120 ha quindi il compito di riportare
a livello nazionale quanto fatto a livello internazionale in
modo da consentire anche in Italia il corretto sviluppo
dei sistemi di accumulo.
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3. il mercato dello storage
Tabella 3.7
Sintesi delle possibili azioni del Legislatore ed impatto sui soggetti analizzati
Soggetto
/ Provvedimento proposto
Impianto FRNP
Evoluzione disciplina del
dispacciamento
Abilitazione/Obbligazione
impianti alimentati da FRNP a
fornire servizi di regolazione
Gestore rete
di trasmissione
Gestore rete
di distribuzione
X
(scenario 3)
X
(scenario 3)
X
(scenario 2)
La più completa evoluzione regolatoria, prevedendo
l’abilitazione degli impianti FRNP (anche da GD) a
fornire tutti i servizi di rete su MSD (riserva secondaria e riserva terziaria), oltre magari a prevedere
un meccanismo di remunerazione della regolazione
primaria (che fornita dai sistemi di accumulo presenta performance migliori, in termini di tempo di
risposta più rapido, rispetto a quelle di un impianto
di generazione tradizionale), abiliterebbe la possibilità di implementazione di scenari in cui i sistemi di
accumulo possono avere benefici economici maggiori (scenario 2 per impianto FRNP e Scenario 3
per microgrid e prosumer).
In conclusione, la TABELLA 3.7 sintetizza le azioni
proposte al Legislatore che potrebbero (a valle
di opportuna verifica di coerenza sistemica) dare
impulso alla diffusione dei sistemi di storage, indicando per ciascuna di esse su quali attori impatta, in termini di “scenari d’uso” abilitati.
Al pari del Legislatore, un ruolo altrettanto “cruciale” per la diffusione dei sistemi di storage è
giocato dai produttori dei sistemi di storage, ed
in particolare dei dispositivi di accumulo. In particolare, il loro contributo è volto al miglioramento
dell’offerta sul mercato, sia in termini di riduzione
del costo di produzione (e relativo prezzo di vendita
sul mercato) sia di miglioramento delle performance dei dispositivi stessi (in termini ad esempio di
vita utile ed efficienza di carica/scarica).
I benefici per i diversi business case possibili sono
dati dal combinato disposto di queste due “variabili” (prezzo e performance), in conclusione a questa
analisi si intende “quantificare” (come riportato
in TABELLA 3.8) lo sforzo che i produttori dei di-
Micro-grid
Prosumer
X
(scenario 3)
X
(scenario 3)
spositivi di storage sono chiamati a fare al fine di
rendere convenienti le applicazioni per cui tali sistemi si prestano, focalizzando l’attenzione sulla
variabile costo.
Lo “sforzo” di riduzione di costo che i produttori
dei sistemi di storage devono sostenere è decisamente “sfidante”: fatta eccezione per i pochi casi in
cui, come discusso nel PARAGRAFO 3.2, l’investimento in un sistema di storage appare economicamente
conveniente, in tutti gli altri casi le riduzioni di costo
richieste sono notevoli, arrivando fino a quasi il 90%
nel caso peggiore e ponendosi mediamente su una
soglia di riduzione richiesta superiore al 50%.
Tuttavia lo scenario appare meno “fosco” se si confrontano questi valori con il parere dei principali
produttori di tecnologie di accumulo oggetto delle
simulazioni. Prendendo ad esempio il caso delle
batterie al litio, per le quali si richiede una riduzione media del costo d’investimento inferiore al
60%, si stima che la riduzione attesa della tecnologia possa effettivamente attestarsi al 40-70% al
2020, fortemente variabile in funzione della diffusione di questa tecnologia nella mobilità elettrica.
Situazione analoga si riscontra per la tecnologia
al sodio/cloruro di nichel, la quale richiede una
riduzione media dell’investimento inferiore rispetto al litio (di poco superiore al 50%), a fronte
di prospettive di riduzione di prezzo che a detta
degli operatori possono essere al 2020 di circa il
30-50%, anche in questo caso in funzione dell’effettivo grado di penetrazione sul mercato di questa
tecnologia.
I produttori delle tecnologie di storage sono
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115
3. il mercato dello storage
Tabella 3.8
Riduzione del prezzo dei sistemi di storage necessaria per raggiungere la convenienza economica
Soggetto
Impianto FRNP
Gestore rete di
trasmissione
Gestore rete di
distribuzione
Micro-grid
Prosumer
Tecnologie di
storage oggetto
d’analisi
Prezzo attuale
(€/kWh “utile”)
Batteria al sodio/
cloruro di nickel
1.200
Batteria al litio
1.300
Batteria al sodio/zolfo
1.000
66 – 83
Batteria al sodio/
cloruro di nickel
1.100
22 – 54
Batteria al litio
1.200
Batteria al sodio/zolfo
1.000
Batteria al sodio/
cloruro di nickel
1.800
Batteria al litio
1.900
Batteria al sodio/
cloruro di nickel
1.600
Batteria al litio
1.700
Batteria al sodio/
cloruro di nickel
2.100
Batteria al litio
2.200
Batteria al piombo/acido
1.500
Prezzo target
(€/kWh “utile”) 20
Riduzione di prezzo
necessaria (%) 9
71 – 86
171– 344
500 – 886
74 – 87
28 – 58
13 – 50
686 – 2.345
0 – 62
0 – 64
285 – 1.598
0 – 82
6 – 83
53 – 75
524 - 980
pronti a raccogliere la sfida di maggior competitività della loro offerta che emerge in maniera chiara
dalle analisi economiche. In maniera analoga il Legislatore ha tutti gli strumenti per intraprendere
un cammino di sviluppo dello storage in Italia.
Appare forse possibile, da ultimo, considerare l’opportunità – in un breve orizzonte temporale di
3-4 anni (ossia per la metà del tempo che ci separa
al 2020) – di introdurre sistemi di incentivazione
mirati.
Un provvedimento che va in questa direzione (con
riferimento particolare al prosumer) è già stato recentemente sviluppato in Germania, a partire dal
Maggio 2013, attraverso i fondi messi a disposizio-
55 – 76
435 - 890
41 – 71
ne dal Governo tedesco.
Ad erogare tali fondi è la KfW, la banca di Stato tedesca, nata per ricostruire il paese nel dopoguerra e
che negli ultimi anni si sta prodigando per la transizione energetica del Paese: nel 2009 ha finanziato
il 54% delle turbine eoliche costruite in Germania
e il 43% di tutti gli impianti installati e nel 2010 ha
erogato 8,8 mld € a favore della riqualificazione
energetica di quasi 430 mila abitazioni tedesche. In
particolare, la KfW concede prestiti a tasso agevolato (compreso tra l’1,5 e il 7%, con durata del
finanziamento pari a 5, 10 o 20 anni) per la realizzazione di impianti solari con relativi sistemi di
accumulo. Il Ministero dell’Ambiente tedesco eroga
gli incentivi sotto forma di contributi a fondo per-
20
Gli estremi dell’intervallo fanno riferimento rispettivamente allo scenario d’uso peggiore (estremo inferiore) ed allo scenario d’uso migliore (estremo
superiore).
116
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3. il mercato dello storage
duto direttamente alla KfW, fino al 30% del costo
del finanziamento richiesto alla banca (esclusivamente per la quota-parte riferibile all’acquisto
delle batterie). Il “rimborso” da parte del soggetto che realizza l’impianto potrà essere richiesto
solo successivamente all’entrata in esercizio del
sistema di accumulo. Secondo quanto appreso dal
Frankfurter Rundschau, ci si dovrebbe aspettare un
contributo di circa 2.000 € per ogni piccolo impianto fotovoltaico dotato di sistema di accumulo.
Complessivamente l’ammontare delle risorse finanziarie stanziate è pari a 50 mln €, da erogare in
due tranche da 25 mln € rispettivamente nel 2013
e 2014. Possono fare domanda di finanziamento i
cittadini privati, i professionisti, le aziende, gli agricoltori e le Ong; sono invece esclusi gli enti pubblici
e le aziende che producono sistemi e componenti
oggetto del programma.
Per quanto riguarda i requisiti tecnici previsti dallo schema incentivante, la potenza dell’impianto
a cui associare gli accumulatori (che dovranno
avere una garanzia di almeno 7 anni) deve essere
inferiore ai 30 kW e l’impianto deve essere stato
messo in servizio dopo il 31 dicembre 2012. Un
aspetto che vale la pena rimarcare fa riferimento al
fatto che la potenza massima immessa in rete deve
essere limitata al 60% della potenza nominale
del generatore fotovoltaico. Inoltre l’inverter per
l’immissione in rete deve essere dotato di interfaccia per il telecomando dell’impianto da parte
dei gestori di rete, in funzione delle condizioni di
esercizio della rete elettrica.
Una diffusione dei sistemi di accumulo tra i soggetti non regolati, a iniziare dal prosumer, potrebbe essere sostenuta in una prima fase anche
in Italia tramite un meccanismo di incentivazione simile a quello intrapreso in Germania, che
preveda quindi una quota minima garantita di
autoconsumo e l’utilizzo di tecnologie smart (inverter) capaci di comunicare in tempo reale con
la rete del distributore; in questo modo, oltre a
diminuire la necessità di potenziare la rete elettrica, si ridurrebbero gli effetti degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili
(in primis fotovoltaico) sulla rete, riducendo pertanto le criticità legate al corretto funzionamento
del sistema.
Alla luce delle considerazioni circa le dinamiche
21
tecnologiche attese con riferimento ai sistemi di accumulo e sulla base delle evoluzioni attese dell’attuale impianto normativo-regolatorio, con riferimento particolare ai temi che da questo Rapporto
sono emersi come “cruciali” per la diffusione dei
sistemi di accumulo, si ritiene che, quantomeno in
un orizzonte temporale di breve-medio periodo
(2015) il volume d’affari che si registrerà in Italia non sarà superiore a poche centinaia di mln €,
trainato in primis dai soggetti regolati, in particolare il gestore di rete di trasmissione; viceversa, negli
anni successivi, qualora il quadro normativo-regolatorio evolva in linea con quanto auspicato, si
prevede che il potenziale nel breve-medio periodo (post-2015) possa avvicinarsi alla “soglia” del
miliardo di euro all’anno.
Indubbiamente, la definizione di un regime incentivante a supporto dei sistemi di accumulo
rappresenterebbe un fattore importante: oltre a
quanto appena discusso con riferimento ai soggetti non regolati, per quanto riguarda invece i
gestori di rete appare opportuno proseguire nella
via già tracciata dal DM 93/11, e dalla Delibera
199/1121, che prevedono di incentivare l’impiego
di sistemi di accumulo (oltre che per il TSO, come
già accaduto) anche per i gestori di rete di distribuzione (alcuni dei quali, nel frattempo, si sono già
mossi in autonomia).
Ciò in conseguenza del fatto che, pur nel quadro
complessivo di regolazione degli output, che ha l’obiettivo di determinare uno sviluppo efficiente ed
efficace del sistema energetico (pertanto in un approccio di neutralità tecnologica), appare ragionevole definire un regime di incentivazione specifico
rivolto ai sistemi di accumulo. Infatti, la possibilità
di sperimentare gli effetti dei sistemi di accumulo
su tutti i livelli del sistema elettrico (possibilmente
anche quelli che ad oggi risultano economicamente
poco vantaggiosi, come l’utente finale) avrebbe l’indubbio vantaggio di approfondire e meglio definire le
tecnologie e le funzionalità da sviluppare poi su scala
estesa a beneficio del complessivo sistema.
Pare assai probabile che, nel futuro, i sistemi di
accumulo diffuso saranno la soluzione principale
per la gestione in totale sicurezza del complessivo sistema elettrico, ormai in presenza di limitate
quantità di generazione da fonte convenzionale.
Pertanto, uno sviluppo inizialmente accompagnato
da opportuni meccanismi di supporto servirà anche
Si veda PARAGRAFO 2.1.
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117
3. il mercato dello storage
a garantire la corretta evoluzione di tali apparati, in
una prospettiva il più possibile sistemica: in tale
ottica, la pratica attuazione di incentivi appropriati, che garantiscano un livello specifico di supporto
alle diverse tecnologie di accumulo in base al relativo livello di maturità, consentirebbe al policy maker
di acquisire esperienza e conoscenza utile per dare
priorità nel lungo periodo a quelle tecnologie e a
quelle funzionalità connotate da risultati certi e da
118
una applicabilità sostenibile e sicura.
Serve sfruttare al meglio il significativo potenziale del grande portfolio di tecnologie di accumulo,
verso un futuro sempre più low-carbon, con un
sistema elettrico che evolve verso le reti attive, in
cui gli impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili coprono una quota significativa del mix energetico del nostro Paese.
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4.
La filiera
dello storage
I
n questo capitolo, l’ultimo della sezione sui sistemi di storage, si presenta il quadro della filiera
industriale che sottende il possibile sviluppo
di questo mercato nei prossimi anni nel nostro
Paese.
Come si avrà modo di vedere più nel dettaglio
all’interno del capitolo, anche in questo caso – come
nella maggior parte delle “nuove” filiere che sottendono il nuovo “mondo” dell’energia, dalle rinnovabili, all’efficienza energetica alle smart grid – la
maggior parte degli operatori delle fasi a monte,
quelle a base tecnologica per intendersi, non sono
italiani, mentre è invece decisamente più nazionale
la porzione di filiera che concerne la progettazione e
l’implementazione delle soluzioni di storage.
Disegnare la filiera di un mercato che non si è ancora manifestato compiutamente non è certo compito
facile, visto che molti (certo più di quelli che sono
elencati in questo Rapporto) sono gli operatori che
stanno “alla finestra” in attesa di comprendere se e
quanto valga la pena entrarvi.
L’obiettivo di questo capitolo è quindi non solo e
non tanto quello di proporre una prima anagrafica dei principali soggetti coinvolti, ma anche e
soprattutto di mettere in evidenza quali siano i
modelli di business – diversi e talora contrastanti
fra di loro, vista la fluidità della situazione – che
questi ultimi stanno sviluppando.
4.1 L’articolazione della filiera
dei sistemi di storage
Al fine di comprendere quali sono le categorie di
player afferenti alla filiera dello storage, è innanzitutto necessario riprendere la classificazione fatta
nel CAPITOLO 1 circa le componenti chiave da cui è
costituito un tale sistema (con riferimento ad un
sistema di accumulo elettrochimico), ovvero:
•• il dispositivo di storage, ossia la batteria che
permette di immagazzinare/cedere energia elet-
trica, con annesso sistema di gestione del funzionamento della batteria stessa (Battery Management System);
•• il sistema di gestione del dispositivo di storage,
ossia sistemi informatici di gestione e controllo
del funzionamento del dispositivo di storage,
con algoritmi di gestione dedicati agli obiettivi
per i quali l’accumulo è stato pensato (ad esempio connesso ad un sistema di gestione dell’energia in ambito domestico o ad un sistema di gestione “smart”1 della rete nel caso di applicazioni
a livello di rete elettrica);
•• i dispositivi di elettronica di potenza, ossia inverter per la conversione DC/AC;
•• le altre componenti, ossia i dispositivi elettromeccanici (quali ad esempio cavi di potenza e
segnale, apparecchiatura di manovra e protezione, quadri elettrici, etc.) per la connessione dei
vari componenti di un sistema di accumulo fra
loro ed in rete.
A ciascuna di queste componenti chiave è possibile associare un insieme di operatori ad esse
dedicate. Ovviamente questa specializzazione si
“replica” per ciascuna delle soluzioni tecnologiche disponibili per i sistemi di storage (si veda PARAGRAFO 1.2). Tuttavia, nel seguito si è scelto di
focalizzare l’attenzione sui sistemi di accumulo
elettrochimico, che rappresentano – a detta della maggioranza degli operatori sul mercato – la
soluzione tecnologica a maggior potenziale e su
cui si stanno concentrando gli sforzi delle principali
imprese del settore.
A queste fasi “costitutive” del sistema di storage
vanno aggiunte poi, per completare il quadro della
filiera, le attività di distribuzione e progettazione/
installazione (si veda FIGURA 4.1).
Considerando lo stadio di sviluppo del mercato
dei sistemi di accumulo in Italia e della corrispondente filiera, appare in questa sede “prematuro” effettuare analisi – nella norma consuete per
l’Energy&Strategy Group – riguardanti la riparti-
1
Si fa riferimento, ad esempio, allo SCADA e al DMS – Distribution Management System – che permette al gestore di una rete di distribuzione di ottimizzare
l’attività di distribuzione dell’energia e di controllo delle infrastrutture (Cfr. Smart Grid Executive Report 2012).
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121
4. La Filiera dello storage
Figura 4.1
La filiera dei sistemi di storage elettrochimici
Dispositivo
di storage
Sistema
di gestione
storage
Inverter
Altri
componenti
Distribuzione
Progettazione
Installazione
Produttori
ed utilizzatori
di energia
Gestori
di rete
zione del volume d’affari tra le diverse fasi della
filiera ed il relativo andamento delle marginalità.
Giova però sottolineare come i pesi delle diverse
fasi siano molto diversi fra di loro e come un ruolo predominante, addirittura del 60-80% del totale dei costi di investimento per gli impianti di più
grandi dimensioni (piuttosto variabile in funzione
della specifica tecnologia adottata), sia giocato dal
dispositivo di storage, valore che si riduce al 3050%, ma rimane comunque preponderante, con riferimento a sistemi di piccola taglia.
La FIGURA 4.1 riporta poi, aggregandoli tra di loro,
due “mercati di sbocco”:
•• quello dei soggetti – denominati produttori e
utilizzatori di energia – che comprendono gli
impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili sia per cessione totale dell’energia sia con carico associato, nelle configurazioni prosumer e micro-grid;
•• quello dei gestori di rete, sia di trasmissione che
di distribuzione.
Le differenze fra questi due “mercati di sbocco”
sono molteplici e se ne è discusso a lungo nel presente Rapporto, anche se vale la pena ricordarne
qui le principali, ossia (i) il differente potenziale
di mercato, che in assoluto è per i gestori di rete
– circa 1 mld € di mercato stimato2 – di un ordine
2
di grandezza inferiore rispetto ai produttori e utilizzatori di energia, (ii) la diversa “taglia” degli investimenti, che invece ovviamente premia i gestori di
rete con investimenti “unici” dell’ordine dei milioni
di euro (per impianti di taglia nell’ordine del Megawatt/Megawattora di sistemi di storage), contro le
migliaia di euro invece potenzialmente necessarie al
prosumer per soddisfare le proprie esigenze di storage, (iii) la numerosità dei potenziali clienti, se si
considera che i gestori di rete sono attualmente 143
(1 gestore della rete di trasmissione – ossia Terna
– e 142 gestori delle reti di distribuzione – di cui
i principali sono Enel, Acea, A2a, Iren e Dolomiti
Energia), mentre sono diverse migliaia gli impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili
attualmente installati o che si prevede di installare
nei prossimi anni.
E’ interessante però sottolineare come questi due
diversi “mercati di sbocco” siano anche associati a
filiere in tutto o in larga parte diverse, delle quali
si dà conto nei prossimi due paragrafi.
4.1.1 La filiera dello storage al servizio
dei produttori e utilizzatori di energia
Per quanto concerne il primo segmento di mercato, che come detto fa riferimento a soggetti po-
Si veda PARAGRAFO 3.3.
122
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4. La Filiera dello storage
tenzialmente interessati all’adozione di un sistema
di storage associato ad impianti alimentati da fonti
rinnovabili non programmabili (di taglia diversa
a seconda che si faccia riferimento, in ordine crescente di taglia, a prosumer, micro-grid o impianti
FRNP), le imprese coinvolte all’interno della filiera possono a loro volta essere distinte in:
•• operatori che storicamente hanno operato nel
business dell’energy storage (evidentemente focalizzato su settori diversi da quello della produzione di energia elettrica, quali ad esempio il
settore industriale, l’automotive, e l’elettronica),
e che vedono nell’accumulo di energia elettrica
prodotta da fonte rinnovabile (ed in parte minore anche da fonte tradizionale) un’interessante
opportunità per ampliare il proprio portafoglio
di business.
•• operatori della filiera delle rinnovabili (e del
fotovoltaico in particolare), i quali vedono i sistemi di storage come un utile/necessario complemento alla loro tradizionale offerta di prodotti/
servizi sul mercato.
Le parti a monte della catena sono, come anticipato,
appannaggio degli operatori tradizionali dei sistemi di accumulo (e relativo sistema di gestione della
batteria – BMS). La TABELLA 4.1 riporta i principali operatori che attualmente hanno a portafoglio
un’offerta per il mercato italiano (o che ritengono
di approcciare nel breve termine questo marcato),
dando in particolare evidenza delle tipologie di
clienti potenzialmente serviti (come detto sopra
strettamente legate alla taglia dell’offerta).
Innanzitutto è opportuno sottolineare come 6 sui
18 principali operatori identificati sul mercato
italiano sono tedeschi, contro i soli 4 che hanno
il proprio quartiere generale nel nostro Paese (si
vedano BOX 4.1 e 4.2).
13 (e di questi 5 in via esclusiva) su 18 si rivolgono ai prosumer, mentre sono 10 (di cui solo uno
“esclusivo”) gli operatori che hanno a portafoglio
soluzioni per gli impianti FRNP di maggiore taglia. Sono invece 7 gli operatori in grado di servire
potenzialmente tutti i clienti di questo mercato di
sbocco. Un numero ed una caratterizzazione degli
attori della filiera che in ogni caso – anche a detta
degli operatori stessi – mostra un potenziale di offerta variegato e significativo, in altre parole appare
in modo chiaro come questa parte della filiera sia
“pronta” allo sviluppo del mercato.
Le principali tipologie di dispositivi di accumulo
elettrochimico offerte attualmente o che saranno
offerte a breve sul mercato fanno riferimento a tre
tipologie, ossia batterie al piombo/acido, agli ioni
di litio ed al sodio. E’ evidente come dal punto di
vista tecnologico gli operatori puntino in modo
particolare sul litio (presente in 9 su 18 portafogli), e ciò è ancora più interessante se si considera
(si veda PARAGRAFO 1.2.1.4) che questa tecnologia
presenta oggi un costo di investimento iniziale più
elevato (nell’ordine del 30-50% a parità di capacità della batteria) rispetto alle soluzioni al piombo.
A detta degli operatori, la ragione è da ricercarsi
nella volontà di massimizzare la performance della soluzione di storage nel medio e lungo termine,
evidentemente in vista di un mercato che si ritiene
sufficientemente “maturo” (dal punto di vista delle
Box 4.1
Bosch
Bosch, multinazionale tedesca fondata nel 1886 a Stoccarda, è leader a livello mondiale per la fornitura di componentistica per il settore automotive.
L’azienda da diversi anni è entrata nel business del fotovoltaico, creando la business unit Bosch Solar Energy, la
quale si occupa della produzione di celle e moduli fotovoltaici, oltre che (più recentemente, a partire dal 2009)
della realizzazione di impianti “chiavi in mano” di taglia
industriale ed utility scale.
A complemento della propria offerta, nel maggio 2013
l’azienda ha presentato un nuovo sistema per la gestione
e l’accumulo di energia destinato all’ambito residenziale,
il cosiddetto “VS 5 Hybrid”, ossia un sistema integrato,
composto da batterie, caricatore delle batterie ed inverter, che oltre allo stoccaggio dell’energia permette di monitorare e regolare i flussi di energia ed il funzionamento
dei componenti. Equipaggiato con batterie al litio aventi
capacità compresa tra 4,4 e 13,2 kWh, rispetto alle quali
si dichiara una vita utile superiore a 20 anni (equivalente
a circa 7000 cicli di carica e scarica), può essere associato
ad impianti fotovoltaici di nuova realizzazione oppure
essere integrato ad impianti precedentemente realizzati.
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123
4. La Filiera dello storage
Tabella 4.1
Principali produttori di dispositivi di accumulo operanti nel mercato italiano
Nome
Sede
Headquarters
Origine
Taglia sistemi di
accumulo offerti3
P
MG
FRNP
X
X
Tecnologia utilizzata
BYD
Batterie per automotive
ed elettronica
Cina
X
Bosch
Componentistica
per automotive
Germania
X
Litio
Dispatch Energy
Batterie per energy
storage ed automotive
Germania
X
Litio
FAAM
Batterie
industriali
Italia
X
X
X
Litio
FIAMM
Batterie per
automotive
Italia
X
X
X
Piombo, sodio/cloruro di nichel
Full river
Batterie
industriali
USA
n.d.4
General Electric
Società
conglomerale
USA
X
X
Sodio/cloruro di nichel
Gildemeister
Macchine
utensili
Germania
X
X
VRB
Hoppecke
Batterie
industriali
Germania
Midac Batteries
Batterie per automotive
ed industriali
Italia
Moll Batteries
Batterie per
automotive
Germania
NGK
Prodotti per rete elettrica
e ceramici
Giappone
NEC
Batterie per
elettronica
Giappone
X
SAFT
Batterie per
automotive
Francia
Sanyo/Panasonic
Materiali
elettronici
Varta
Litio
Piombo
X
Piombo
n.d.
Piombo
X
Piombo
X
Sodio/zolfo
X
X
Litio
X
X
X
Litio
Giappone
X
X
X
Litio
Batterie per automotive
consumer ed industriali
Germania
X
Vipiemme
Batterie per
automotive
Italia
X
X
Toshiba
Società
conglomerale
Giappone
X
X
Litio
Piombo
X
Litio
3
Per identificare l’offerta delle diverse imprese, con la sigla P (prosumer) si fa riferimento a sistemi di storage in grado di accumulare qualche kilowattora
di energia elettrica; con la sigla MG (micro-grid) si fa riferimento a sistemi di storage in grado di accumulare decine o centinaia di kilowattora di energia
elettrica; infine, con la sigla FRNP (impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili) si fa riferimento a sistemi di storage in grado di accumulare
energia elettrica nell’ordine dei Megawattora.
4
Dalle informazioni a disposizione, si presume che le applicazioni siano di taglia ridotta, prevalentemente “prosumer”.
124
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4. La Filiera dello storage
Box 4.2
Vipiemme
Vipiemme, azienda italiana con sede ad Isso (BG), nasce
nel 1980 come realtà operante nel settore degli accumulatori per trazione (automezzi leggeri e pesanti), che utilizzano la tecnologia al piombo.
A partire dai primi anni 2000, attraverso Vipiemme
Solar la società ha fatto il suo ingresso nel business del
fotovoltaico, occupandosi dello sviluppo, della produzione e della commercializzazione di moduli fotovoltai-
competenze) per poterne valutare il vantaggio.
Gli “inverteristi” che popolano la filiera dello storage per il mercato dei produttori e utilizzatori
di energia sono invece quasi tutti appartenenti al
mondo delle rinnovabili, ed in particolare del fotovoltaico (si veda TABELLA 4.2).
ci. Nel maggio 2013 l’azienda ha presentato sul mercato
una nuova soluzione, “I GENIUS THINKGREEN”, che
consta di inverter e sistema di accumulo costituito da 36
batterie al piombo di tipo AGM (prodotte da Vipiemme
Accumulatori). La capacità di accumulo complessiva del
sistema, pari a 22 kWh, rende il prodotto adatto all’associazione ad impianti alimentati da fonti rinnovabili in
contesti civili ed industriali. La componente italiana è qui decisamente più significativa e riflette però lo sviluppo che si è avuto nel mercato del fotovoltaico per i cui impianti,
soprattutto sulla taglia dei prosumer, si concentra
l’offerta attualmente in campo.
Molto meno delineate sono le filiere della distri-
Tabella 4.2
Principali inverteristi nella filiera dello storage
Nome
5
6
Sede
Headquarters
Taglia sistemi di
accumulo offerti
P
MG
Tecnologia utilizzata
FRNP
n.d.
AROS
Italia
X
Convertitori Statici
Italia
X
Danfoss
Danimarca
X
Elettronica Santerno
Italia
Enerconv
Italia
X
Piombo
Fronius
Austria
X
n.d.
Layer electronics
Italia
Power-One6
USA
X
Litio
Selco Energy
Italia
X
Piombo
SMA
Germania
X
Litio
Western Co
Italia
X4
Piombo
X
Litio
n.d.
X
X5
Sodio
Piombo, sodio
Per applicazioni off-grid.
Il 22 aprile 2013 è stata resa nota l’acquisizione di Power One da parte di ABB, per un valore per un valore di circa un miliardo di dollari.
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125
4. La Filiera dello storage
Tabella 4.3
Principali operatori della filiera fotovoltaica operanti nel mercato italiano che offrono sistemi di storage
Nome
Core business
Sede
Headquarters
MG
X
Tecnologia utilizzata
FRNP
Moduli/
Distribuzione
Italia
X7
Conergy
Distribuzione
Germania
X
Energy Resources
Installazione
Italia
X
Enerpoint
Distribuzione
Italia
X
Litio
IBC Solar
Distribuzione
Germania
X
Piombo, Litio
Solarworld
Distribuzione/
Installazione
Germania
X
Piombo
Solon
Distribuzione/
Installazione
Germania
X
TecnoSun
Distribuzione
Italia
X
Se si considera poi la fase finale di progettazione e installazione, è possibile anche qui solo rilevare il “fermento” da parte di alcuni attori (soprattutto quelli
della filiera fotovoltaica riportati in tabella 4.3) che
hanno a portafoglio soluzioni di storage “chiavi in
mano” per impianti fotovoltaici di piccola taglia.
7
P
Albasolar
buzione della progettazione e installazione, vista
anche l’attuale esiguità delle effettive installazioni. I fornitori dei dispositivi di storage – che val la
pena ricordare hanno la lion’s share del valore complessivamente creato nella filiera – sono ovviamente
in grado di raggiungere il mercato finale usando la
“tradizionale” catena distributiva dei sistemi di
storage che si sta riconfigurando per aggredire
anche questo possibile mercato di sbocco. Vale la
pena a questo proposito citare i casi di Uflex, principalmente focalizzata su applicazioni dell’accumulo
per trazione, Alchemy Italia, focalizzata principalmente su applicazioni per trazione (ad esempio per
carrelli elevatori e veicoli elettrici), ed Enerpower,
la quale si occupa primariamente di batterie per applicazioni industriali, avviamento speciale e di prodotti affini (carica-batterie e inverter per impianti
rinnovabili).
Il
Taglia sistemi di
accumulo offerti
BOX
4.3, invece, presenta il caso di una impresa,
Litio
X
X
Litio
Piombo
Piombo
Energy Resources, che è andata oltre nell’immaginare le possibilità di integrazione dei sistemi di storage in questo mercato di sbocco.
Il caso di Energy Resources è di interesse anche perché mette in luce uno dei dilemmi ancora irrisolti
di questo possibile mercato di sbocco (e su cui si
tornerà anche in chiusura del capitolo), ovvero se
i sistemi di storage resteranno un add-on rispetto all’oggetto principale dell’offerta che rimarrà
comunque l’impianto di produzione di energia
da rinnovabili, oppure se diventeranno essi stessi il “fulcro” di una offerta tecnologica in grado
di soddisfare le esigenze dell’utente. Certamente
pare assai difficile ipotizzare che, almeno in questo mercato di sbocco, possano affermarsi meccanismi di offerta che prevedano il solo sistema di
storage.
4.1.2 La filiera dello storage al servizio
dei gestori di rete
Il mercato di sbocco dei gestori di rete è decisamente meno affollato per quanto riguarda la filiera, sia
perché sono pochi – e di grandi dimensioni – i possibili clienti, sia perché sono decisamente più com-
Per applicazioni off-grid.
126
n.d.
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4. La Filiera dello storage
Box 4.3
Energy Resources
Energy Resources è un’impresa marchigiana nata nel
2006 ed operante in vari settori “green” quali energia rinnovabile, efficienza energetica, edilizia sostenibile e mobilità elettrica, la quale nel 2012 ha raggiunto i 100 MW
di impianti alimentati da fonti rinnovabili installati, configurandosi come uno dei principali system integrator a
livello nazionale, ed aspira inoltre a raggiungere quota
500 MW di installato entro i prossimi cinque anni.
Con riferimento particolare all’attività dell’impresa inerente ai sistemi di storage, essa ha presentato nel corso
del 2012 il cosiddetto SES – acronimo di Smart Energy
System – ossia un kit per la gestione dei flussi energetici
di utenze residenziali o di piccole imprese composto da
impianto fotovoltaico, sistema di storage, pompa di calore (in luogo di una “tradizionale” caldaia) e sistema di
controllo e gestione dei flussi energetici.
plessi i sistemi di storage necessari a soddisfarne le
esigenze.
gli snodi “critici” fra la rete ed il vero e proprio
sistema di storage.
I produttori di sistemi di storage che possono
competere su questo mercato sono in numero ridotto e per buona parte provenienti (si veda BOX
4.4) dal settore dello storage per altre tipologie
di applicazioni: si fa riferimento, in particolare, a
BYD, Enersys, FAMM, FIAMM, General Electric,
Gildemeister, NGK, Saft, Sanyo/Panasonic e Toshiba.
Sono i clienti a fissare qui le regole circa le attività
di installazione e progettazione8.
In questo caso, tuttavia, giocano un ruolo rilevante
anche i produttori di componentistica di connessione –uno fra tutti l’italiana Selta, che in questo
ambito fornisce sistemi “chiavi in mano” di automazione, controllo e supervisione delle reti e degli
impianti di produzione, trasporto e distribuzione
dell’energia elettrica – che rappresentano uno de-
Terna ritiene che la batteria sia la parte a maggior
valore aggiunto dell’intero sistema, per cui il bando di gara riguardante le batterie (in particolare,
l’orientamento è verso la tecnologia sodio/zolfo per
applicazioni "energy intensive", ioni di litio e sodio/
cloruro di nichel per applicazioni "power intensive")
è scorporato da quello per le altre componenti del
sistema9, mentre l’approccio seguito da Enel Distribuzione, che rappresenta il principale DSO nazionale, nonché quello più attivo (al pari di Acea) sul
tema storage, prevede la presenza di un system integrator che si occupi di definire la configurazione ottimale dell’intero sistema.
Box 4.4
Enersys
Vale la pena citare il caso di Enersys, azienda con headquarter negli Stati Uniti leader nella produzione di sistemi di accumulo destinati ad usi industriali, la quale a fine
2012 ha annunciato l’ingresso nel mercato dei sistemi di
accumulo destinati alla rete elettrica con il prodotto OptiGrid Stored Energy Solutions, il quale può essere customizzato secondo diverse alternative tecnologiche (piombo, litio) in funzione delle specifiche esigenze del committente.
8
E talora adottando soluzioni “alternative” allo storage. All’interno del Gruppo Dolomiti Energia, la società SET Distribuzione S.p.A. svolge l’attività di distribuzione di energia elettrica nel territorio provinciale del Trentino. Essa è subentrata ad Enel Distribuzione nella gestione degli impianti e nel servizio di
distribuzione dell’energia elettrica in provincia di Trento a partire dal 1° luglio 2005. SET Distribuzione ha deciso negli scorsi anni di effettuare investimenti
di potenziamento della propria infrastruttura di rete, alternativi ai sistemi di storage, nelle situazioni in cui la diffusione degli impianti alimentati da fonti
rinnovabili non programmabili lo richiedesse, ritenendo questa soluzione maggiormente valida dal punto di vista tecnico ed economico rispetto all’adozione
di sistemi di storage.
9
Per la precisione sono ad oggi solo sei gli operatori “qualificati”, ai sensi dello standard IEC 61850 - Standard definito dalla Commissione Elettrotecnica
Internazionale (International Electrotechnical Commission – IEC) per la progettazione dei sistemi di automazione per le sottostazioni elettriche – per
partecipare alle gare del gestore di trasmissione riguardanti i sistemi di storage (ossia i componenti elettronici ed elettromeccanici, oltre alle opere civili
necessarie, escludendo il dispositivo di accumulo,): ABB, Alstom, Col Giovanni Paolo, Ducati Energia, Selta e Siemens.
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127
4. La Filiera dello storage
E gli operatori, di conseguenza, si adeguano.
Due casi emblematici fanno riferimento ad ABB e
Siemens, le quali si propongono a questo segmenti di clientela secondo un modello che prevede sia
la possibilità di fornitura di impianti “chiavi in
mano” (comprendenti cioè l’intero “sistema” di storage, ivi compresa l’apparecchiatura di accumulo)
che la possibilità di fornire uno o più componenti
del sistema medesimo.
Siemens ha a portafoglio un sistema “chiavi in
mano” (il cosiddetto “SIE-STORAGE”, che integra batterie agli ioni di litio reperite da diversi fornitori, quali LG e Panasonic, con componentistica
di Siemens), oppure è in grado di fornire i diversi
componenti di un sistema di accumulo fatta eccezione per il dispositivo di accumulo. In particolare,
Siemens si sta occupando dell’integrazione dei sistemi di storage installati sulle reti di trasmissione e
distribuzione all’interno dei sistemi di telecontrollo
delle reti, facendo leva sul fatto che la maggior parte
dei sistemi di telecontrollo delle reti di distribuzione
in Italia (circa il 90%, con riferimento ai principali DSO quali Enel, Acea, Hera, ASM Terni, Iren) è
oggi realizzata con suoi prodotti. Allo stesso tempo,
per Terna, Siemens sta sviluppando sistemi ad hoc
per il telecontrollo delle cabine che ospiteranno i sistemi di storage anche di altri operatori.
ABB, dal canto suo, in coerenza con la sua impostazione strategica, si propone a questo target di clienti
con due approcci differenti, ossia da system integrator (che prevede la progettazione e realizzazione di
un impianto “chiavi in mano”, compreso di batterie)
e da fornitore di prodotto, ponendosi cioè come fornitore di singoli prodotti per un sistema di storage
(dalla batteria all’elettronica di potenza ai sistemi di
controllo di sottostazione o di distribuzione). 4.2 La competizione sui
“mercati di sbocco”: modelli di
business a confronto
Sebbene, come già più volte richiamato in questo
Rapporto, non si possa parlare di un vero e proprio
mercato per i sistemi di storage in Italia, è altrettanto vero – e questo capitolo ne è la prova – che diversi
operatori (ed anche non di piccole dimensioni) si
stanno attrezzando per avere un'offerta di soluzioni
adeguata agli sviluppi che si attendono nel prossimo
futuro.
L’assenza di un vero e proprio mercato, tuttavia, fa
sì che si confrontino –per ora come opposti schieramenti su una scacchiera prima dell’inizio della
partita – schemi di gioco, o meglio modelli di business fra di loro anche molto diversi.
Giova innanzitutto distinguere – ancora una volta,
ma con una variabile differente – i due mercati di
sbocco:
•• quello dei gestori di rete, che è chiaramente
un mercato “regolato”, ovvero dove l’attore nel
mercato (il cliente del sistema di storage) agisce dietro input del Legislatore, che può anche
(si veda PARAGRAFO 2.2) rendere remunerativi investimenti in origine non convenienti;
•• quello dei produttori e utilizzatori di energia,
che invece è guidato primariamente dalle leggi di mercato e dove semmai il Legislatore può
intervenire con l’obbligo di erogare una o più
specifiche funzionalità a beneficio del sistema
elettrico. Obbligo che il singolo potrebbe soddisfare (in tutto o in parte) grazie alla realizzazione
di un sistema di storage.
Per i gestori di rete (in particolare di trasmissione) il mercato è ad oggi quello dei progetti pilota,
che riconosce la possibilità di dotare le rispettive
reti di competenza di sistemi di storage (D.lgs. 1
giugno 2011, n. 9310) e l’opportunità di prevedere il
riconoscimento ai fini tariffari di tali investimenti
(Delibera AEEG ARG/elt 199/11)11. Ed anche per il
futuro non pare esserci molta alternativa a quella
della fornitura di soluzioni di storage secondo il
modello definito nel precedente paragrafo.
Anche se – per onore di cronaca – qualche incertezza (a detta degli operatori solo “sulla carta”) permane ancora circa l’effettiva inalienabilità dei sistemi di
storage: per quanto concerne il gestore della rete di
trasmissione (Terna), appare definito l’orientamento
da parte del Legislatore che vede i sistemi di storage
come “asset di rete” e quindi non cedibili o operabili
da terzi, mentre per quanto concerne i gestori del-
10
Per l’analisi di dettaglio dei provvedimenti normativi citati in questo capitolo, si rimanda al CAPITOLO 2.
Come discusso all’interno del CAPITOLO 2, la sperimentazione sui sistemi di storage riguardante la rete di distribuzione è attualmente in stand-by, in
attesa di una più ampia revisione del sistema di dispacciamento, di cui si attende l’emissione da parte dell’AEEG di un Documento di Consultazione (DCO). LA
rete di distribuzione è stata invece interessata dai progetti pilota di “smart grid” (ai sensi della Delibera AEEG ARG/elt 39/10), nel cui novero può rientrare
anche l’adozione di sistemi di storage (eventualità che si è verificata in due casi sugli otto progetti ammessi ad incentivazione).
11
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4. La Filiera dello storage
la rete di distribuzione pare possibile che i sistemi
di accumulo possano essere installati ed eserciti
anche da soggetti terzi con l’obiettivo di offrire risorse per la regolazione nell’ambito del Mercato dei
Servizi del Dispacciamento12.
Se lo “storage manager” pare solo una opzione
lontana per il mercato dei gestori di rete, ben diverso è il caso del mercato dei produttori ed utilizzatori di energia.
In particolare, dall’analisi delle attuali dinamiche
di mercato (non solo nel nostro Paese) emergono
alcuni modelli che vale la pena sottolineare, con
particolare riferimento a quei segmenti (prosumer
e micro-grid) in cui all’impianto FRNP è associata
la presenza di carichi elettrici.
Un modello di sicuro interesse è quello della integrazione fra sistemi di storage e sistemi di produzione e consumo di energia. Nel 2013 due multinazionali francesi, Saft, che si occupa della produzione
di dispositivi di accumulo, e Schneider Electric,
che offre soluzioni nell’ambito dell’energy management e delle smart grid, hanno dato vita ad una
partnership con l’obiettivo di offrire ai segmenti di
clientela commerciale ed industriale un’offerta integrata comprendente il sistema di accumulo (in
soluzioni modulari, dove l’unità minima prevede
un dispositivo di accumulo agli ioni di litio da 100
kW/50 kWh) ed una piattaforma centralizzata
che monitora la produzione dell’impianto FRNP,
lo status del sistema di accumulo e dei carichi di
utenza al fine di ottimizzare la gestione dei flussi
energetici. Inoltre, l’intelligenza centrale è in grado
di gestire eventuali segnali di “demand response13”
provenienti dalla rete.
Il primo “risultato concreto” di questa partnership
dovrebbe veder la luce nell’estate 2013, e consistere
nell’implementazione del sistema presso un edificio
adibito ad uso ufficio in Francia, di proprietà del
Syndicat Départemental d’Énergies du Morbihan.
Al di là del caso specifico, è evidente la centralità
del sistema di storage, attorno al quale viene costruita l’offerta. Un paradigma completamente
opposto a quello ipotizzato sino ad ora di storage
come add on dell’impianto FRNP.
Un nuovo paradigma che sta emergendo, soprattutto negli Stati Uniti, fa riferimento al cosiddetto
“microgrid-as-a-service”, un modello che prevede
la realizzazione e gestione di una micro-rete da
parte di un’impresa (o di un pool di imprese), la
quale si prende in capo l’onere dell’investimento
iniziale che ripaga attraverso la vendita dell’energia e dei servizi di rete ai clienti della micro-grid
stessa. In questa direzione va, ad esempio, la recente
fusione, avvenuta nel Marzo 2013, tra Green Energy Corp (full-service provider di sistemi sostenibili
per la gestione di energia, acqua ed agricoltura per
comunità circoscritte), Horizon Energy Group ed
Horizon Microgrid Solutions (leader nella progettazione e realizzazione di micro-reti).
Rimanendo in Italia, sono allo studio possibili soluzioni in un cui un soggetto “aggregatore” si
possa porre – attraverso la gestione di un sistema
di storage – come intermediario tra le utility ed
i consumatori di energia elettrica (soprattutto ai
“prosumer”), offrendo alle prime il servizio di distacco/modulazione dei carichi/generazione in funzione delle necessità contingenti ed ai secondi la
continuità di assorbimento/immissione dell’energia
elettrica.
Un modello da “storage manager” che si fonde con
un soggetto di fatto assimilabile alle attuali ESCo
- Energy Service Companies14, che hanno avuto ed
attualmente hanno un ruolo “propulsivo” nella diffusione degli interventi di efficienza energetica.
Modelli questi appena citati che saranno tanto più
verosimili quanto più – come si attendono tutti gli
operatori e come in parte recentemente già accaduto con l’attribuzione, a partire dal 2013, dei corrispettivi di sbilanciamento all’energia prodotta dagli
impianti FRNP –saranno posti in capo ai soggetti
di questo “mercato di sbocco” obblighi di fornire al
sistema elettrico servizi di rete (come ad esempio la
regolazione primaria).
Non è ancora chiaro se e come questi modelli si
12
Ad esempio, nella prospettiva di un dispacciamento locale, nel caso in cui si richieda agli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili FRNP
di fornire servizi di rete al pari delle unità di produzione convenzionali, le risorse per la regolazione potrebbero essere fornite da sistemi di storage nella
disponibilità dell’utente stesso o di un trader che vende il servizio agli utenti attivi o al gestore di rete.
13
Si fa riferimento a cambiamenti nell’utilizzo dell’energia elettrica da parte del consumatore finale rispetto ai suoi normali pattern di consumo, a seguito
di segnali di prezzo o altre tipologie di incentivi volti ad indurre tale cambiamento nel momento in cui il costo di produzione dell’energia è maggiore o quando
la stabilità della rete è a rischio.
14
Cfr. Energy Efficiency Report 2011.
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4. La Filiera dello storage
Box 4.5
Le possibili ricadute occupazionali dello storage in Italia
Appare interessante, in conclusione del capitolo, riflettere su quanto potrebbe “cubare” in termini di ricadute
occupazionali la filiera nazionale dei sistemi di storage
qualora il mercato potenziale stimato si traducesse in
concrete installazioni.
Da un confronto con il Gruppo Accumuli di ANIEEnergia, che ad oggi annovera al suo interno 1615 tra i
principali operatori del settore (e con un totale stimato
di dipendenti direttamente impiegati pari a circa 4.900
unità), è emersa una stima per il potenziale di mercato
associato ai sistemi di storage di circa 15-20.000 posti di
lavoro a regime al 2020.
Per dare un’idea della “rilevanza” di questo dato, è possibile confrontarlo con l’attuale livello occupazionale che contraddistingue il settore fotovoltaico, che indubbiamente
rappresenta, tra le fonti rinnovabili, quello maggiormente
sviluppato in Italia. Se si guarda agli ultimi dati a consuntivo disponibili, riferiti all’anno 2012, la filiera fotovoltaica
nazionale consta di circa 800 imprese attive nelle diverse
fasi in cui essa si articola (dalla produzione dei vari componenti d’impianto alla distribuzione ai clienti finali),
corrispondente ad un numero complessivo di impiegati
diretti stimabile nell’ordine delle 14.000 unità.
Lo sviluppo di una filiera nazionale dello storage potrebbe dar luogo ad una crescita occupazionale importante,
potranno affermare, ma è certo – e gli operatori
appaiono particolarmente interessati da questa opportunità – che i sistemi di storage potranno dare
vita nel prossimo futuro non solo a nuovi mercati
ma anche a nuovi modelli di business, nella gestio-
paragonabile a quella registrata in un comparto assai
rilevante in questi anni quale è il fotovoltaico (seppur è
bene sottolineare che la stima fa riferimento al caso “ideale” in cui tutto il potenziale teorico associato ai sistemi di storage si traduca in installazioni concrete da qui
al 2020, eventualità che ad oggi appare di non semplice
concretizzazione).
Una seconda considerazione importante a questo proposito riguarda un ulteriore “beneficio” sulle dinamiche
occupazionali a livello Paese derivante dalla diffusione
dei sistemi di accumulo. Com’è noto, nell’ultimo periodo
il settore delle rinnovabili, fotovoltaico in primis, è stato
interessato, in virtù di una ragguardevole riduzione della nuova potenza installata, da una netta riduzione degli
occupati (con riferimento al fotovoltaico, la stima della
riduzione del numero di occupati diretti tra il 2011 ed il
2012 si attesta intorno al 20%, essendo passati dalle circa
18.000 unità censite a fine 2011 alle 14.000 di fine 2012).
Da questo punto di vista, la diffusione dei sistemi di storage in accoppiamento alle rinnovabili può rappresentare
per le imprese operanti in questo settore un’opportunità
di diversificazione del loro business e di miglioramento
della propria offerta sul mercato, limitando l’erosione di
posti di lavoro che si è verificata e che si prevede possa
continuare nei prossimi anni.
ne ed intermediazione degli stessi, e quindi ad una
nuova dinamica imprenditoriale.
Dinamica imprenditoriale di cui, come riporta il
BOX 4.5, vi è quanto mai bisogno nel nostro Paese.
15
Si tratta di ABB, Col Giovanni Paolo, Enersys, Exide Technologies, FAAM, FIAMM, NEC Italia, Nidec ASI, Power One, SAET, Sicon, Siemens, SMA Italia,
Toshiba T&D Europe, Tozzi Electrical Equipment, Vipiemme.
130
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5.
La TECNOLOGIA
dell'AUTO ELETTRICA
L
’obiettivo del capitolo è fornire una panoramica delle principali tecnologie “abilitanti” la
mobilità elettrica, ossia l’auto e l’infrastruttura di ricarica, ciascuna delle quali è oggi interessata da importanti sviluppi tecnologici finalizzati
a consentire un’ampia diffusione di questo nuovo
modello di mobilità. Per far ciò, infatti, risulta necessario superare alcuni “limiti” che attualmente
frenano la mobilità elettrica, quali ad esempio la
limitata autonomia di percorrenza garantita dal
veicolo elettrico ed il suo elevato costo di acquisto
(se confrontato con veicoli comparabili a trazione
“tradizionale”), oltre che la durata dell’operazione di
ricarica. È su questi temi che si gioca il futuro della
mobilità elettrica.
All’interno del capitolo, per quanto concerne i veicoli elettrici, si passeranno in rassegna le principali tipologie esistenti, ponendo l’attenzione in
particolare su quelle che prevedono la possibilità
(o l’esclusività) di ricarica dalla rete elettrica (mediante l’utilizzo di colonnine di ricarica o di modalità alternative). In secondo luogo, per quanto concerne le infrastrutture di ricarica, si approfondirà
in particolare la ricarica tramite colonnina, che ad
oggi rappresenta la modalità più diffusa e che, a
detta degli operatori, rappresenterà la soluzione
dominante, almeno nel breve-medio termine. Infine, saranno passate in rassegna le altre modalità di
ricarica che devono essere ancora oggetto di importanti sforzi di ricerca e sviluppo per assicurarsi un
maggior grado di diffusione sul mercato.
5.1 La tecnologia dei veicoli
elettrici
Un generico veicolo elettrico può essere classificato,
sulla base della tipologia di motorizzazione, in due
macro-categorie: (i) i veicoli elettrici “puri” (noti
anche con l’acronimo BEV – Battery Electric Vehicle), che dispongono solamente di un motore elettrico alimentato dalla batteria presente a bordo del
veicolo; (ii) i veicoli elettrici “ibridi” (noti anche
con l’acronimo HEV – Hydrid Electric Vehicle), i
quali affiancano al sistema di propulsione elettrico
un secondo motore con differente tecnologia.
Riguardo ai veicoli elettrici “puri”, i componenti principali di questa tipologia di veicolo sono
una batteria, atta all’accumulo ed alla cessione
dell’energia, un motore elettrico, che impartisce il
moto al veicolo, ed un controller, in grado di controllare la potenza fornita al motore, e quindi la
velocità del veicolo durante la marcia. Usualmente, questa tipologia di veicoli gode della cosiddetta
“frenata rigenerativa”1, ossia di un sistema che permette di recuperare, durante il processo stesso di
frenata, una parte dell’energia cinetica del veicolo,
altrimenti dissipata, utilizzandola per ricaricare la
batteria.
Riguardo ai veicoli elettrici “ibridi”, invece, esiste una sorgente primaria di energia basata su
un combustibile (idrocarburi o idrogeno), ed una
sorgente ausiliaria reversibile, ossia la batteria,
che alimenta un motore elettrico. Fino alla prima
metà del 2012, tutti i veicoli appartenenti a questa
tipologia erano equipaggiati con un motore termico alimentato a benzina. Più recentemente, invece,
sono stati introdotti modelli dotati di alimentazione
diesel (quali la Peugeot 3008 Hybrid 4 e la Citroen
DS5 Hybrid 4 Diesel).
In particolare, esistono diversi livelli di “ibridizzazione”, che vedono come “estremo inferiore”
quello rappresentato da un veicolo alimentato
unicamente da un motore a combustione interna
e come “estremo superiore” un veicolo elettrico
“puro”. Elencandoli in ordine crescente di ibridizzazione, si fa riferimento a:
•• Veicoli a ibridazione minima (cosiddetti “Micro HEV”), i quali includono unicamente il sistema “start&stop” che, mediante l’utilizzo di
un motorino elettrico di avviamento di taglia
ridotta (circa 2-3 kW), permette di spegnere e
riaccendere il motore a combustione interna in
corrispondenza di soste brevi (ad esempio al
1
Il freno rigenerativo è un dispositivo che permette, durante la fase di frenata di un veicolo, di recuperare una parte dell’energia che tipicamente viene dissipata sotto forma di calore. In particolare, a bordo dei veicoli elettrici ed ibridi è il motore elettrico ad assolvere a questa funzione, essendo utilizzato in fase
di frenata come generatore elettrico, al fine di ricaricare le batterie destinate ad alimentare il veicolo in modalità elettrica.
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133
5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
semaforo) per ridurre il tempo in cui il motore
termico “gira”;
•• Veicoli a ibridazione leggera (cosiddetti “Mild
HEV”), i quali includono un unico motore elettrico di dimensioni nell’ordine dei 10-15 kW che,
oltre alla sopraccitata funzione di “start&stop”,
supporta il motore a combustione interna in fase
di accelerazione e permette di recuperare l’energia dalla frenata (“frenata rigenerativa”);
•• Veicoli a ibridazione piena (cosiddetti “Full
HEV”), i quali includono uno o più motori elettrici in grado di svolgere le funzioni che contraddistinguono i Mild HEV, ma oltre a ciò dispongono di componenti per l’alimentazione elettrica
dimensionati al fine di permettere la trazione in
modalità puramente elettrica, anche se per distanze brevi;
•• Veicoli ibridi Plug-In (cosiddetti “PHEV”), i
quali hanno le medesime caratteristiche dei Full
HEV, prevedendo inoltre la possibilità di ricaricare il sistema di accumulo presente a bordo veicolo direttamente da rete elettrica. Tale possibilità rende opportuna la presenza di batterie aventi
maggiore capacità rispetto a quelle utilizzate sui
veicoli Full HEV, incrementando di conseguenza
la capacità di percorrenza in modalità puramente elettrica.
Alla luce di questa segmentazione, è evidente che in
ottica smart grid la categoria di veicoli ibridi che
merita una maggiore attenzione fa riferimento
ai cosiddetti “plug-in”, dal momento che sono gli
unici che permettono la ricarica del sistema di accumulo presente all’interno del veicolo direttamente
Box 5.1
Le configurazioni alternative dei veicoli ibridi
Con riferimento ai veicoli elettrici “ibridi”, si individuano tre configurazioni alternative che differiscono per lo
schema costruttivo con cui sono integrati il motore elettrico ed il motore a combustione interna.
La configurazione ibrida “in serie” prevede che il motore
elettrico fornisca l’alimentazione necessaria per impartire il moto alle ruote del veicolo, mentre il motore termico
(che non è collegato alle ruote) ha il compito di fornire,
tramite l’azionamento di un generatore, l’energia elettrica necessaria per alimentare il motore elettrico, la cui
eccedenza viene utilizzata per ricaricare le batterie del
veicolo. Nella marcia a potenza ridotta, il sistema di generazione alimenta il motore elettrico e ricarica contemporaneamente le batterie. Quando sono richiesti spunti
di potenza, le batterie restituiscono questa energia, affiancandosi al generatore nell’alimentazione del motore
di trazione.
Esempi di veicolo ibrido in serie (che prende anche il
nome di Extended-Range Electric Vehicle) sono la Chevrolet Volt, sviluppata da General Motors, e la Opel Ampera.
Questa configurazione presenta come vantaggio principale il fatto di poter utilizzare il motore termico nelle
condizioni di maggior efficienza, a fronte dello svantaggio principale dovuto al fatto che durante la conversione
dell’energia parte di questa viene persa, cosa che non accadrebbe con la trasmissione diretta. Inoltre, poiché tutta l’energia elettrica deve passare necessariamente attraverso il generatore e il motore, tali componenti devono
134
essere sovradimensionati (rispetto alla configurazione in
parallelo), aumentando considerevolmente il costo del
sistema.
La configurazione ibrida “in parallelo” prevede invece
che sia il motore elettrico sia quello termico impartiscano, contemporaneamente o singolarmente, il moto alle
ruote. Tipicamente, il motore a combustione interna
determina la propulsione principale del veicolo, mentre
il motore elettrico fornisce un supporto durante le fasi
di partenza, accelerazione e velocità massima. Questa
configurazione è quella più utilizzata nei veicoli ibridi
attualmente in commercio, come ad esempio nelle Toyota Prius Hybrid ed Auris Hybrid, nella BMW X6 Active
Hybrid e nella Peugeot 3008 Hybrid4.
Il vantaggio principale di questa configurazione è che
permette l’eliminazione delle “marce basse”, ossia quelle
che determinano i maggior consumi del veicolo, inoltre
permette di realizzare veicoli di cilindrata inferiore, in
quanto il motore a combustione interna può essere supportato da quello elettrico nei momenti di necessità.
Vi è infine una terza configurazione, “serie/parallelo”, la
quale combina i vantaggi delle due configurazioni sopra
descritte, a fronte di un maggior costo di realizzazione.
In particolare, questa configurazione permette di sfruttare, a seconda delle condizioni di guida, esclusivamente
il motore elettrico o entrambi al fine di ottimizzarne il
funzionamento. Un esempio di applicazione di questa
configurazione è la Toyota Prius.
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5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
dalla rete elettrica. Viceversa, le altre categorie non
sono rilevanti da questo punto di vista, essendo di
fatto “trasparenti” al sistema elettrico.
Il BOX 5.1 riporta le diverse configurazioni possibili
nei veicoli ibridi, che sono indipendenti dal grado
di ibridizzazione del veicolo stesso.
Per i veicoli elettrici, specialmente per quelli che
prevedono la possibilità di ricarica da rete (BEV e
PHEV), il dispositivo di accumulo che ne abilita
(in toto o in parte) il funzionamento rappresenta
un elemento cruciale, sia in termini di costi sia di
prestazioni che esso permette di conseguire. Rimandando al PARAGRAFO 1.2.1 per la descrizione del
principio di funzionamento di tali dispositivi, il BOX
5.2 presenta le principali tipologie di dispositivi di
accumulo ad oggi utilizzate nei veicoli elettrici.
5.2 Le tecnologie per la
ricarica dei veicoli elettrici
La presenza di un’idonea infrastruttura di ricarica rappresenta una condicio sine qua non per la
diffusione su ampia scala della mobilità elettrica.
Attualmente esistono diverse “tecnologie” alternative con cui è possibile effettuare la ricarica dei veicoli
elettrici: quella che ad oggi la fa da padrone è sicuramente la ricarica tramite colonnina, mentre vi
sono altre applicazioni “di nicchia” che sono state e
sono oggetto di sperimentazione, come ad esempio
il battery swapping e la ricarica ad induzione.
5.2.1 La ricarica tramite colonnina
Attualmente la modalità di ricarica più diffusa per
i veicoli elettrici è quella che prevede la ricarica “da
colonnina”, che assume diverse fattezze in funzione
dell’ambito in cui avviene la ricarica (ad esempio
domestico o pubblico) e delle caratteristiche della
ricarica stessa.
Le due principali alternative per la ricarica da
colonnina sono quelle in corrente continua ed in
corrente alternata. Più in generale, si individuano
quattro diverse modalità di ricarica, previste dallo standard IEC2 61851-1 , che variano in funzione
del tipo di corrente che riceve il veicolo (che può essere continua, alternata monofase o alternata trifase), della tensione (per la corrente alternata varia tra
i 110V monofase ed i 480V trifase), della presenza o
meno di messa a terra e di linee di controllo per abilitare un dialogo mono o bi-direzionale fra il veicolo
e la stazione di ricarica ed, infine, della presenza e
relativa ubicazione di un dispositivo di protezione.
Box 5.2
Le batterie utilizzate nei veicoli elettrici
I veicoli elettrici sono dotati di un motore elettrico che,
per il suo funzionamento, utilizza energia contenuta in
una o più batterie ricaricabili. Pertanto il sistema di batterie rappresenta un elemento cruciale, sia in termini di
costo che di prestazioni offerte.
La capacità di accumulo della batteria, in termini di
energia elettrica che essa è in grado di fornire, è funzionale al “peso relativo” della trazione elettrica rispetto
al funzionamento complessivo del veicolo: per quanto
concerne i PHEV, la capacità varia tipicamente tra i 5-7
kWh (rispetto ai veicoli ibridi con minor grado di ibridizzazione, ove la capacità è nell’ordine di 1-2 kWh),
mentre per i BEV la capacità si attesta tipicamente tra
i 7-25 kWh.
Le principali tipologie di batterie utilizzate in passato
nei veicoli elettrici fanno riferimento alle tecnologie al
piombo ed al nichel, mentre recentemente i produttori si
stanno muovendo verso le tecnologie al litio ed al sodio/
cloruro di nichel. Analogamente a quanto discusso nella
prima parte del Rapporto per le applicazioni a supporto
del sistema elettrico, la densità energetica rappresenta un
fattore cruciale per la scelta delle tipologie di batterie, in
virtù della necessità che queste occupino il minor spazio
possibile, abbiano il minor peso possibile e garantiscano
una percorrenza sufficiente.
In particolare, le batterie al litio, grazie alle prestazioni
attualmente offerte (in primis l’elevata densità energetica) ed alle ulteriori prospettive di miglioramento, rappresentano l’alternativa verso cui il mondo dei produttori
di veicoli elettrici sta convergendo.
2
L’International Electrotechnical Commission (IEC) è un'organizzazione internazionale per la definizione di standard in materia di elettricità, elettronica e
tecnologie correlate.
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5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
Per le modalità di ricarica in corrente alternata,
che ad oggi rappresenta la modalità più diffusa,
sono previste tre alternative (cosiddette Mode 1,
Mode 2, Mode 3). In questa fattispecie, tutti i componenti di potenza risiedono sul veicolo, pertanto
una stazione di ricarica in corrente alternata non
necessita di un inverter al proprio interno (in quanto la corrente che arriva al punto di ricarica dalla
rete elettrica è alternata), da cui deriva che questa
tipologia di infrastruttura è decisamente meno costosa rispetto a quella in continua (il range di costo
può variare indicativamente dai 2 ai 7 mila € per la
stazione in alternata e tra i 12 ed i 18 per quella in
continua).
La prima modalità di ricarica in corrente alternata,
cosiddetta “Mode 1”, prevede che il veicolo elettrico sia collegato alla colonnina attraverso un sistema
presa-spina standardizzato che sopporta una corrente massima pari a 16 A e non eccede i 250 V monofase o i 480 V trifase. La presa può essere di formato domestico (ad esempio schuko), o di formato
industriale. È presente sul cavo di alimentazione un
conduttore di protezione.
In alcuni Paesi (ad esempio negli USA) non è ammessa questa modalità di ricarica, mentre in altri è
raccomandato e/o obbligatorio un RCCB (ResidualCurrent Circuit Breaker), ossia un sistema di protezione a corrente residua in grado di interrompere il flusso
elettrico in caso di guasto verso terra o folgorazione
fase-terra. Questo dispositivo di sicurezza è utilizzato
principalmente per installazioni domestiche.
Questa modalità di ricarica è utilizzata per le
ricariche lente, in particolare per gli scooter e le
minivetture. Si stima che il tempo tipico per una
ricarica completa sia nell'ordine delle 3 ore per un
voltaggio pari a 400 V trifase, salendo fino a 6-8
ore per una infrastruttura caratterizzata da un
voltaggio di 230 V monofase.
La seconda modalità di ricarica in corrente alternata, cosiddetta “Mode 2” (che si pone in qualche
modo in posizione intermedia tra la “Mode 1” e la
“Mode 3”), prevede che il veicolo elettrico sia connesso alla rete di alimentazione mediante un sistema presa-spina standardizzato che sopporta una
corrente di 32 A e non eccede i 250 V monofase o
i 480 V trifase. Tale modalità è sfruttata quando un
veicolo, generalmente predisposto per la ricarica in
3
Mode 3, è ricaricato da una presa di tipo comune
utilizzando l’apposito cavo dotato di un dispositivo per la protezione ed il controllo, configurandosi
di fatto come una modalità di ricarica prevalentemente occasionale o di emergenza. In particolare,
utilizza un cavo di alimentazione con conduttore di
protezione, conduttore pilota di controllo e sistema
di protezione RCCB. Si stima che il tempo tipico
per una ricarica completa sia di circa 2 ore per un
voltaggio pari a 400 V trifase, salendo fino a 3-4
ore per un’infrastruttura caratterizzata da un voltaggio di 230 V monofase.
La terza modalità di ricarica in corrente alternata,
cosiddetta “Mode 3”, prevede che il veicolo elettrico
sia collegato alla rete attraverso un EVSE (Electric
Vehicle Supply Equipment) specifico, poiché la ricarica è effettuata a 230/400 V. È necessaria la predisposizione di un controllore di ricarica all’interno
dell’infrastruttura, che a sua volta è connesso al caricatore a bordo del veicolo. Questa modalità richiede la predisposizione di un dispositivo RCCB e di
una protezione contro il sovraccarico. È raccomandato anche l’uso di uno scaricatore di sovratensione.
La stazione di ricarica, a colonnina o a parete,
può essere posta in ambiente privato, pubblico o
semi-pubblico3, e di solito include anche i necessari sistemi di protezione (interruttore differenziale e magnetotermico) e un eventuale contatore di
energia. Si stima che il tempo tipico per una ricarica completa sia nell’ordine di 1-2 ore per un
voltaggio pari a 400 V trifase ed una corrente di
63 A, salendo fino a 3-4 ore per un’infrastruttura
caratterizzata da un voltaggio di 230 V monofase
e corrente di 32 A.
La quarta modalità di ricarica , cosiddetta “Mode
4”, prevede che la corrente elettrica arrivi alla colonnina di ricarica in alternata e venga trasformata
dall’inverter predisposto all’interno della colonnina
in corrente continua, con la quale viene caricata la
batteria del veicolo. La tensione è regolata dal sistema di controllo della ricarica posto sulla vettura, che
è in grado di comandare in remoto il caricabatteria
posto sulla colonnina, tramite un idoneo protocollo
di comunicazione.
In particolare per la ricarica a corrente continua sono
stati definiti due sotto-modi di funzionamento:
•• DC Level 1 (fino a 500 V e 80 A, potenza 40
kW). Si stima che il tempo tipico per una ricarica
Si fa riferimento in particolare a luoghi, quali parcheggi di esercizi commerciali, centri commerciali, accessibili dalla clientela di suddette attività.
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5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
completa sia di circa 30 minuti;
•• DC Level 2 (fino a 500 V e 200 A, potenza 100
kW). Si stima che il tempo per una ricarica completa possa ridursi fino a soli 10-15 minuti.
La TABELLA 5.1 sintetizza le principali caratteristiche associate a ciascuna della quattro modalità di ricarica dei veicoli elettrici sopra menzionate.
Tabella 5.1
Modi di ricarica standard definiti dallo standard IEC 61851-1
(Fonte: Elaborazione da Piano nazionale infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica)
Corrente
AC
AC
Potenziale
max 16 A max 250 V monofase
max 480 V trifase
Tempo
di ricarica4
3 - 6 ore
2 - 4 ore
•• usa una presa
AC non dedicata;
•• il cavo non è fisso
•• ambiente domestico
né all’auto né alla
•• ambiente pubblico
presa;
•• interruttore differenziale sul cavo
1 - 2 ore
•• usa una presa
AC dedicata;
•• il cavo non è fisso
né all’auto né alla
presa;
•• funzioni di controllo e prestazio- •• ambiente domestico
ne permanente•• ambiente pubblico
mente installati
nel punto di ricarica;
•• comunicazione
tra auto e punto
di ricarica.
15 - 30
minuti
•• corrente alternata convertita
in continua in un
punto di ricarica;
•• corrente fornita
all’auto attraverso un cavo per•• ambiente pubblico
manentemente
fissato al punto di
ricarica;
•• comunicazione
tra auto e punto
di ricarica
spec.conn.
com
AC
max 63 A max 230 V monofase
max 400 V trifase
com
AC
4
RCD
DC
80 200 A
max 500 V
Ambito di
applicazione
•• usa una presa
AC non dedicata;
•• il cavo non è fisso
né all’auto né alla
•• ambiente domestico
presa;
•• nessun interruttore differenziale
sul cavo
RCD
max 32 A max 250 V monofase
max 480 V trifase
Altre
caratteristiche
Valore riferito a corrente e voltaggio massimi.
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5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
Guardando ai connettori con cui è possibile effettuare la ricarica in corrente alternata, attualmente
sono presenti tre differenti tipologie, promosse
da altrettanti costruttori, secondo le norme IEC
62196-1 e IEC 62196-2:5
•• il connettore di Tipo 1: Yazaki;
•• il connettore di Tipo 2: Mennekes;
•• il connettore di Tipo 3: Scame.
Il connettore di Tipo 1, sviluppato da Yazaki in
Giappone, è molto utilizzato anche negli Stati Uniti poiché risulta conforme alle prescrizioni SAE
J1772, definite dalla SAE International6. Le principali caratteristiche tecniche che lo contraddistinguono sono:
•• Monofase;
•• Massima corrente: 32 A;
•• Massima tensione: 250 V;
•• 5 pin: L1, L2 (N), Terra, contatto pilota (consente
la comunicazioni tra veicolo e stazione di ricarica), proximity (consente al veicolo di rilevare la
presenza del connettore per la ricarica e lo trattiene);
•• Grado di protezione: IPXXB7
Il connettore di Tipo 2, prodotto dall’azienda tedesca Mennekes, è nato per soddisfare le esigenze di
carica rapida e per le modalità cosiddette “fast grid”,
in modo tale da supportare un flusso bidirezionale
di energia (dalla colonnina alla vettura e viceversa).
Questa tipologia di presa presenta le seguenti caratteristiche tecniche:
•• monofase o trifase;
•• massima corrente: 63 A in AC e 70 A in DC;
•• Massima tensione: 480 V;
•• 7 pin: L1, L2 L3, N (Neutral), E (Earth), contatto
pilota e proximity;
•• Grado di protezione: IPXXB
Il connettore di Tipo 3 è stato prodotto nel 2000
in Italia da Scame, la quale in partnership con le
aziende francesi Legrand e Schneider ha fondato la
EV Plug Alliance8. È disponibile in tre versioni (co-
siddette 3A, 3B e 3C), comprendenti anche la ricarica rapida. Le tre diverse versioni sono previste dalle
norme di riferimento, ma solo il tipo 3C ha la stessa
universalità di impiego in monofase a 16 A come in
trifase a 32 A. Le principali caratteristiche di questo
connettore sono:
•• Monofase o trifase;
•• Massima corrente: 63 A in AC;
•• Massima tensione: 480 V;
•• 4, 5 o 7 pin (in quest’ultima 2 sono per il controllo pilota);
•• Grado di protezione: IPXXD9
Il connettore Scame di Tipo 3C è l’unica presa in
commercio dotata di shutter, ossia di speciali otturatori che impediscono ogni contatto accidentale con parti in tensione o l’inserimento di corpi
estranei nella presa, caratteristica che rende la
presa più sicura rispetto alle altre soluzioni presenti sul mercato. Il connettore raggiunge infatti
il livello di protezione IPXXD. Grazie alla presenza degli otturatori, nei casi di ricarica domestica, è
possibile mantenere lo stesso livello di protezione
che necessitano le normali prese domestiche.
Attualmente, per la connessione lato-veicolo le tipologie di connettori più diffuse sono la Yazaki
(tipo 1) e la Mennekes (tipo 2), mentre sul lato
colonnina, su suolo europeo, sono utilizzate la
Mennekes (tipo 2) e la Scame (tipo 3C). La norma
IEC 62196-2 prevede che per la modalità di ricarica
“Mode 3” siano applicabili tutti e tre i tipi di connettori. Dall’altro lato, ad oggi, non sono presenti
esempi concreti dell’applicabilità delle tre tipologie
di connettori al “Mode 1”. In Giappone e negli USA
il “Mode 2” è comunemente associato al connettore
di tipo 1.
Guardando invece alle tipologie di connettori
con cui è possibile effettuare la ricarica in corrente continua, si fa in particolare riferimento al
connettore “CHAdeMO10”, idoneo a ricariche sino
a 62,5 kW (500 V, 125 A). Tale connettore, proposto
5
IEC 62196 è uno standard internazionale per i connettori elettrici e le modalità di ricarica della Commissione Elettrotecnica Internazionale (IEC). IEC
62196-1 si riferisce alle spine di alimentazione multifase e industriali. La IEC 62196-2 contiene una classificazione dei tipi di spine:
•• IEC 62196-2 "Type 1" - single phase vehicle coupler - reflecting the SAE J1772/2009 automotive plug specifications;
•• IEC 62196-2 "Type 2" - single and three phase vehicle coupler - reflecting the VDE-AR-E 2623-2-2 plug specifications;
•• IEC 62196-2 "Type 3" - single and three phase vehicle coupler with shutters - reflecting the EV Plug Alliance proposal.
6
SAE International è un'associazione mondiale che conta oltre 128.000 ingegneri ed esperti tecnici nei settori aerospaziale, autoveicolistico e dei veicoli
commerciali.
7
È un grado di protezione stabilito dalla IEC, che garantisce l’inaccessibilità al dito di prova.
8
Associazione che intende garantire la conformità delle connessioni dell’alimentazione dei veicoli elettrici con il progetto delle norme CEI, al fine di creare
uno standard europeo che assicuri il più alto livello di sicurezza.
9
È un grado di protezione stabilito dalla IEC, prevede la presenza dello shutter (ossia di otturatori che impediscono ogni contatto accidentale con parti in
tensione o l’inserimento nelle prese di corpi estranei), garantisce l’inaccessibilità al filo di prova 1 mm.
10
Il termine “CHAdeMO” è formato dalla contrazione delle parole “CHArge de MOve”, ovvero “charge for moving” (una carica per muoversi), la quale rievoca
l’espressione giapponese “O cha demo ikaga desuka”, che significa “caricare la batteria nel tempo necessario a consumare un thè”.
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5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
da un consorzio privato industriale formato da produttori di automobili (Toyota, Nissan, Mitsubishi,
Subaru), dalla utility TEPCO e da altre 158 compagnie (di cui 20 non giapponesi), sarà coperto dalle
norme IEC 61851-2311 e IEC 61851-2412. Lo scopo
del consorzio giapponese è quello di commercializzare una tipologia di connettore che permette
di fornire un quantitativo di energia con un tempo di ricarica rapido (10-15 minuti), tale da consentire un’autonomia del veicolo elettrico di circa
50-60 km.
In secondo luogo, dall’accordo di otto tra le principali case automobilistiche statunitensi e tedesche,
tra le quali General Motors e Volkswagen, è nato
un nuovo standard di carica combinata chiamato COMBO (Combined Charging System), il quale
rappresenta una revisione del preesistente standard
SAE J1772 (Yazaki) che consiste nell’aggiunta del
supporto per la ricarica in continua secondo i modi
DC Level 1 (fino a 500V e 80A per una potenza di 40
kW) e DC Level 2 (500 V, 200 A e 100 kW), oltre alla
già prevista possibilità di ricarica in corrente alternata. In Europa e negli USA è vista molto favorevolmente questa proposta, che consente sia la ricarica
AC che la ricarica DC. In particolare, si differenziano le due prese a seconda del mercato di appartenenza: la tipologia europea prevede una connessione AC di tipo Mennekes, unita ad una connessione
DC; mentre la versione americana combina una
connessione AC di tipo 1 con una connessione DC,
entrambe unite in un’unica spina.
5.2.2 Le modalità “alternative” per la
ricarica dei veicoli elettrici
Una prima modalità alternativa alla ricarica da colonnina fa riferimento al cosiddetto battery swapping, che prevede, in luogo della ricarica della
batteria (tramite colonnina o altra tecnologia), la
sostituzione della batteria stessa.
Questo sistema è stato proposto da un’azienda statunitense, Project Better Place, fondata nell’Ottobre
2007 da Shai Agassi, per porre rimedio ad uno dei
problemi principali di diffusione dei veicoli elettrici,
ossia il costo delle batterie ed il relativo tempo di ricarica. Tale modalità prevede infatti che il proprietario di un veicolo elettrico non acquisti la batteria
contestualmente al veicolo, bensì aderisca al servizio di battery swapping, che prevede il pagamento
da parte dei clienti di una fee13, la quale copre il leasing della batteria, il costo dell’infrastruttura di ricarica e dell’elettricità impiegata per la ricarica stessa
e la marginalità per il fornitore del servizio. Quando la batteria del veicolo è scarica, ci si reca presso
apposite stazioni di ricarica14 automatizzate, ove avviene la sostituzione della batteria con una carica.
In questo modo, oltre ad evitare l’onere di acquisto
della batteria (che pesa in modo assai notevole su
costo d’acquisto di un veicolo elettrico), il titolare è
esentato dalla gestione (compreso il fine vita) della
batteria ed inoltre si riesce ad abbattere i “tempi di
ricarica”, i quali si riducono ai pochi minuti necessari per la sostituzione della batteria.
Gli aspetti positivi di questo modello fanno principalmente riferimento a:
•• Mancato esborso per l’acquisto delle batterie e
la gestione da parte del proprietario del veicolo
(che comprende, tra le altre cose, la manutenzione e lo smaltimento);
•• Rapidità della “ricarica” rispetto alla “tradizionale” soluzione da colonnina, dal momento che
la sostituzione richiede pochi minuti;
•• Migliore gestione delle batterie, dal momento che sono ricaricate e stoccate in ambienti a
temperatura controllata (così da evitare possibili
problemi legati al surriscaldamento e quindi il
deterioramento delle stesse) e monitorate all’interno della stazione stessa (così da individuare
eventuali malfunzionamenti o anomalie);
•• Possibilità di gestire la ricarica delle batterie in
base al carico della rete, in quanto con un numero idoneo di batterie si riesce a disaccoppiare
le esigenze dei veicoli dalle esigenze della rete
elettrica.
A fronte di questi vantaggi, le principali criticità
che caratterizzano questo modello, e che ad oggi
ne hanno precluso una significativa diffusione,
fanno riferimento a:
•• Necessità di un parco auto di dimensioni ele-
11
IEC 61851-23 definisce i requisiti per le stazioni di ricarica in corrente continua in termini di sicurezza elettrica, connessioni di rete e architettura di
comunicazione.
IEC 61851-24 definisce la comunicazione digitale per il controllo della ricarica in corrente continua tra il controller del veicolo elettrico e il controller
della stazione.
13
Un abbonamento quadriennale in Israele ha un costo di sottoscrizione pari a circa 7.000 € (circa 150 €/mese).
14
Sebbene il titolare del veicolo elettrico sia libero di effettuare la ricarica mediante altre modalità, come ad esempio la ricarica da colonnina o da presa
domestica.
12
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139
5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
vate per rendere sostenibile economicamente
questo modello di business, al fine cioè di ripagare l’investimento necessario per realizzare e
gestire l’infrastruttura (stimabile nell’ordine dei
400.000 € per singola stazione);
•• Standardizzazione delle modalità di montaggio/smontaggio delle batterie per le diverse
auto elettriche;
•• Ritrosia del titolare dell’auto elettrica a privarsi della proprietà della batteria, sulla quale con
questo modello perde la capacità di controllo.
Tra questi, il tema della standardizzazione appare
quello più critico, anche a detta degli operatori del
settore, i quali ritengono poco realistico che vi possa essere una convergenza tra i diversi produttori di
veicoli elettrici rispetto alla dimensione ed alla modalità di sostituzione della batteria, che di fatto rappresenta un componente strategico del veicolo su
cui si basa la competizione tra i produttori stessi.
Le principali iniziative intraprese in questi anni da
Better Place fanno riferimento alle installazioni di
stazioni di sostituzione batterie in Israele e Danimarca ed all’accordo stipulato con il Gruppo Renault-Nissan, finalizzato alla realizzazione da parte
di quest’ultima di veicoli (in particolare il modello
Fluence Z.E.) in grado di supportare il “modello”
Better Place.
Tuttavia, il 24 Maggio del 2013 è stato comunicato il
fallimento della società, dovuto in primis al numero
ridotto di vetture circolanti che non ha permesso
di ripagare gli investimenti effettuati. Ad esempio in Danimarca, dove Better Place ha realizzato
18 stazioni di sostituzione delle batterie, le vetture
circolanti in grado di effettuare la sostituzione della
batteria, ossia la Renault Fluence Z.E., sono poche
centinaia di unità.
Ciò nonostante i produttori di auto elettriche non
sembrano ignorare questa modalità di ricarica alternativa. Nel giugno 2013, Tesla Motors ha presentato il suo nuovo modello di veicolo elettrico,
“Model S”, dotato di un sistema di battery swapping
tale da garantire una ricarica completa in circa 90
secondi. La prima stazione dovrebbe essere realizzata in California entro la fine del 2013 per un investimento nell’ordine dei 400.000 €, la quale gestirà
circa 50 batterie, mentre si prevede di richiedere al
titolare del veicolo elettrico una fee per ciascuna ri-
15
carica pari a circa 50-60 €, che permette di percorrere più di 400 km15.
Un aspetto cruciale che differenzia il “modello
Tesla” dalla proposta di Better Place è che il primo si rivolge esclusivamente ai modelli proposti
dalla casa automobilistica, viceversa Better Place si propone come un’infrastruttura di ricarica
“trasversale” ai diversi produttori di veicoli elettrici, essendo pertanto soggetto ai forti problemi
di standardizzazione sopracitati.
Appare evidente come la possibilità di veder nascere un settore di fornitura di servizi di battery
swapping possa essere fortemente influenzato
dalle azioni “push” provenienti dal mondo dei
produttori di veicoli, i quali, avendo la possibilità di commercializzare autovetture elettriche con
tempi di ricarica addirittura inferiori rispetto ai
veicoli con alimentazioni “tradizionali”, potrebbero
ottenere un importante vantaggio competitivo. Tale
modello di business avrebbe sicuramente delle
possibilità di “sopravvivenza” maggiori rispetto
a quello pensato dal precursore Shai Agassi, in
quanto:
•• I clienti finali riconoscono la possibilità di ricaricare l’autovettura elettrica con il sistema
di battery swapping offerto dal produttore del
veicolo come un servizio complementare fornito dal produttore stesso (per il quale si paga
il costo della ricarica e non dell’accessibilità al
servizio);
•• I produttori di veicoli, dal canto loro, vedono
l’offerta di questo servizio non come la fonte
principale di business, che invece fa riferimento
alla vendita dei veicoli, bensì come un “investimento” volto a complementare la propria offerta.
Pertanto si può ipotizzare per questo modello di
ricarica dei veicoli elettrici una diffusione più
limitata, legata a “nicchie” di specifici modelli di
veicoli elettrici. In coerenza con ciò, a detta di alcuni operatori del settore questo concept di ricarica dei veicoli elettrici potrebbe ritagliarsi delle
“nicchie” quali le compagnie di autonoleggio, car
sharing e taxi, dal momento che consentirebbe di
effettuare delle installazioni di dimensioni limitate, in termini di numerosità delle stazioni di sostituzione delle batterie e di numero di batterie presenti
in ciascuna stazione. Ciò consentirebbe di limitare
l’esborso dell’investimento necessario e, in secon-
Il valore è piuttosto variabile in funzione della taglia di batteria con cui è equipaggiato il veicolo.
140
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5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
do luogo, di limitare il problema della standardizzazione dei veicoli (in termini di dimensioni delle
batterie e di modalità di montaggio/smontaggio) ad
un numero contenuto di veicoli.
Una seconda modalità di ricarica alternativa alla
colonnina fa riferimento alla ricarica per induzione elettromagnetica. Si tratta di una modalità
di ricarica delle batterie dei veicoli elettrici, ad oggi
in fase di sviluppo, “wireless”, ossia che non prevede l’utilizzo di cavi, essendo basata sull’utilizzo del
campo magnetico generato da una bobina (“primaria”) posta sul terreno (tipicamente “annegata”
all’interno del manto stradale) e collegata alla rete
elettrica, il quale per induzione genera una corrente
elettrica in una seconda bobina (“secondaria”) installata a bordo del veicolo elettrico, la quale permette di ricaricare la batteria del veicolo.
Questa modalità di ricarica potrebbe trovare applicazione sia in ambito domestico che in ambito pubblico, prevedendo cioè luoghi di ricarica ad
hoc che implementino questa tecnologia. A questo
proposito, la ricerca si concentra non solo su ricariche wireless che debbano avvenire “da fermo”,
ossia ponendo il veicolo elettrico in corrispondenza della bobina alloggiata nel terreno, ma sono allo
studio anche soluzioni “dinamiche”, che prevedono che la ricarica avvenga contestualmente al moto
del veicolo. Quest’ultima modalità potrebbe trovare
applicazione ad esempio in corsie dedicate.
Ad esempio la Qualcomm, azienda americana attiva nella ricerca di soluzioni per le comunicazioni
senza fili, sta lavorando su entrambi i fronti, sviluppando tecnologie indicate rispettivamente con i
nomi di WEWC (Wireless Electric Vehicle Charging)
e DEVC (Dynamic Electric Vehicle Charging).
Un vantaggio di questa modalità di ricarica risiede nella possibilità di sotto-dimensionare la
batteria a bordo veicolo (soprattutto nel caso in
cui si preveda la ricarica “dinamica”), a fronte del
fatto che la batteria sia in grado di supportare ricariche frequenti e non complete senza degradare rapidamente le proprie performance. Inoltre, rispetto
alla ricarica tramite colonnina si minimizzerebbe
l’“ingombro” dovuto alla colonnina stessa (ed al
cavo di ricarica a bordo veicolo) e le criticità legate
a possibili atti di vandalismo.
D’altro canto, oltre alla necessaria presenza di veicoli in grado di supportare questa modalità di ricarica,
appare non trascurabile il tema della realizzazio-
ne dell’infrastruttura necessaria (ossia la posa
sul fondo stradale” delle bobine), specialmente
nel caso di ricarica “dinamica”, che prevedrebbe
una diffusione massiccia di tali dispositivi. Inoltre, altri temi che dovranno necessariamente essere oggetto di studio riguardano la “riconoscibilità”
dei soggetti che effettuano la ricarica (per effettuare
l’addebito del costo della ricarica stessa) e la valutazione dell’impatto del campo elettromagnetico sulla
salute delle persone (specialmente in applicazioni
di tipo residenziale) e sull’eventuale interazione con
altri dispositivi (ad esempio dispositivi elettronici
quali smartphone e pacemaker).
Ad oggi, vi sono diversi progetti sperimentali in
corso riguardanti questa tecnologia. Uno che vale la
pena citare fa riferimento al progetto EffizienzhausPlus mit Elektromobilität, promosso a fine 2011 ed
avviato nel marzo 2012 dal Ministero Federale dei
Trasporti, dell’Edilizia e dell’Urbanistica tedesco in
collaborazione con Mercedes.
Il progetto prevede l’utilizzo di un modello di veicolo elettrico che offre la possibilità di ricarica ad
induzione, ossia la Classe A E-CELL, che avverrà
in un appartamento realizzato ad hoc a BerlinoCharlottenburg. Si tratta di una casa monofamiliare
di 130 m2 ad alta efficienza energetica in grado di
produrre più energia elettrica rispetto all’effettivo
fabbisogno, all’interno della quale vivrà una famiglia composta da 4 persone per 15 mesi, con l’obiettivo di analizzare come questo sistema impatta
sullo stile di vita delle persone, alle quali sono stati
forniti, oltre alla Classe A E-CELL ricaricabile mediante induzione, altri mezzi per effettuare gli spostamenti in città (ossia una bici elettrica e una Smart
forTwo elettrica).
Un ulteriore progetto, che riguarda la precedentemente citata Qualcomm, prevede il test “sul campo”
della tecnologia WEVC presso la città di Londra.
Una flotta di 50 veicoli elettrici, tra cui i modelli Delta Motorsport, Delta E4 Coupè, e Renault Fluence
Z.E. ha l’obiettivo di raccogliere dati sul funzionamento in un contesto urbano della tecnologia, che
è installata presso alcuni punti di ricarica della rete
(tramite colonnina) realizzata in città da Chargemaster (società che offre sul mercato e realizza infrastrutture per la ricarica di veicoli elettrici), la quale
ha accettato di installare contestualmente alle proprie colonnine i dispositivi a terra di Qualcomm.
Un’altra tecnologia di ricarica wireless attualmente in fase di sviluppo che vale la pena citare fa rife-
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141
5. la TECNOLOGIA dell'AUTO ELETTRICA
rimento alla ricarica a risonanza magnetica, nella
quale l’energia elettrica è prodotta tramite risonanza
di un accoppiamento magnetico. Questa tecnologia,
sviluppata presso i laboratori del MIT di Boston nel
2005 e resa nota nel 2007, si basa su un principio
dimostrato già nel 1893 da Tesla.
A differenza della modalità ad induzione, non è
una corrente che passa in una bobina ad indurre la
corrente in una seconda bobina posta a bordo del
veicolo, viceversa è un segnale ad alta frequenza che
eccita un risonatore posto nel veicolo, cosicché la
sorgente può trasferire energia all’utilizzatore tro-
142
vandosi a distanza e non dovendo essere esattamente allineata. L’azienda che sta lavorando in particolare
su questa tecnologia è la statunitense Witricity (il cui
nome deriva dalla contrazione della parole “wireless
electricity”), fondata nel 2007 dal Prof. Soljačić (coordinatore del team di ricerca all’interno del MIT),
proprio allo scopo di commercializzare tale tecnologia, che trova oggi svariate possibili applicazioni oltre
ai veicoli elettrici, come ad esempio nell’elettronica
di consumo (ad esempio per la ricarica di dispositivi
mobili quali smartphone e pc) e nell’industria manifatturiera (ad esempio per la ricarica di dispositivi robotizzati ed AGV – Automated-Guided Vehicle).
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6.
La normativa
dell’auto elettrica
L
’obiettivo del presente capitolo è quello di presentare i due provvedimenti normativi – la
Delibera AEEG ARG/elt 242/10 e la Legge 7
agosto 2012 – che al momento costituiscono l’ossatura del sistema di regole entro cui si muovono
gli operatori dell’auto elettrica nel nostro Paese.
In particolare, come più volte accade purtroppo nel
nostro Paese, sarà soprattutto l’occasione per misurare la distanza fra i risultati attesi (ed il percorso
disegnato dal Legislatore) ed invece quanto effettivamente registrato sul mercato.
Per questa ragione, ciascuno dei due paragrafi in
cui è articolato questo capitolo riporta dapprima
gli obiettivi e le caratteristiche del provvedimento
normativo in esame e successivamente ne verifica i
risultati, anche sulla base del confronto con i principali operatori del settore.
6.1 La Delibera AEEG ARG/elt
242/10
6.1.1 Obiettivi e caratteristiche
La Delibera AEEG ARG/elt 242/101, del 15 dicembre
2010 ha avviato – con una certa lungimiranza a dire
il vero trattandosi ormai di quasi due anni e mezzo
addietro rispetto al momento in cui viene redatto questo Rapporto ed in un periodo dove ancora
poco si parlava di auto elettrica – un procedimento
di selezione di un massimo di sei progetti pilota da
portare a conclusione entro il 31 dicembre 2015,
con l’obiettivo di accompagnare lo sviluppo e la diffusione su larga scala della mobilità elettrica.
I progetti, per essere ammessi ad incentivazione,
dovevano possedere i seguenti requisiti minimi:
•• rappresentare una concreta dimostrazione in
campo di modalità di realizzazione ed esercizio
di infrastrutture di ricarica per la mobilità elet-
trica in luoghi accessibili al pubblico;
•• prevedere una uniforme distribuzione dei punti
di ricarica nei luoghi oggetto di intervento;
•• prevedere una specifica fase di rilevamento dei
dati (sistema di monitoraggio continuo dell’andamento della sperimentazione);
•• prevedere l’impegno a condividere con il sistema elettrico e a pubblicizzare attraverso opportuna campagna i risultati della sperimentazione.
I soggetti che possono portare avanti questi progetti pilota sono di tre tipi2:
•• le imprese distributrici di energia elettrica nella
propria area di concessione, in maniera esclusiva e
con una modalità che prende il nome di “modello
distributore”, ossia dove è il distributore elettrico a gestire in maniera esclusiva l’infrastrutturazione di ricarica per la mobilità elettrica;
•• un soggetto, anche diverso dal distributore, e
che comunque operi in regime di esclusiva (a
seguito di gara o concessione) su un’area definita
dalla Regione o dal Comune o altro Ente locale,
con una modalità che prende il nome di “modello service provider in esclusiva”;
•• soggetti anche diversi dai precedenti ed operanti in regime di concorrenza (“modello service
provider in concorrenza”, seppur con l’intervento del Comune o altro Ente locale per definire i
“requisiti minimi” e le condizioni per l’esercizio
del servizio e dell’infrastruttura di ricarica.
I progetti pilota, indipendentemente dal tipo di soggetto attuatore, garantiscono una copertura dei costi sostenuti per la realizzazione e l’esercizio delle
infrastrutture di ricarica pari a 728,00 €/anno per
punto di prelievo per la ricarica dei veicoli elettrici
(fino al 31 dicembre 2015).
Un incentivo quindi che appare sulla carta considerevole se si considera che il costo di investimento per una colonnina di ricarica è nell’ordine dei
2.000-5.000 €3 e che i costi di gestione si aggirano
nell’ordine di diverse centinaia di € all'anno. (seb-
1
Disposizioni speciali per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura e del servizio di dispacciamento ai fini della sperimentazione dei
sistemi in bassa tensione di ricarica pubblica dei veicoli elettrici.
Individuati in precedenza all’interno del DCO 37/10, recante “Disposizioni speciali per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura e del
servizio di dispacciamento ai fini della sperimentazione dei sistemi di ricarica pubblica dei veicoli elettrici”.
3
Si fa riferimento alla ricarica lenta, mentre per quella veloce i costi d’investimento per la singola colonnina sono stimabili in 12.000-25.000 €.
2
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145
6. La normativa dell’auto elettrica
bene alcuni contratti di manutenzione che prevedono anche l'erogazione di servizi aggiuntivi superano
il migliaio di € all'anno).
E’ interessante sottolineare come nei considerata
della Delibera l’AEEG affermi che la soluzione “service provider in concorrenza” appaia quella maggiormente adatta nel medio-lungo termine, mentre le altre due modalità di azione sono indicate
come più idonee per la fase di sviluppo tecnologico
e del servizio normate dalla Delibera stessa, ossia
nell’orizzonte 2010-2015.
Il Legislatore, quindi, già nel 2010 non soltanto
aveva previsto un piano di investimenti potenzialmente interessante per la mobilità elettrica, ma
anche aveva delineato con chiarezza – ed ancora
una volta con lungimiranza – i possibili model-
li di business necessari sia a gestire il transitorio
(“modello distributore” e “modello service provider
in esclusiva”) che l’entrata a regime del mercato
(“modello service provider in concorrenza”).
6.1.2 Risultati ottenuti
Se si è richiamata nel paragrafo precedente la lungimiranza del Legislatore nel “delineare” il sistema
normativo, è qui necessario mettere in luce invece
i grossi limiti nella effettiva implementazione di
quelle misure.
L’AEEG, con la Delibera ARG/elt 96/114, nel luglio
del 2011 ha selezionato 5 progetti pilota, sui 6 potenzialmente attivabili e a fronte di 10 progetti che
complessivamente avevano inoltrato richiesta5. La
TABELLA 6.1 ne riporta le caratteristiche salienti.
Tabella 6.1
Progetti pilota sull’auto elettrica selezionati dall’AEEG
Progetto
Enel
Distribuzione
A2A
Soggetto/i
attuatore/i
Enel
DistribuzioneHera
A2A, Comune di
Milano, Comune di
Brescia, Renault
Modello
distributore
service
provider in
esclusiva
Breve descrizione
Il progetto interessa sei aree (hinterland di Milano, Pisa, Genova, Bari, Perugia e le principali città dell’Emilia Romagna) e
prevede l’installazione di 310 punti di ricarica (270 da parte di
Enel Distribuzione e 40 da parte di Hera).
I sistemi di ricarica hanno le seguenti caratteristiche: 3 kW 16
A monofase per presa Scame e 25kW 32A trifase per presa
Mennekes.
I veicoli presenti nel progetto sono (i) interni6 : 140 (alcuni del
progetto e-mobility di Enel, altri per i servizi di igiene urbana di
Hera); (ii)7 esterni: 501 (non considerati ai fini della valutazione)
Il progetto interessa le aree di Milano e Brescia e prevede l’installazione 75 colonnine (52 a Milano e 23 a Brescia), ciascuna delle quali dotata di due linee di ricarica indipendenti con 2
prese ciascuna.
I sistemi di ricarica hanno le seguenti caratteristiche: una presa Scame da 16A monofase e una presa Mennekes fino a 32A
trifase, per un totale 150 punti di ricarica pubblici.
I veicoli presenti nel progetto sono (i) interni: 60 dal progetto
E-Moving, più altri 6 entro il 2015; (ii) esterni: 20, presenti nei
centri “SEMS-Car sharing elettrico”
4
Selezione dei progetti pilota di ricarica pubblica di veicoli elettrici, di cui alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 15 dicembre 2010,
ARG/elt 242/10.
5
Si fa riferimento in particolare a due progetti riconducibili al modello distributore (Comune di Isera ed Enel Distribuzione-Hera), due progetti riconducibili al
modello service provider in esclusiva (A2A, Comune di Parma) e sei progetti riconducibili al modello service provider in concorrenza (Class Onlus, Cr Charging Solar, Enel Energia, Energy Resources, Ferla Energy Infrastructure, Poste Energia).
6
Si fa riferimento a veicoli elettrici presenti o previsti per azioni dirette del proponente.
7
Veicoli elettrici presenti o previsti per effetto dello sviluppo generale della mobilità elettrica.
146
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6. La normativa dell’auto elettrica
Progetto
“ZEC – Zero
Emission City –
Piano di mobilità
elettrica per la
città di Parma,
2011 – 2015”
Enel Energia
Green Land
Mobility
Soggetto/i
attuatore/i
Modello
service
provider in
esclusiva
Comune di
Parma
Enel Energia,
Europ Assistance
VAI, Saba Italia
service
provider in
concorrenza
Class Onlus,
Ministero
dell’Ambiente, Creia
Lazio, Provincia di
Monza e Brianza,
Regione Lombardia,
Federdistribuzione,
COBAT, 365
Energy Group,
Robert Bosch,
Ingeteam, S&H
service
provider in
concorrenza
Breve descrizione
Il progetto interessa le aree di Parma e prevede l’installazione
di 2008 punti di ricarica (di cui 80 in una prima fase – 2012
- ed i restanti 120 nella seconda – entro il 2015). Anche in
questo caso, le colonnine sono “doppie” (pari pertanto a 100
unità), ciascuna delle quali dotata di 2 punti di ricarica contemporanea equipaggiate con presa Scame da 16A monofase e
presa Mennekes fino a 32A trifase.
I veicoli presenti nel progetto sono 700, di cui 100 nella prima
fase e 600 nella seconda fase, per i quali è previsto un incentivo di 6.000 € (di cui non è chiarita la fonte).
Il progetto interessa le aree di Roma, Milano e tre comuni
dell’Hinterland milanese, e prevede che le postazioni di ricarica
(26 entro il primo semestre 2013) siano localizzate presso la
rete di assistenza di Europ Assistance e Saba Italia, all’interno
di spazi privati aperti al pubblico dalle 8.30 alle 18.30, presidiati e controllati.
I sistemi di ricarica hanno le seguenti caratteristiche: 3 kW
16 A monofase per presa Scame e 25kW 32A trifase per
presa Mennekes. Inoltre, si ipotizza l’installazione di due punti
di ricarica rapida in corrente continua con protocollo di comunicazione CHAdeMO con potenza fino a 62,5 kW (uno a Roma
e uno a Milano).
I veicoli interni presenti sono 60 Smart ED (sono quelli del progetto E-mobility, considerati al 50% per il caso di Milano (flotta
considerata anche nel progetto Enel-Hera). Ulteriori 45 veicoli
indicati dal proponente non sono adeguatamente documentati,
pertanto non sono stati considerati ai fini della valutazione del
progetto.
Il progetto interessa le provincie di Milano, Roma, Genova, Bologna, Napoli, Bari, Catania, Varese,
Monza-Brianza (circa 70 comuni) e prevede l’installazione di
150 colonnine singole, di cui 107 presso centri della GDO e 43
nella Provincia Monza-Brianza.
La potenza di ricarica è standard (3 kW 16 A monofase). Nell’istanza sono citate un tipo di prese (CEE7) che non consentono
il modo di ricarica 3, che è obbligatorio per la ricarica pubblica,
tuttavia viene dichiarato che saranno rispettate le indicazioni
in fase di predisposizione da parte degli organismi europei di
normalizzazione. Sono previsti inoltre sistemi di ricarica rapida
in corrente continua presso alcuni punti vendita di due catene
di supermercati.
I veicoli presenti fanno riferimento a (i) interni: 15 Piaggio Porter e (ii) esterni: 20 auto elettriche del servizio car sharing della
società SEMS. Inoltre saranno messi in vendita nei centri commerciali partecipanti 100 scooter.
8
I punti di ricarica complessivamente previsti dal progetto sono 300, tuttavia 100 di questi fanno riferimento a punti di ricarica di utenze private, che pertanto non rientrano nella valutazione della bontà del progetto.
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147
6. La normativa dell’auto elettrica
A quasi due anni dalla selezione dei progetti pilota ammessi all’incentivazione, la situazione
non è certo esaltante. In particolare, dalla Determinazione n. 1/139 del 28 maggio 2013, che sintetizza le informazioni trasmesse (obbligatoriamente)
dai soggetti titolari del progetto pilota attraverso il
(terzo) Rapporto semestrale, emerge la percentuale di completamento (ossia il numero di punti di
ricarica installati alla data del 31 dicembre 2012)
riportata nella TABELLA 6.2.
Solo nel caso di A2A (67%) e parzialmente di Enel
Distribuzione (48%) i progetti sono abbastanza
in linea rispetto agli obiettivi dichiarati dai proponenti (sebbene il completamento della realizzazione dei punti di ricarica di A2A avrebbe dovuto
terminare nel 2012), mentre in tutti gli altri casi il
ritardo appare decisamente rilevante.
Diverse sono le ragioni di questi ritardi ma in particolare, dal confronto con gli operatori coinvolti,
sono emerse le seguenti: (i) la difficoltà del coinvolgimento delle amministrazioni comunali,
come ad esempio nel caso del progetto promosso da
Enel Distribuzione, il cui progetto procede a “velocità variabile” nei diversi ambiti comunali oggetto
del progetto pilota; (ii) la difficoltà, decisamente
superiore rispetto alle attese, di introduzione dei
veicoli elettrici nelle flotte pilota; e (iii) lo scarso
successo presso gli utenti delle colonnine pubbliche di ricarica “lenta” (si veda CAPITOLO 5) evidentemente giudicate inadatte non tanto ai ritmi degli
spostamenti (in media i veicoli sono fermi per 6 ore
tra un impiego ed il successivo10) quanto alle abitu-
Tabella 6.2
Stato di avanzamento al 31/12/2012 dei progetti pilota sull’auto elettrica selezionati dall’AEEG
Progetto
Punti installati /
Punti previsti
% completamento
Note
A2A
10011/150
67%
il completamento è
previsto entro il 2012
Enel Distribuzione
(con Hera SpA)
150/310
48%
il completamento è
previsto entro il 2013
Green Land Mobility
(Class Onlus)
31/150
21%
il completamento è
previsto entro il primo
semestre 2014
Enel Energia
0/26
0
il completamento è
previsto entro il primo
semestre 2013
0
il completamento è
previsto entro il 2012.
Il Comune di Parma,
titolare del progetto,
non ha trasmesso
all’AEEG alcun rapporto
semestrale, pertanto
l’AEEG stessa con
la deliberazione
193/2013/R/eel12 ha
avviato un procedimento
di esclusione del progetto
dall’erogazione delle
agevolazioni
ZEC –
Zero Emission City –
Piano di mobilità elettrica
per la città di Parma,
2011 – 2015
(Comune di Parma)
0/200
9
Agevolazioni riconosciute ai progetti pilota di cui all’articolo 14 della deliberazione 15 dicembre 2010 ARG/elt 242/10 per il secondo semestre 2012.
Fonte: JRC.
Sono punti di ricarica “doppi”, pertanto di fatto il numero di colonnine è pari alla metà (50).
12
Avvio di procedimento per l'esclusione di un progetto pilota di ricarica pubblica di veicoli elettrici.
10
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6. La normativa dell’auto elettrica
dini di “rifornimento carburante”.
Gli operatori contavano poi su una maggiore diffusione dei veicoli elettrici fra gli utenti privati,
che avrebbe dovuto evidentemente fare da volano per la buona riuscita dei progetti pilota. Come
si vedrà però con più dettaglio nel CAPITOLO 7, alla
fine del 2012 erano in circolazione – rispetto alle
previsioni che circolavano nel 2010 – nel nostro
Paese solo l’1-2% dei veicoli elettrici.
6.2 La Legge 7 Agosto 2012 n.
134
Il secondo provvedimento “fondante”, con il quale il
Legislatore ha inteso promuovere la diffusione della
mobilità elettrica è indubbiamente la Legge n. 13413
del 7 agosto 2012, che converte con alcune modificazioni il D.L. 22.6.2012, n. 8314, recante misure
urgenti per la crescita del Paese.
In particolare, il provvedimento prevede una serie di misure sui due fronti complementari della
mobilità elettrica: (i) quello volto a favorire la diffusione di veicoli a basse emissioni (tra cui quelli
elettrici) e quello (ii) della realizzazione di reti per
la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica.
6.2.1 Obiettivi e caratteristiche
Partendo dalle misure che hanno come obiettivo la diffusione delle auto elettriche, è opportuno
sottolineare come il combinato disposto degli art.
17-decies e 17-undecies del D.L. 22.6.2012, n. 8315
identificano un piano triennale di incentivi per
l’acquisto di veicoli a basse emissioni complessive.
Il Decreto attuativo16 del Ministro dello Sviluppo
Economico di concerto con il Ministro dell’Economia che da l’avvio al meccanismo incentivante,
è stato emanato in data 11 gennaio 2013 e pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 12.2.2013.
I veicoli17 classificati come “a basse emissioni”, categoria ben più generale delle sole auto elettriche, fanno riferimento a veicoli a trazione elettrica, ibrida,
a GPL, a metano, a biometano, a biocombustibile
e a idrogeno, in grado di produrre emissioni di
anidride carbonica in misura non superiore a 120
g/km, nonché ridotte emissioni di ulteriori sostanze inquinanti.
Per ottenere gli incentivi, i veicoli devono essere acquistati ed immatricolati per la prima volta tra il
14 marzo 2013 (ossia il trentesimo giorno successivo all’entrata in vigore del citato DM 11.1.2013) ed
il 31 dicembre 2015.
Inoltre, fatta eccezione per una quota parte ridotta
del contingente complessivo destinato all’incentivazione (pari a 4,5 mln € sul totale di 40 mln € nel
2013, accessibile a tutte le categorie di acquirenti
senza necessità di rottamazione), nel caso in cui
ad acquistare il veicolo siano imprese o lavoratori autonomi è necessario che l’acquisto avvenga
contestualmente alla rottamazione di un veicolo
che soddisfi i seguenti requisiti: (i) appartenere alla
medesima categoria di quello acquistato; (ii) risultare immatricolato da almeno 10 anni prima della
data di acquisto del veicolo nuovo; (iii) essere intestato da almeno 12 mesi dalla data di acquisto del
veicolo nuovo allo stesso soggetto intestatario del
nuovo o ad uno dei familiari conviventi alla data di
acquisto; (iv) essere obbligatoriamente avviato alla
rottamazione.
Il contributo è erogato ai soggetti richiedenti che
soddisfano i sopracitati requisiti, nella misura di
sconto percentuale sul prezzo d’acquisto18, con
un tetto massimo in base alla categoria di emissione cui appartiene il veicolo ed all’anno in cui
avviene l’immatricolazione, come sintetizzato in
TABELLA 6.3.
13
Conversione in legge, con modificazioni, del Decreto-Legge 22 giugno 2012, n. 83, recante misure urgenti per la crescita del Paese.
Misure urgenti per la crescita del Paese.
Successivamente corretto e modificato dalla Legge n. 228 del 24 dicembre 2012 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello
Stato” (Legge di stabilità 2013).
16
Incentivi per l'acquisto di veicoli a basse emissioni di CO2 di cui all'articolo 17-bis del Decreto-Legge 22 giugno 2012, n. 83, convertito, con modificazioni,
dalla legge 7 agosto 2012, n. 134.
17
Automobili, veicoli commerciali, ciclomotori, motoveicoli e quadricicli (ovvero categorie M1, N1, L1, L2, L3, L4, L5, L6e, L7e del codice della strada).
18
Il contributo in esame è riconosciuto all’acquirente del veicolo dal rivenditore mediante compensazione con il prezzo di acquisto, compresi eventuali
altri sconti e prima dell’applicazione delle imposte; le imprese costruttrici o importatrici del veicolo nuovo rimborsano al venditore l’importo del contributo
e recuperano detto importo quale credito di imposta per il versamento delle ritenute IRPEF operate in qualità di sostituto d’imposta sui redditi di lavoro
dipendente, dell’IRPEF, dell’IRES e dell’IVA, dovute, anche in acconto, per l’esercizio in cui viene richiesto al pubblico registro automobilistico l’originale del
certificato di proprietà e per i successivi. Il contributo dovrà essere ripartito in parti uguali tra un contributo statale e uno sconto praticato dal venditore.
14
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6. La normativa dell’auto elettrica
Tabella 6.3
Incentivo all'acquisto per veicoli a besse emissioni
Emissione CO2 [g/km]
Anno 2013/2014
Anno 2015
≤ 50
- 20% prezzo acquisto
- max 5.000,00 €
- 15% prezzo acquisto
- max 3.500,00 €
≤ 95
- 20% prezzo acquisto
- max 4.000,00 €
- 15% prezzo acquisto
- max 3.000,00 €
≤ 120
- 20% prezzo acquisto
- max 2.000,00 €
- 15% prezzo acquisto
- max 1.800,00 €
Nel caso delle auto elettriche, che rappresentano la
categoria di riferimento per i veicoli rientranti nella
categoria di emissioni < 50g/km (al netto di alcune
ibride plug-in), il contributo massimo di 5.000 €,
tuttavia, nella maggior parte dei casi risulta significativamente inferiore alla soglia del 20% del
prezzo di acquisto, anzi per gli autoveicoli di medie
dimensioni risulta pari al 10-15% dato il prezzo di
mercato medio di questi veicoli che si aggira attorno
ai 30 – 40.000 €.
Esiste poi un tetto alle risorse stanziate per l’erogazione degli incentivi. Inizialmente il piano prevedeva un fondo totale di 140 mln €, di cui 50 mln
€ per il 2013 e 45 mln € sia per il 2014 che per il
2015. Successivamente, però, con la citata Legge di
stabilità 2013, il budget dei primi due anni è stato
decurtato di 10 mln € per ciascun anno portando,
rispettivamente, a 40 mln €19 lo stanziamento per il
2013 e a 35 mln € quello per il 2014 (non definendo esplicitamente manovre “correttive” per il 2015).
Con riferimento all’anno 201320, la ripartizione
dei fondi disponibili è la seguente:
•• 4,5 mln € per l’acquisto, da parte di tutte le categorie di acquirenti (e senza necessità di rottamazione), di veicoli con emissioni di CO₂ non
superiori a 95 g/km, di cui una quota pari a 1,5
mln € riservata per veicoli con emissioni non
superiori a 50 g/km. La “capienza” potenziale
di questa manovra è quindi pari alla immatri-
colazione di circa 300 veicoli (quota riservata),
considerando un incentivo di 5.000 € a veicolo;
•• 35,5 mln € per l’acquisto di veicoli destinati
all’uso di terzi o utilizzati nell’esercizio di imprese, arti e professioni, e destinati ad essere
utilizzati esclusivamente come beni strumentali
nell’attività propria dell’impresa con emissioni di
CO₂ non superiori a 120 g/km, di cui 7 mln € per
veicoli con emissioni di CO₂ non superiori a 95
g/km e 3,5 mln € per veicoli con emissioni di
CO₂ non superiori a 50 g/km, corrispondenti
quindi a 700 veicoli elettrici.
Il BOX 6.1 riporta –per completezza – il sistema di
incentivazione alternativo introdotto a partire dal
2013 (ma non ancora attivo) per le auto elettriche,
collegate al loro impatto sull’efficientamento energetico del Paese.
Riguardo alle azioni di sostegno per le infrastrutture di ricarica, due sono i punti salienti contenuti all’interno del provvedimento.
Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore, ossia dal 12.8.2012, deve essere approvato il “Piano
Nazionale infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica” (presentato
dal Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti),
avente l’obiettivo di garantire per il Paese livelli minimi uniformi di accessibilità al servizio di ricarica
dei veicoli elettrici. In questo senso si riporta la ne-
19
In realtà, i fondi effettivamente disponibili per il 2013 sono pari a 39,4 mln €, a seguito dell’accantonamento di bilancio per un totale di euro 614.671
operato dal Ministero dell'Economia e Finanze, in applicazione dell' art. 16, comma 3, del DL 98/2011 e dell'art. 2 comma 1, del DL 78/2010.
La ripartizione delle risorse per il 2014 e il 2015 sarà rideterminata in base alle risorse disponibili e all’andamento registratosi l’anno precedente, attraverso uno specifico decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, pubblicato entro il 15 gennaio di ciascun anno.
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6. La normativa dell’auto elettrica
Box 6.1
L’incentivazione dei veicoli elettrici mediante il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica
Il D.M. 28 dicembre 201221, che rappresenta in ordine
temporale l’ultimo provvedimento che aggiorna in maniera sostanziale il meccanismo dei Titoli di Efficienza
Energetica (TEE), approva 18 nuove schede tecniche,
tra cui una fa specifico riferimento alla mobilità elettrica.
In particolare, si tratta della Scheda tecnica n. 42E – Diffusione di autovetture a trazione elettrica per il trasporto
privato di passeggeri - che al momento della chiusura
del presente Rapporto non risulta ancora operativa. Tale
Scheda si pone l’obiettivo di promuovere la diffusione
delle autovetture a trazione elettrica, con riferimento a
quattro specifici segmenti di mercato (“City Car”, ”Utilitarie”, “Medie”, “Medio Grandi”), a ciascuno dei quali è
assegnato un valore di riferimento di consumi di energia
primaria (riferimento ad un’autovettura “convenzionale“
appartenente al medesimo segmento di mercato e che risponde allo standard di omologazione delle emissioni di
inquinanti in vigore, attualmente EURO5), da confrontare con il consumo di energia primaria dell’auto elettrica
che intende accedere a questo meccanismo incentivante.
cessità di una intesa con le Regioni per assicurare
l’armonizzazione degli interventi in materia di reti
infrastrutturali per la ricarica dei veicoli alimentati
ad energia elettrica sul territorio nazionale.
Questo Piano (che riprende la Proposta di Direttiva
Europea riportata nel BOX 6.2), con una dotazione
pari a 20 mln € per l’anno 2013 e a 15 mln € per
ciascuno degli anni 2014 e 2015 , deve prevedere:
•• l’istituzione di un servizio di ricarica dei veicoli, a partire dalle aree urbane, applicabile
nell’ambito del trasporto privato e pubblico e
conforme agli omologhi servizi dei Paesi dell’Unione europea, al fine di garantirne l’interoperabilità in ambito internazionale;
•• l’introduzione di procedure di gestione del
Il risparmio di energia primaria ottenibile dalla vendita
di un’autovettura elettrica invece di una con alimentazione tradizionale è determinato dalla differenza tra il consumo specifico (per km) dell’autovettura di riferimento
ed il consumo specifico (per km) dell’autovettura elettrica per la quale si sta valutando il risparmio energetico,
moltiplicato per la percorrenza annua.
Questo valore, opportunamente “corretto”22, rappresenta
il beneficio economico a favore del soggetto richiedente i
TEE. Per dare un’idea del “valore” di questo incentivo, si
riportano i due esempi citati nella Scheda stessa, riferiti
ad un veicolo elettrico di classe A (“City car”), per il quale si stima di conseguire un beneficio economico di circa
40 €/anno per 5 anni, e ad un veicolo elettrico di classe C
(“Medie”), per il quale si stima di conseguire un beneficio economico di circa 70 €/anno per 5 anni.
E’ manifesta l’esiguità di questo contributo rispetto all’incentivo cui si è discusso nel resto del paragrafo, oltre al
fatto che a farne richiesta non possono essere i privati
cittadini, bensì i soggetti abilitati a partecipare al meccanismo dei TEE23.
servizio di ricarica, con particolare attenzione
(i) all’assegnazione dei costi di ricarica al cliente che la effettua, identificandolo univocamente,
(ii) alla predisposizione di un sistema di tariffe differenziate24, (iii) alla regolamentazione
dei tempi e dei modi di ricarica, coniugando
le esigenze dei clienti con l’ottimizzazione delle
disponibilità della rete elettrica, assicurando la
realizzazione di una soluzione compatibile con
le regole del libero mercato che caratterizzano il
settore elettrico.
•• l’introduzione di agevolazioni, anche amministrative, in favore dei titolari e dei gestori degli
impianti di distribuzione del carburante per
l’ammodernamento degli impianti attraverso
la realizzazione di infrastrutture di ricarica dei
21
Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell’energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il potenziamento del meccanismo dei certificati bianchi.
22
Si fa riferimento in particolare ai cosiddetti coefficienti di durabilità ed addizionalità (Cfr. Energy Efficiency Report 2012).
23
Cfr. Energy Efficiency Report 2011 e 2012.
24
Entro un mese dalla data di approvazione del Piano Nazionale, il Presidente del Consiglio dei Ministri deve poi formulare indicazioni all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) concernenti le reti infrastrutturali per la ricarica, in particolare in merito a: (i) determinazione di tariffe ad hoc per il consumo
dell’energia elettrica di ricarica dei veicoli elettrici, che ne incentivino l'uso nella fase di avvio del mercato (almeno per il primo quinquennio); (ii) riconoscimento e recupero dei costi sostenuti nell’interesse generale diretti ad assicurare la qualità, l’efficienza del servizio di ricarica; (iii) opportunità di differenziare
il regime tariffario del servizio domestico o privato di ricarica e di contabilizzare separatamente i consumi elettrici riferiti alla ricarica dei veicoli elettrici.
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6. La normativa dell’auto elettrica
Box 6.2
La proposta di Direttiva Europea sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi
Il 24 gennaio 2013 la Commissione Europea ha pubblicato una proposta di Direttiva sulla realizzazione di
un’infrastruttura per i combustibili alternativi (elettricità, idrogeno, biocarburanti, gas naturale (GNC, GNL,
GTL e GPL) .
Partendo dalla consapevolezza che, da un lato, l’assenza di un’infrastruttura per i combustibili alternativi e
di specifiche tecniche comuni per l’interfaccia veicoloinfrastruttura rappresentano un forte ostacolo alla diffusione di tali combustibili, e che, dall’altro lato, l’assenza
di uno sviluppo armonizzato dell’infrastruttura stessa
all’interno dell’Unione impedisce il conseguimento di
economie di scala sul versante dell’offerta e la mobilità
diffusa all’interno dell’Unione Europea sul versante della domanda, la proposta di Direttiva è volta a garantire
la costruzione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi e l’attuazione nell’Unione europea di specifiche
tecniche comuni per tale infrastruttura.
In particolare, la proposta di Direttiva, all’art.3, stabilisce la prescrizione per l’elaborazione di quadri strategici
nazionali volti alla promozione della diffusione dei com-
veicoli alimentati ad energia elettrica;
•• la realizzazione di programmi integrati di promozione dell’adeguamento tecnologico degli
edifici esistenti;
Al servizio del piano viene anche posta una linea di finanziamento specifica, a valere sulle
risorse del Fondo rotativo26 per la realizzazione
di progetti di ricerca riguardanti tematiche rilevanti per la diffusione della mobilità elettrica,
ed in particolare: (i) la progettazione dei dati e dei
sistemi interconnessi necessari per supportare le
reti locali delle stazioni di ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica collegati alle reti di distribuzione dell’energia elettrica; (ii) la pianificazione delle modifiche di progettazione necessarie
per garantire un’efficace gestione e funzionamento
delle reti di distribuzione dell’energia elettrica;
(iii) la valutazione delle problematiche esistenti
bustibili alternativi ed alla creazione dell’infrastruttura
minima necessaria per tali combustibili. In questo contesto, si propone di rendere obbligatoria la copertura infrastrutturale minima per l’elettricità, l’idrogeno e il gas
naturale (GNC e GNL), necessaria per garantire l’accettazione da parte dei consumatori di tali combustibili ed,
in secondo luogo, sostenere lo sviluppo e la diffusione
della tecnologia da parte dell’industria.
Per quanto concerne l’elettricità, la proposta di Direttiva,
all’art.4, prevede che ciascuno Stato membro si doti entro
il 2020 di un numero minimo di punti di ricarica per i
veicoli elettrici (definito a partire dagli obiettivi nazionali
sulla diffusione dei veicoli elettrici ed al numero atteso di
veicoli a livello Unione Europea) , il 10% dei quali sia accessibile a tutti. Il medesimo art. 4 definisce altri aspetti
importanti, tra cui il fatto che i punti di ricarica “lenti”
per i veicoli elettrici devono essere conformi alle specifiche tecniche definite nella proposta stessa, entro il 31 dicembre 2015, che i punti di ricarica rapidi devono essere
conformi alle specifiche tecniche, definite nella proposta
stessa, entro il 31 dicembre 201725.
e dei probabili sviluppi futuri relativi agli aspetti
normativi e commerciali delle reti infrastrutturali; (iv) la realizzazione di un’unità di bordo che
comunica con la stazione di ricarica, volta a ricaricare la batteria automaticamente a un prezzo
conveniente quando la rete di distribuzione dell’energia elettrica non è sovraccarica; (v) lo sviluppo
di soluzioni per l’integrazione e l’interoperabilità
tra dati e sistemi a supporto delle stazioni di ricarica e relative unità di bordo, (vi) la ricerca sulle
batterie ricaricabili.
Entro il 1° giugno 2014, i Comuni devono adeguare il regolamento edilizio prevedendo che
per il conseguimento del titolo abilitativo, per gli
edifici di nuova costruzione ad uso diverso da
quello residenziale con superficie utile superiore
a 500 mq, e per i relativi interventi di ristrutturazione edilizia, sia necessaria l’installazione di
25
Con riferimento alla ricarica in corrente alternata, i punti di ricarica elettrica dei veicoli elettrici, sia lenta che veloce, devono essere muniti di connettori
del tipo 2 (Mennekes), mentre i punti di ricarica elettrica a corrente continua rapida per veicoli elettrici devono essere muniti di connettori del tipo "Combo
2" (Cfr. CAPITOLO 5).
26
Legge 30 dicembre 2004, n. 311 (Art. 1, comma 354) e s.m.i.
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6. La normativa dell’auto elettrica
infrastrutture elettriche per la ricarica dei veicoli tali da permettere la connessione di una vettura da ciascuno spazio destinato a parcheggio
coperto o scoperto e da ciascun box auto.
Queste disposizioni non si applicano agli immobili
di proprietà delle amministrazioni pubbliche.
Allo stesso modo le infrastrutture, anche private,
destinate alla ricarica dei veicoli alimentati ad
energia elettrica costituiscono a tutti gli effetti
opere di urbanizzazione primaria (e in quanto
tali scomputabili dagli oneri di urbanizzazione
richiesti) e sono realizzabili in tutto il territorio
comunale. Inoltre, le leggi regionali devono far sì
che gli strumenti urbanistici di programmazione
territoriale siano adeguati con la previsione di uno
standard minimo di dotazione di punti di ricarica
pubblica dei veicoli elettrici, anche a corredo di attività commerciali, terziarie e produttive di nuovo
insediamento.
6.2.2 Risultati ottenuti
Se si guarda – sul fronte degli incentivi per l’acquisto di auto elettriche – ai risultati conseguiti a tre
mesi dall’entrata in esercizio degli incentivi, lo scenario che si sta delineando non appare particolarmente incoraggiante e permette di formulare alcune riflessioni sulle principali criticità che sembrano
contraddistinguere questo schema incentivante.
La TABELLA 6.4 mostra il consuntivo al 14 giugno
2013 con riferimento alle diverse categorie di po-
tenziali acquirenti ed ai livelli di emissione dei veicoli che possono accedere all’incentivo.
L’aspetto più evidente è l’enorme differenza di
sfruttamento del contingente tra le due macro-categorie. La necessità di rottamare un veicolo obsoleto (tra le altre cose, di età superiore ai 10 anni)
contestualmente all’acquisto di un veicolo a basse
emissioni, ha decisamente limitato il ricorso allo
strumento da parte delle imprese e dei professionisti, potenzialmente invece il mercato più interessante e con la maggior quota di risorse a disposizione. In particolare, anche a detta degli operatori
del settore, la condizione circa l’età del veicolo da
rottamare appare “stranamente” molto poco coerente con le abitudini medie di questo segmento di
mercato, nel quale i veicoli hanno tipicamente una
vita utile decisamente inferiore a 10 anni.
Il contingente di 4,5 mln € destinato a tutte le categorie di acquirenti senza obbligo di rottamazione è andato di contro eroso molto rapidamente a
pochi giorni dall’inizio dell’incentivazione, dimostrando comunque una certa dinamicità del mercato, o per lo meno la presenza di un certo numero
di acquirenti disposti a giocare il ruolo di early
adopters.
Passando ai valori assoluti, ossia al numero di nuovi
veicoli immatricolati che hanno goduto dell’incentivo, il quadro appare, se possibile, ancora più chiaro. A tre mesi dall’entrata in vigore hanno goduto
dell’incentivazione 1.720 veicoli, meno di 20 veicoli al giorno mediamente contro i circa 300.000
veicoli venduti nello stesso periodo riferibili ad
Tabella 6.4
Risultato incentivazione veicoli a bassa emissione al giugno 2013 – suddivisione per categoria di acquirente e livello di
emissione (Fonte: MiSE)
Categoria di acquirente
Livello di emissioni
Contingente [mln €]
Quota contingente
esaurita [%]
inferiori a 50 g/km
4,4
100%
comprese tra 50 e 95 g/km
3
100%
inferiori a 50 g/km
39,4
12%
comprese tra 50 e 95 g/km
34,5
7,4%
comprese tra 95 e 120 g/km
24,6
0,6%
Tutte (senza rottamazione)
Veicoli uso terzi e per
esercizio di imprese
(con rottamazione)
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153
6. La normativa dell’auto elettrica
Figura 6.1
Risultato incentivazione veicoli a bassa emissione al giugno 2013 – suddivisione per tipologia di alimentazione
(Fonte: MiSE)
0%
13%
30%
elettrici
3%
GPL
Metano
54%
Ibridi
Altre
alimentazioni
alimentazioni “tradizionali”27, di cui solo il 13%
(228 unità) rappresentato da veicoli elettrici. L’alimentazione a metano prevale nettamente, con 923
veicoli immatricolati (54%), come riportato in FIGURA 6.1.
Appare pertanto opportuno, e su questo diversi
operatori del settore si trovano concordi, rivedere l’architettura del meccanismo incentivante,
in particolare dedicando un budget più ampio
esclusivamente per i veicoli elettrici, che ad oggi,
come discusso in precedenza, risulta limitato per il
2013 ad 1,5 mln € per tutte le categorie di acquirenti
ed a 3,5 mln € per veicoli elettrici destinati all’uso
di terzi o utilizzati nell’esercizio di imprese, arti e
professioni (da utilizzare esclusivamente come beni
strumentali nell’attività propria dell’impresa, con
contestuale rottamazione di un veicolo obsoleto).
Il nuovo contingente, qualora non completamente
sfruttato, potrebbe comunque essere reso disponibile all’incentivazione delle altre tipologie di veicoli,
tuttavia data la rapidissima erosione del contingente
previsto per il 2013 strettamente per i veicoli elettrici, questa eventualità non appare molto probabile.
Per quanto riguarda invece il “Piano Nazionale
infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica”, la sua adozione è – ma
tutti gli operatori se lo aspettavano – decisamente
in ritardo.
Il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti ha
avviato in data 10 Aprile 2013 una consultazione
pubblica28, della durata di un mese (e che ha visto
il suo documento conclusivo pubblicato il 12 Giugno), sulla base di un primo documento da esso
redatto.
Entrando nel merito dei contenuti del documento e
dell’esito della consultazione, il Piano individua la
necessità di dividere il periodo di sviluppo in due
fasi principali e successive (“Fase 1” e “Fase 2”),
che dovrebbero portare, attraverso aggiornamenti annuali del Piano (previsti ogni anno successivo
all’approvazione del piano, entro il 30 giugno), ad
una politica consolidata e condivisa della mobilità
elettrica con un orizzonte temporale fino al 2020.
La Fase 1, cosiddetta di “Definizione e Sviluppo”,
fa riferimento al periodo 2013-2016, durante il
quale dovrà essere promossa l’introduzione dei vei-
27
Si fa riferimento a diesel e benzina.
I principali soggetti che hanno risposto alla consultazione sono (in ordine di ricezione dei contributi): SuperSaaS Italia; Energy mobility innovation; Renault
Italia; SIPRO ENERGY; CEI-CIVES; TERNA rete Italia; Piaggio & C. ; Collegio Geometri e Geometri Laureati di Milano; A2A; Repower Italia; Gruppo Koelliker/
Mitsubishi Motors Automobili Italia; Federazione ANIE; POSTE ITALIANE; Enel, C.E.P.A. ; Toyota Motor Italia; Regione Emilia Romagna - Assessorato Programmazione Territoriale, Urbanistica Infrastrutture Materiali ed Immateriali Mobilità, Logistica e Trasporti; Unindustria - Unione degli Industriali e delle
imprese di Roma Frosinone Rieti Viterbo; RSE - Dipartimento Tecnologie Trasmissione e Distribuzione; ANFIA; CEI; Federutility; Class Onlus; REGIONE LOMBARDIA - Direttore Generale della D.G. Infrastrutture e Mobilità; ABB.
28
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6. La normativa dell’auto elettrica
coli elettrici sul mercato e si dovranno definire le
norme europee di riferimento (in termini di standard riguardanti le infrastrutture di ricarica).
In questa fase:
•• dovrà essere sviluppata una rete di ricarica nazionale secondo le seguenti priorità:
•• infrastrutturazione delle aree metropolitane
e urbane nel breve periodo (1-2 anni);
•• infrastrutturazione delle aree extraurbane e
autostradali nel medio-lungo periodo (3-5
anni), anche con la dotazione di punti ricarica elettrica di tipo “fast” presso i distributori
di carburante.
Per i sopracitati ambiti di ricarica, si è individuata anche la tipologia di ricarica opportuna. In
particolare, la ricarica lenta29 (“normal power”)
è adatta a ricariche in contesto domestico e in altri ambiti che prevedono una sosta lunga (come
ad esempio parcheggi di scambio), la ricarica
“medium power” (da 3,7 fino a 22 kW in corrente alternata) è adatta per ricariche in ambito
pubblico e privato, mentre la ricarica “fast charging” è individuata come la modalità preferibile
per ricariche in ambito pubblico o presso aree in
concessione.
In questa fase, poi, si dovrà garantire una proporzione30 tra i diversi punti di ricarica che
non superi il rapporto di una infrastruttura
pubblica ogni 8 infrastrutture private.
L’obiettivo – fissato a seguito della consultazione
pubblica e inizialmente non previsto nella bozza predisposta dal Ministero – è di raggiungere
entro il 2016 90.000 punti di ricarica accessibili
al pubblico (130.000 al 2020), ovvero 720.000
punti di ricarica privati.
•• dovranno essere definite caratteristiche minime standard dei componenti del processo
di ricarica. I modi di ricarica ed i relativi connettori31, con riferimento all’ambito di ricarica
pubblico, sono definiti come riportato in TABELLA 6.5.
E’ opportuno sottolineare a questo proposito che –
come esito della consultazione – si afferma che debba essere contemplata la possibilità di coesistenza,
sul territorio nazionale, di infrastrutture di ricarica pubbliche di proprietà di diversi operatori
aperte all’interoperabilità, garantendo inoltre nel
medio-lungo periodo la possibilità di ricaricare il
veicolo elettrico a prescindere dal modello di riferimento e dalla proprietà dei punti di ricarica (analogamente a quanto avviene oggi per le auto tradizionali).
L’accesso alle infrastrutture di ricarica pubbliche
dovrà essere garantito a qualsiasi utente su tutto il
territorio nazionale mediante l’utilizzo di “smart
card” (di cui non si definisce in questa fase la tecno-
Tabella 6.5
Modi di ricarica e connettori per la ricarica in ambito pubblico
Tipologia di ricarica
Modo di ricarica
•• Normal power
•• Medium power
Connettore
(lato infrastruttura)
Tipo 2 32
Mode 3
•• Tipo 2 (breve periodo)
•• Combo 2 (medio periodo)
High power
29
Il Piano individua le seguenti classi di infrastrutture di ricarica sulla base della capacità di erogazione dell’energia: (i) “Normal power” (Slow charging) - fino
a 3,7 kW in corrente alternata; (ii) “Medium power” (Quick charging) - da 3,7 fino a 22 kW in corrente alternata; “High power” (Fast charging) - superiore a
22 kW (ad oggi le sperimentazioni diffuse su scala nazionale sono quelle a 43 kW in corrente alternate e 50 kW in corrente continua).
30
In particolare sono poi definiti degli indicatori da tenere in considerazione per identificare il numero minimo di infrastrutture di ricarica (sia pubbliche che
private) necessarie a coprire ciascuna area geografica (Comune, Area Metropolitana, Provincia o Regione) all’interno del territorio nazionale sulla base di
“attributi” (Popolazione, Densità abitativa, Superficie, Popolazione attiva) e “variabili” (Tasso di Motorizzazione, % Parco Veicoli elettrici in un determinato
orizzonte temporale, livello di emissioni di CO2).
31
Cfr. CAPITOLO 5.
32
Per la prima Fase, se l'ingresso del veicolo è di un tipo diverso da quello del connettore sul cavo fisso, il cliente deve essere in grado di utilizzare il proprio
cavo fornito con il veicolo, quindi risulta importante che tutti i punti di ricarica pubblici che utilizzano i cavi collegati hanno un’ulteriore presa di tipo 2 (Tipo
3 ove richiesto).
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155
6. La normativa dell’auto elettrica
logia di riferimento), le quali dovranno essere compatibili con le card già in uso per i servizi di trasporto
pubblico e di mobilità presenti nelle aree urbane e
metropolitane, al fine di evitare la proliferazione di
diversi supporti per usufruire dei servizi di mobilità.
La Fase 2, cosiddetta di “Consolidamento”, fa riferimento al periodo 2017-2020, e prevede la diffusione su larga scala dei veicoli elettrici ed il consolidamento dei relativi standard. In questa fase,
si prevede l’emissione di norme comuni e condivise
tra i diversi Stati Membri in accordo con le Case
Automobilistiche e gli enti di standardizzazione/
normazione.
L’obiettivo è di raggiungere in Italia nel 2020 un
156
numero di punti di ricarica accessibili al pubblico
pari a 130.000 unità.
Il Piano è in questo momento in attesa di approvazione definitiva, dovendo però passare ancora
il vaglio del Comitato interministeriale per la programmazione economica (CIPE) e della Conferenza unificata Stato-Regioni.
Nonostante la roadmap appaia chiara, gli operatori
nutrono ancora diverse perplessità. Gli obiettivi
fissati, infatti, appaiono piuttosto “sfidanti” alla
luce della situazione attuale che caratterizza il nostro Paese, e probabilmente irrealizzabili a meno di
una consistente modifica del sistema di incentivazione all’acquisto di auto elettriche.
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7.
il MERCATO
dell'AUTO ELETTRICA
L
’obiettivo di questo capitolo è di fare un quadro dell’attuale sviluppo della mobilità elettrica in Italia e delle sue prospettive attese,
vale a dire analizzare il potenziale di mercato nel
nostro Paese ed individuare quali sono i principali
fattori abilitanti da cui dipende la reale diffusione.
7.1 La diffusione dei veicoli
elettrici in Italia
Focalizzando l’attenzione in prima battuta sui veicoli completamente elettrici (cosiddetti Battery
Electric Vehicle – BEV), la dinamica di mercato
registrata in Italia negli ultimi anni appare abbastanza desolante, all’interno di un comparto industriale, quello dell’automotive, che nel nostro Paese
sconta uno strutturale crollo della domanda, passata dalle oltre 2,2 milioni di unità vendute nel 2005
alle 1,4 vendute nel 2012 (-36%)1.
La TABELLA 7.1 mostra le immatricolazioni di auto
elettriche dal 2005 ad oggi e il “peso relativo” di
queste rispetto alle immatricolazioni complessive
registrate nel medesimo anno.
Emerge come i veicoli elettrici rappresentino una
quota residuale del mercato automobilistico in
Italia, basti pensare a questo proposito che negli
anni questa tipologia di veicoli non ha mai raggiunto l’1% del venduto complessivo. Guardando
ai valori assoluti, emerge sì una crescita costante
delle unità vendute (mediamente pari al 50% annuo
tra il 2005 ed il 2012), in controtendenza rispetto
all’andamento complessivo del mercato automobilistico, con numeri che rimangono tuttavia estremamente contenuti.
Focalizzando l’attenzione sui primi mesi del
2013, nonostante l’incentivazione che è stata avviata il 14 marzo 2013 (si veda CAPITOLO 6), l’acquisto di vetture elettriche mostra una crescita
contenuta rispetto alle immatricolazioni registrate nel 2012, riuscendo a coprire poco più della
metà delle vendite dell’anno precedente nei primi
5 mesi del 2013.
La TABELLA 7.2 riporta la ripartizione per modello
delle auto elettriche immatricolate nel 2013.
Un aspetto interessante che vale la pena sottolineare, e che può essere considerato come un segnale seppur debole dell’interesse che il mercato
nazionale nutre rispetto alla mobilità elettrica, fa
riferimento ai volumi di vendita registrati dalla
Renault Zoe, che solo dopo un mese dall’ingresso
sul mercato ha venduto ben 90 unità, più di tutti
gli altri modelli insieme, di cui 80 solo nel mese di
Tabella 7.1
Immatricolazioni di auto elettriche in Italia (Fonte: UNRAE)
Anno/
Immatricolazioni
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
20132
Auto
elettriche
vendute
30
28
24
137
63
116
307
524
251
% elettrico
su venduto
complessivo
0,001%
0,001%
0,001%
0,006%
0,003%
0,006%
0,018%
0,037%
0,041%
1
Se si dovesse consolidare anche nei prossimi mesi il trend riscontrato tra gennaio e maggio, ci si aspetta una ulteriore riduzione delle vendite di veicoli in
italia, nell’ordine del 10% rispetto allo scorso anno.
2
Si fa riferimento al periodo gennaio-maggio, ossia ai dati più recenti alla data di chiusura del presente Rapporto.
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159
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Tabella 7.2
Top-five vendite di auto elettriche in Italia nel 2013
Mese/
Modello
Gennaio
Febbraio
Marzo
Aprile
Maggio
Totale
Renault Zoe
n.d.
n.d.
n.d.
10
80
90
Smart Electric
3
2
20
22
22
69
Nissan Leaf
24
2
8
13
11
58
Renault Fluence
1
2
5
8
1
17
Peugeot iOn
3
1
2
1
0
7
maggio. A questo veicolo, che si distingue rispetto
ai competitor per il design innovativo, la maggiore
autonomia (fino a 210 km) ed il prezzo di vendita
molto competitivo (di poco superiore ai 20.000 €),
gli addetti ai lavori attribuiscono un notevole potenziale, capace di impartire una “scossa” al mercato
dell’auto elettrica.
Guardando invece alle auto ibride, le quali presentano sia un motore elettrico sia un motore a combustione interna, secondo diverse possibili configurazioni (si veda CAPITOLO 5), la TABELLA 7.3 mostra
il volume di vendite registrato in Italia a partire dal
20053.
Anche in questo caso si possono trarre conclusioni abbastanza analoghe a quelle appena discusse
con riferimento ai veicoli elettrici, sebbene si nota
come le quantità vendute sono di un ordine di
grandezza superiore rispetto ai veicoli elettrici.
Emerge anche in questo caso come i veicoli ibridi
rappresentino una quota residuale del mercato
automotive in Italia, che si appresta nel 2013 ad
avvicinare l’1% del venduto complessivo. Facendo
riferimento ai valori assoluti, emerge una crescita
costante, pari mediamente al 26% annuo tra il 2005
ed il 2012.
Focalizzando l’attenzione sui primi mesi del
2013, questa categoria di veicoli mostra un andamento estremamente positivo, avendo già
superato, con 5.699 unità vendute al 31 maggio
2013, le vendite complessivamente registrate nel
2012 (+166% rispetto allo stesso periodo dell’anno
Tabella 7.3
Immatricolazioni di auto ibride in Italia (Fonte: UNRAE)
Anno/
Immatricolazioni
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
20134
Auto
ibride
vendute
1.112
2.192
3.452
3.337
7.584
4.843
5.150
5.638
5.699
% ibrido
su venduto
complessivo
0,05%
0,09%
0,14%
0,15%
0,36%
0,025%
0,030%
0,49%
0,93%
3
I dati fanno riferimento sia ai veicoli ibridi cosiddetti “plug-in”, ossia in grado di ricaricare le batterie presenti a bordo veicolo dall’esterno (tramite colonnina
o altra tecnologia), che ai veicoli che invece non sono in grado di effettuare questa operazione.
Si fa riferimento al periodo gennaio-maggio, ossia ai dati più recenti alla data di chiusura del presente Rapporto.
4
160
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Tabella 7.4
Top-five vendite di auto ibride in Italia nel 2013 - Ripartizione per modello (Fonte: UNRAE)
Mese/
Modello
Gennaio
Febbraio
Marzo
Aprile
Maggio
Totale5
Toyota Yaris
364
236
220
544
853
2.240
Toyota Auris
337
419
593
288
328
2.033
Toyota Prius
103
48
63
46
45
396
Lexus CT
26
37
62
47
91
264
Peugeot 508
43
51
58
42
19
213
precedente). A questa performance ha contribuito
anche l’incentivazione dei veicoli “a basse emissioni” che ha preso le mosse il 14 marzo 2013: al 31
maggio, i veicoli ibridi che hanno goduto di tale
incentivazione sono stati pari a 314, circa il 10%
dei veicoli ibridi complessivamente venduti nel periodo corrispondente.
Entrando nel merito dei diversi modelli che attualmente prevalgono sul mercato, si nota come il
gruppo Toyota la faccia da padrone in questo segmento, con 3 modelli in particolare (Yaris, Auris e
Prius) che dominano la classifica delle vendite in
Italia da anni. La TABELLA 7.4 riporta la ripartizione
per modello delle vendite complessive di auto ibride
nel 2013.
Anche nel 2013 le vetture più vendute fanno capo
al gruppo Toyota – Lexus, con una percentuale di
circa il 90% rispetto all’intero mercato.
7.2 La diffusione
dell’infrastruttura di ricarica
per veicoli elettrici in Italia
Ad oggi sul territorio nazionale sono censiti 458
punti di ricarica ad accesso pubblico per veicoli
elettrici, che si trovano in 56 province (si veda
FIGURA 7.1). La situazione appare “in fermento”,
se si considera che il numero di punti di ricarica è
cresciuto di quasi il 10% negli ultimi quattro mesi.
5
A fronte di un valore medio pari a circa 9 colonnine per Provincia, se si guarda alle singole realtà la
situazione appare quindi piuttosto frammentata: se
quasi il 50% di queste Province (in particolare 26)
presenta solo un punto di ricarica, una diffusione
“significativa” di colonnine (non tanto in assoluto,
quanto piuttosto a fronte comunque del numero ridotto di veicoli circolanti) si riscontra solamente in
alcune Province (si veda TABELLA 7.5).
In primo luogo, si nota la forte “concentrazione”
dei punti di ricarica in poche Province, dal momento che le prime 3 (Firenze, Roma e Milano)
raggiungono il 55% del totale nazionale, mentre i
primi 10 raggiungono l’80%.
In secondo luogo, emerge una correlazione tra la
distribuzione dei punti di ricarica a livello nazionale ed i progetti pilota promossi dall’AEEG (si
veda CAPITOLO 6). Fa eccezione Firenze, che rappresenta la prima Provincia per numero di punti di
ricarica attualmente attivi.
Questa città gode di questo primato grazie ad un
approccio “virtuoso” da parte delle autorità locali, che si stanno muovendo su più fronti, quali:
(i) redazione masterplan della mobilità elettrica;
(ii) partecipazione a bando della Regione Toscana
per realizzazione infrastruttura di ricarica (circa
200 punti di ricarica tra Comune e Firenze Parcheggi) e servizi condivisi (acquisto di flotte elettriche);
(iii) coinvolgimento di 8 Comuni metropolitani e
dei mobility manager delle principali aziende fio-
Il totale è diverso dalla somma dei singoli mesi considerati. Ciò è probabilmente dovuto a correzioni effettuate alle stime elaborate mensilmente.
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161
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Figura 7.1
Diffusione punti di ricarica veicoli elettrici in Italia (Fonte: www.colonnineelettriche.it)
rentine (Telecom, Nuovo Pignone, Ataf, ASL, CRF,
Ospedale Careggi, Università, etc.); (iv) candidature
a progetti europei sul tema ed adesione a sperimen-
tazioni su metodi di ricarica innovativi (progetto
Unplugged, insieme all’Università di Firenze, per
la ricarica a induzione), (v) definizione politiche
Tabella 7.5
Top-ten capoluoghi di provincia in Italia dotati di punti di ricarica per auto elettriche
162
Provincia
Numero di punti di ricarica
Numero progetti pilota promossi dall’AEEG riguardanti l’area
Firenze
138
0
Roma
66
2
Milano
48
4
Pisa
26
1
Bologna
23
2
Brescia
17
1
Reggio Emilia
16
1
Modena
14
1
Perugia
10
1
Bergamo
8
0
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
di noleggio a lungo termine (in particolare per le
flotte aziendali) e di credito al consumo agevolato
per gli acquirenti dei veicoli elettrici; (vi) collaborazione con case automobilistiche (Renault) per la
promozione dello sviluppo della mobilità elettrica
in città.
Inoltre, è interessante analizzare quanti dei punti
di ricarica attualmente presenti sul territorio nazionale sono alimentati da fonti rinnovabili6. In
totale si contano 112 punti di ricarica con questa
caratteristica, ossia circa ¼ del totale. Le uniche
Province con più di 10 punti di ricarica per veicoli
elettrici alimentati da fonti rinnovabili sono Pisa
e Roma, con rispettivamente 21 e 14 punti di ricarica.
In conclusione di questo paragrafo, è interessante
confrontare i “numeri” che caratterizzano il contesto italiano alla luce di quanto sta accadendo nei
principali Paesi a livello mondiale, i cui dati sono
riportati nel BOX 7.1.
Box 7.1
Il confronto con i principali Paesi a livello mondiale
Lo scenario mondiale di diffusione della mobilità elettrica appare abbastanza variegato, sebbene in generale
caratterizzato da una bassa penetrazione rispetto alle
motorizzazioni tradizionali. Considerando sia i veicoli
puramente elettrici (BEV) che i veicoli ibridi “plug-in”
(PHEV), i Paesi che dominano la scena (in termini assoluti) sono due, ossia gli Stati Uniti ed il Giappone,
con uno stock di questi veicoli pari rispettivamente a
circa 71.000 e 45.000 unità a fine 2012, seguiti da Francia e Cina.
Focalizzando l’attenzione sui BEV, la TABELLA 7.6 mostra
le vendite registrate nel 2012 nei principali Paesi a livello
internazionale e la relativa incidenza sulle immatricolazioni complessive.
Guardando ai valori assoluti, si nota come anche in
questo caso Giappone e Stati Uniti (in ordine invertito
rispetto a quanto visto sopra) prevalgono in maniera
netta, rispettivamente con 15.937 e 14.592 unità vendute nello scorso anno, pari a circa 30 volte il venduto
registrato in Italia nel medesimo anno. Questi due
Tabella 7.6
Immatricolazioni di auto elettriche nei principali Paesi a livello mondiale nel 2012
Paese
Vendite veicoli elettrici puri
nel 2012 [unità]
% vendite veicoli elettrici puri su
totale immatricolazioni nel 2012
Giappone
15.937
0,6%
Stati Uniti
14.592
0,1%
Cina
8.733
0,06%
Francia
6.067
0,3%
Norvegia
3.883
2,8%
Germania
1.294
0,04%
Gran Bretagna
1.167
0,06%
Italia
524
0,04%
6
Per una valutazione circa la sostenibilità ambientale dei veicoli elettrici, è opportuno non limitarsi al fatto che essi non emettano sostanze inquinanti durante l’utilizzo (dal momento che non è prevista alcuna combustione), bensì occorre considerare l’intero ciclo di vita del prodotto: In particolare, una delle
voci che “pesa” fa riferimento alla modalità di produzione dell’energia elettrica che alimenta il veicolo: in Italia, l’attuale mix energetico, in cui l’apporto delle
rinnovabili vale circa il 32% (dati 2011) fa sì che si emettano circa 400 grammi di CO2 per ogni kWh di consumo, ossia circa 60-80 grammi di emissione al
km percorso da parte di un veicolo elettrico (considerando che un veicolo elettrico consumi circa 0,13 – 0,18 kWh al km). Grazie all’aumento dell’incidenza
delle fonti rinnovabili nel mix di produzione del Paese, si potrebbe via via ridurre tale livello di emissioni.
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163
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Paesi coprono rispettivamente il 28% ed il 26% delle vendite registrate a livello mondiale, stimate nell’ordine delle
55.000 unità. Se dai valori assoluti si passa ad osservare
l’incidenza dei veicoli elettrici sulle immatricolazioni
complessive registrate in ciascun Paese, che rappresenta
una proxy maggiormente accurata dell’interesse che in
ciascun Paese si registra rispetto alla mobilità elettrica, lo
scenario muta in maniera rilevante.
Se è vero che, anche considerando questo indicatore,
l’Italia mantiene la posizione di “fanalino di coda” tra
i Paesi analizzati, il ranking complessivo cambia notevolmente: si nota infatti che a prevalere è la Norvegia,
che si pone come l’unico Paese tra quelli analizzati in
cui i veicoli puramente elettrici hanno rappresentato
più dell’1% delle immatricolazioni complessive, arrivando a sfiorare il 3%. In secondo luogo, solo il Giappone
riesce ad avvicinarsi alla “soglia” dell’1%, mentre gli altri
Paesi (dalla Francia in giù) fanno registrare performance
in linea o non troppo superiori a quelle viste nel nostro
Paese.
Appare interessante indagare i motivi alla base
dell’importante diffusione di veicoli puramente elettrici
in Norvegia.
Da diversi anni la Norvegia promuove infatti in
maniera decisa la diffusione dei veicoli elettrici, con
il risultato che questi hanno superato quota 12.000
unità nel corso del 2013. Emblematico risulta il «caso»
della Nissan Leaf, che si classifica al quinto posto nella
classifica generale delle vendite di auto in Norvegia nei
primi mesi del 2013 (13esima nel 2012), superando numerosi veicoli con motorizzazioni tradizionali.
A livello governativo, sono stati fissati obiettivi “sfidanti”
in tema di mobilità elettrica, dal momento che si intende
raggiungere quota 50.000 veicoli elettrici circolanti al
2018. In particolare, le principali deliberazioni volte alla
promozione della mobilità elettrica fanno riferimento a
(i) eliminazione dell’IVA sull’acquisto, (ii) esenzione da
tassa d’acquisto, (iii) esenzione da pedaggi autostradali,
(iv) creazione di parcheggi riservati e (v) possibilità di
accesso alle corsie riservate agli autobus. Inoltre, la diffusione è supportata dalla presenza delle infrastrutture
di ricarica, dal momento che si annoverano oltre 4.000
punti di ricarica disseminati lungo il territorio.
Un aspetto interessante, ed in controtendenza rispetto a
quanto accade tipicamente fa riferimento al fatto che in
Norvegia il numero di veicoli elettrici “plug-in” (PHEV)
è di gran lunga inferiore a quello dei veicoli puramente
elettrici (il rapporto, sullo stock complessivo dei veicoli circolanti, è di quasi 1:25). Ciò è dovuto al fatto che
questa categoria di veicoli non gode delle incentivazioni
previste per i veicoli puramente elettrici, inoltre essa
risulta anche penalizzata rispetto ai veicoli a motorizzazioni tradizionali a causa del fatto che è soggetta ad
una tassa basata sul peso del veicolo (che a causa delle
batterie e dell’impianto elettrico è superiore rispetto ai
veicoli a motorizzazione tradizionale). Ciò ancora una
volta testimonia il “peso” del supporto governativo su
un settore alle prime fasi di sviluppo, quale è quello
Figura 7.2
Fast Charger
1,6
14
Slow Charger
1,4
0,4
2
0,2
0
0
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De
n
164
es
4
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6
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pa
n
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So
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ut
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ric
a
8
ly
1,0
dia
10
y
1,2
d
12
Fast Chargers, Thousand
16
Ch
ina
Slow Chargers, Thousand
Diffusione delle infrastrutture di ricarica pubblica nei principali Paesi a livello mondiale (Fonte: adattata da IEA)
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
della mobilità elettrica.
Guardando infine alla diffusione dell’infrastruttura di ricarica nei principali Paesi a livello mondiale, dalla FIGURA 7.2 emerge un certo grado di coerenza tra la numerosità dei punti di ricarica presenti sul territorio e la
diffusione dei veicoli elettrici. Si nota che i Paesi maggiormente interessati dalla diffusione dei veicoli elettrici
(Giappone, Stati Uniti e Cina) sono anche quelli con il
numero maggiore di infrastrutture di ricarica. Inoltre,
7.3 Il mercato delle auto
elettriche in Italia: il profilo dei
clienti
Sebbene i numeri del mercato nel nostro Paese siano, come più volte ribadito in questo capitolo, piuttosto esigui, è interessante analizzare il profilo dei
clienti che sino ad ora hanno acquistato veicoli
elettrici, nella loro qualifica di early adopters.
La massima parte delle immatricolazioni dei veicoli
puramente elettrici (circa l’80% di quelli immatricolati nel 2012) è ascrivibile alle società di noleggio auto. Se da un lato questo dato rimarca ancora
una volta le forti criticità percepite dai potenziali
utilizzatori “privati” nei confronti del veicolo elettrico, dall’altro fa emergere come la prima fase di
sviluppo della mobilità elettrica abbia trovato potenzialmente i suoi “ambasciatori” sul mercato.
Circa il 70% di tutte le società di noleggio/car
sharing di una qualche dimensione che operano
in Italia offre ad oggi la possibilità di noleggiare
si evidenzia che la ricarica lenta ad oggi rappresenta
la modalità ampiamente più diffusa nei diversi Paesi,
fatta eccezione per il Giappone, dove è stata promossa
una capillare diffusione di infrastrutture di ricarica
rapida, che al 2012 sono pari a circa 1,4 milioni di unità.
Anche in questo caso, infine, l’Italia si trova in una situazione di sostanziale arretratezza, sia nei confronti dei
“big” della mobilità elettrica che dei principali Paesi a livello europeo quali Francia e Germania.
vetture elettriche. Il segnale positivo, a detta delle
stesse società di noleggio/car sharing è che la larga
parte dei clienti (oltre l’80%) ha avanzato richieste rispetto alle auto elettriche; anche se ancora
una minoranza di questi sarebbe disposta a riconoscere un “premio di prezzo” per il noleggio di
un veicolo alimentato con energia elettrica. Ancora una volta, quindi, e se vogliamo ancora con maggior evidenza per questo tipo di auto dove il cliente
dispone del veicolo per un tempo limitato, non pare
“fare breccia” nell’utilizzatore finale il concetto del
Total cost of ownership (si veda box 7.5), con l’auto
elettrica ad essere considerata un sostituto “perfetto” rispetto all’auto tradizionale.
Un altro segmento potenzialmente interessante, il
cui peso relativo sulle vendite di auto elettriche è
stimabile intorno al 10-15% del totale delle immatricolazioni nel 2012, è quello delle flotte aziendali.
Questo potenziale target presenta alcuni “vantaggi”
(rispetto alle utenze private) nel processo di acquisto dei veicoli, legati ad esempio alla maggiore capacità di spesa, ai volumi acquistati potenzialmente
Box 7.2
Il progetto Companies For eMilan
Il progetto Companies For eMilan, presentato il 29 novembre 2011, nasce dalla collaborazione tra Bosch, società leader a livello mondiale per la fornitura di componentistica per il settore automotive, ed Arval, società di
noleggio a lungo termine di veicoli elettrici e tradizionale
del gruppo BNP Paribas.
Il progetto è pensato per le imprese operanti nella città di
Milano e prevede l’installazione presso le imprese coinvolte dei sistemi di ricarica Bosch e la fornitura da parte
di Arval delle vetture elettriche. (secondo la modalità di
noleggio a lungo termine).
Questa iniziativa si basa, inoltre, sulla condivisione tra le
aziende coinvolte dei propri punti di ricarica, che quindi a
regime si prevede che siano posti ad una distanza tale (tra
i 4 ed i 45 km) da sopperire alle esigenze degli utilizzatori.
Ad oggi, le società aderenti sono Beiersdorf, BNP Paribas
Real Estate, Bosch Rexroth, Cofely, Randstad, Schindler
e Sorgenia, ma l’obiettivo da parte dei promotori è di estendere il progetto a circa 15 imprese già entro la fine
del 2013.
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165
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Box 7.3
Il soccorso stradale per i veicoli elettrici
Nel marzo 2013 è stata costituita, da parte del gruppo
Ima Italia Assistance, società del Gruppo Inter Mutuelles Assistance (IMA) operante in Italia dal 1990 che
ad oggi dispone di una rete di 500 soccorritori stradali
su tutto il territorio nazionale, la prima rete nazionale
per il soccorso stradale dedicata alle auto elettriche
ed ibride. Le modalità di intervento in caso di avaria
superiori (effetto “scala”) e ad una maggiore flessibilità nelle condizioni di pagamento, oltre al fatto di
poter godere di altri benefici, quali in primis quelli
legati all’immagine “green”, che sebbene difficilmente “monetizzabili”, possono avere un impatto non
trascurabile sul processo decisionale d’acquisto. Dal
canto loro, tuttavia, le flotte aziendali sono utilizzate su livelli medi di percorrenza piuttosto elevati, che si scontrano con l’autonomia ancora limitata delle auto elettriche. Ne consegue che i primi
adottatori di auto elettriche sono quelle imprese
o organizzazioni che combinano alla necessità di
una flotta propria di autoveicoli una copertura
territoriale piuttosto limitata, e quindi coerenti
con le effettive odierne potenzialità delle auto elettriche.
Un progetto interessante in questo senso è il “Com-
di questi veicoli sono diverse rispetto a quelle dei veicoli ad alimentazione tradizionale: ad esempio, prima
dell’intervento è necessaria la messa in sicurezza (scaricare le tensioni capacitive) del veicolo, inoltre non è
consentito il traino con le ruote anteriori sospese, in
virtù del fatto che si potrebbe generare corrente ad alta
tensione durante il trasporto.
panies for eMilan”, promosso da Bosch ed Arval già
a fine 2011 (si veda BOX 7.2)
Nonostante rappresentino circa il 5% del totale,
le autovetture elettriche private sono quelle che richiedono (o perlomeno in misura molto maggiore
rispetto alle altre soluzioni) lo sviluppo di infrastrutture di ricarica e servizi aggiuntivi (si veda BOX 7.3).
Sui 458 punti di ricarica pubblici (circa 1 per
ogni 2 auto elettriche in circolazione in Italia) –
peraltro concentrati in poche località e con le prime tre Provincie (rispettivamente Firenze, Roma
e Milano) che ospitano più della metà dei punti di
ricarica attualmente presenti a livello nazionale –
si stato giocando una battaglia di modelli di business da parte delle utility coinvolte, di cui si da
conto nel BOX 7.4.
Box 7.4
Le offerte delle utility per la ricarica dei veicoli elettrici
I principali fornitori di energia si stanno orientando,
in questa prima fase di sviluppo della mobilità elettrica
(parallelamente alla promozione dei progetti pilota), su
offerte flat (come per la telefonia), basate su un costo
mensile fisso.
Enel, ad esempio, prevede due tipologie di offerte, dedicate rispettivamente alla ricarica pubblica e pubblica/
privata. La prima, “Enel Drive Tutto Compreso Ricarica
Pubblica”, ha un costo di 30€ al mese per il primo anno,
indipendentemente dalle ricariche effettuate (esclusivamente con energia prodotta da fonti rinnovabili). Al sot-
toscrittore viene rilasciata una card che gli permette di
ricaricare presso tutte le colonnine pubbliche installate
da Enel in Italia7.
La seconda, “Enel Drive Tutto Compreso”, garantisce
invece una fornitura illimitata ad un prezzo fisso pari a
80 €/mese per il primo anno (a cui bisogna aggiungere
il solo costo di allacciamento della Home Station), indipendentemente dai rifornimenti effettuati, comprendente la fornitura illimitata di energia elettrica per l’auto
elettrica, il canone mensile per il noleggio della Home
Station (infrastruttura per la ricarica domestica) e la
7
Per i proprietari di un veicolo elettrico che invece intendano pagare per l’effettivo prelievo di energia elettrica, è presente l’offerta “Enel Drive Free Ricarica
Pubblica, ad un costo pari a 40 cent€/kWh per il primo anno (anche in questo caso si tratta di energia esclusivamente prodotta da fonti rinnovabili) valido
in tutte le infrastrutture pubbliche installate da Enel in Italia.
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
relativa installazione e manutenzione. Anche in questo
caso, viene rilasciata una card che consente di avviare la
ricarica, sia dall’infrastruttura domestica, sia dalle colonnine pubbliche installate da Enel in Italia.
A2A invece offre la possibilità di sottoscrivere un abbonamento sperimentale che, attraverso un’apposita scheda elettronica, consente di effettuare un numero illimitato
di ricariche presso la rete di infrastrutture installata da
A2A su suolo pubblico o presso le utenze private o società
aderenti nel territorio dei Comuni di Milano e Brescia.
Durante la prima fase sperimentale, l’abbonamento e la
relativa scheda elettronica verranno rilasciati a fronte di
7.3.1 I progetti di car sharing elettrico
in Italia
Come si è avuto modo di discutere nel CAPITOLO 6,
l’AEEG nel 2010 con la Delibera ARG/elt 242/10
ha dato avvio alla sperimentazione di progetti pilota per la realizzazione di infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici, approvando successivamente 5 progetti. Nel CAPITOLO 6 si è dato conto delle
principali caratteristiche che contraddistinguono i
diversi progetti pilota e del relativo stato di avanzamento, da cui è emerso che vi sono, da un lato,
progetti in linea con la roadmap di sviluppo,
mentre altri non hanno ancora visto l’effettiva
installazione di punti di ricarica o sono stati di
fatto abbandonati.
In questo paragrafo, alla luce del fatto che ad
oggi la maggior parte delle auto elettriche presenti sul mercato risultano vendute a società di
noleggio/car sharing, è interessante analizzare
le principali iniziative intraprese sul tema car
sharing a livello nazionale e che coinvolgono la
mobilità elettrica. Quest’ambito appare vieppiù
interessante alla luce del fatto che, a detta degli
operatori del settore e in base alle prime evidenze
mostrate dalle esperienze attualmente in atto, la
diffusione del car sharing elettrico, per il fatto
di permettere ai potenziali acquirenti di veicoli
elettrici di testarli prima “sul campo”, può rappresentare un volano per la diffusione della mobilità elettrica su vasta scala, come una possibile
base per iniziare lo sviluppo e la diffusione delle
vetture elettriche sul territorio.
Per “car sharing” si intende un servizio riguardante
un contributo promozionale pari a 15 €/mese, escluso
il costo di attivazione del servizio (una tantum, pari a
10 €), comprensivo della disponibilità all’utilizzo delle
infrastrutture e del prelievo illimitato di energia per le
operazioni di ricarica per un periodo di tre mesi.
Hera infine propone l’offerta “Io guido elettrico”, caratterizzata da un canone fisso mensile di 25 euro (iva inclusa),
con il quale il cliente riceve una card con cui ricaricare la
propria auto elettrica senza limiti, presso tutte le colonnine pubbliche dell’Emilia-Romagna (presenti a Bologna,
Modena, Imola, Reggio Emilia e Rimini), nell’ambito del
progetto della Regione “Mi Muovo Elettrico”.
l’utilizzo di un veicolo su prenotazione, a fronte di
un pagamento in funzione dell’utilizzo stesso. Gli
aspetti più interessanti di questo servizio fanno riferimento al fatto che esso permette una diminuzione del numero di veicoli in circolazione (si stima
che ogni vettura in car sharing possa “sostituire” 6/8
veicoli di proprietà), con conseguente diminuzione
della densità di traffico, oltre ad offrire ai potenziali
fruitori costi più contenuti rispetto al ricorso ad un
taxi o ad una società di autonoleggio tradizionale.
Ad oggi, sono state censite diverse iniziative di car
sharing presenti in circa 20 Città italiane, alcune
delle quali riguardano tangenzialmente la mobilità
elettrica, come ad esempio GuidaMi a Milano, Car
Sharing Roma e Car Sharing Venezia, che vedono
una sparuta presenza di veicoli elettrici all’interno
del parco auto oggetto del servizio.
Sono invece in corso due progetti, ampiamente od
esclusivamente dedicati alla mobilità elettrica, che
vale la pena approfondire.
Il primo, in ordine temporale di realizzazione, fa
riferimento al progetto e-Vai, lanciato alla fine del
2010 da SEMS, società controllata da Trenord che
ha iniziato la sua attività nei primi anni 2000 come
società di noleggio a lungo termine di vetture elettrificate, rivolte soprattutto alle amministrazioni
pubbliche, ospedali o imprese.
Il progetto e-Vai, il cui ambito era inizialmente limitato alla città di Milano, con una particolare focalizzazione geografica sull’area della Stazione di Cadorna, è stato successivamente ampliato. Attualmente,
il servizio e-Vai è presente nella Stazione di Milano
Cadorna, nella Stazione di Milano Bovisa, nel Cen-
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tro Direzionale Leoni (Milano), nella Stazione di
Como Lago, all’aeroporto di Linate e Malpensa, a
Pavia, nella Stazione di Lodi, nelle città di Legnano,
Varese, Travedona Monate, Cuggiono, Cremona,
Casalmaiocco, Magenta, Maccagno, Alzate Brianza,
Mariano Comense e Laveno Mombello. Il servizio
permette all’utente di prelevare in qualsiasi momento uno dei veicoli messi a disposizione, per un
qualsiasi arco temporale. Il parco auto disponibile
è composto da auto elettriche (Peugeout iOn, Mistubishi i-Miev, Citroen C-zero, Fiat Panda) ed altri veicoli a basse emissioni, tra cui Fiat Punto EVO,
500 twinair, Panda twinair e Citroen C3 bifuel.
re a corsie preferenziali e ZTL, circolare anche in
caso di blocco del traffico e parcheggiare gratuitamente sia sulle strisce blu che gialle.
Il secondo progetto di car sharing, BEE - Green
mobility sharing, in questo caso al 100% elettrico, è stato lanciato il 5 Settembre 2012 a Napoli8
dall’azienda NHP (attiva dal 2006 nei settori efficienza energetica, produzione di energia da fonti
rinnovabili, bioedilizia, mobilità, gestione idrica e
dei rifiuti), il quale si configura come un servizio
di mobilità che consente ai cittadini di avere a disposizione un’auto o una bici elettrica senza doversi occupare delle incombenze connesse al possesso
di tali beni. Il costo di adesione al servizio è pari
a 30 €/anno (o 10€ per 3 giorni), mentre per l’utilizzo è previsto un costo per l’utilizzo variabile
tra i 0,15 ed i 0,33 €/minuto (ossia 9-20 €/h). È
da sottolineare che il servizio permette il libero accesso alle ZTL ed alle isole pedonali, oltre ad avere
la possibilità di parcheggiare l’auto in appositi parcheggi.
L’iscrizione al servizio può avvenire tramite internet o presso gli “e-Vai point” con la possibilità di
scegliere tra due diversi profili clienti, in base alla
frequenza d’uso del servizio: "Gold", che prevede
un versamento iniziale di 50 € (convertiti in credito
prepagato) o "Silver", che prevede invece un costo
fisso aggiuntivo per noleggio di 5 €. Inoltre, per i
veicoli elettrici sono previste due tipologie di tariffe: (i) oraria, pari a 5 €/ora (non è previsto un
costo in base ai km percorsi), oppure (ii) giornaliera, pari a 60 €.
La FIGURA 7.3 mostra la roadmap di sviluppo del
progetto prevista.
È interessante sottolineare che il servizio dà la possibilità al soggetto che noleggia l’auto di accede-
Il progetto BEE ha preso le mosse effettivamente nel
Gennaio 2013, mentre nel mese di Aprile è divenu-
Figura 7.3
Roadmap di sviluppo del progetto BEE
05.09.12 - Bee Day
Start Fase Testing
12 Bee Point
20 Veicoli
30 Beeci
01.01.13 - Bee in
Action
01.07.13 - Bee
Raddoppia
20 Bee Point
50 Veicoli
50 Beeci
40 Bee Point
100 Veicoli
200 Beeci
01.07.14 - Bee
100 Bee Point
200 Veicoli
300 Beeci
8
La città è attualmente interessata da un altro progetto riguardante il car sharing elettrico, ossia il progetto Ci.Ro. -City Roaming volto alla ricerca di soluzioni innovative per la mobilità (car e van sharing) volte a risolvere le criticità che caratterizzano in quel territorio il trasporto privato e delle merci. Il progetto
è stato approvato dal Miur nell'ambito del bando 'Smart Cities and communities and social Innovation.
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to completamente operativo. Ad oggi, è il secondo
servizio di car sharing d’Europa (dopo Autolib in
Francia) ed il primo in Italia in termini di dimensioni ad essere controllato esclusivamente da una
società privata. Prevede infatti l’utilizzo di 40 veicoli full electric del modello Renault Twizy, suddivisi in 30 stazioni disposte all’interno della città
di Napoli. Inoltre, a partire da Settembre 2013 sarà
possibile ricaricare il veicolo privato presso i punti
di ricarica Bee, attraverso la sottoscrizione di una
tariffa ad hoc.
I partner con cui NHP (NeaHelioPolis) collabora
per la realizzazione del progetto sono ALD Automotive (noleggio a lungo termine e delle flotte
aziendali, che nel progetto fornisce la locazione dei
veicoli elettrici utilizzati), Quick No Problem Parking (azienda che si occupa della gestione di aree di
sosta per veicoli, i cui parcheggi ospiteranno i veicoli impiegati nel progetto), Renault (fornisce i veicoli, del modello Twizy) e Siemens (fornisce le infrastrutture di ricarica ed il sistema di gestione ad hoc
per la mobilità dei veicoli elettrici. In particolare, i
punti di ricarica sono alimentati da impianti fotovoltaici, attraverso i quali viene soddisfatto parte
del fabbisogno energetico delle vetture, mentre è
allo studio l’installazione di impianti micro-eolici
per incrementare la quota parte di energia di cui
necessitano i veicolo prodotta da fonti rinnovabili.
I principali obiettivi a tendere del progetto prevedono l’estensione dello stesso in città e al di fuori della
stessa (rivolgendosi soprattutto alle grandi città), e
di riuscire, grazie ad accordi di partnership con Siemens, a gestire i picchi di produzione della rete utilizzando sistemi di accumulo dell’energia.
Inoltre, si intende ampliare il servizio aggiungendo al parco auto attualmente disponibile la Renault
Zoe.
Ad oggi, dal confronto con l’impresa che sta realizzando il progetto, emerge che la cittadinanza di
Napoli sta rispondendo bene all’introduzione di
questo servizio, dato dal fatto che sono stati sottoscritti circa 180 abbonamenti a poco più di un
mese dall’avvio. In particolare, a valle dell’utilizzo del servizio, i fruitori si mostrano soddisfatti
e palesano la disponibilità ad un utilizzo futuro,
oltre a percepire la distribuzione dei sistemi di ricarica all’interno del territorio come sufficientemente
9
capillare.
Un terzo progetto di car sharing, dedicato alla
mobilità elettrica (anche se non totalmente), che
vale la pena citare è attualmente in fase di studio
a Torino. Questo progetto, che intende affiancare le vetture attualmente impiegate nel servizio di
car sharing cittadino con vetture elettriche, appare
interessante dal momento che si propone di utilizzare le “Blue Car”, ossia quei veicoli elettrici,
progettati a Torino da Pininfarina, ed utilizzati nell’ambito dell’ormai famoso progetto di car
sharing “Autolib”, realizzato a Parigi dal gruppo
Bollorè a partire dal dicembre 2011.
7.4 I “fattori abilitanti” per la
diffusione dei veicoli elettrici
Alla luce della limitata diffusione dell’auto elettrica
nel nostro Paese, specie tra i privati cittadini, è interessante analizzare quali sono le percezioni da
parte dei potenziali end user e capire come si stanno muovendo i principali player all’interno della
filiera dell’auto elettrica per dare una “risposta”
alle problematiche e barriere che ancora ostacolano una maggiore diffusione di questo paradigma
di mobilità.
7.4.1 La percezione dei potenziali
adottatori dei veicoli elettrici
Dal confronto con gli operatori del settore e dall’analisi dei principali studi pubblicati su questo tema,
emerge che a livello nazionale l’interesse dichiarato da parte dei potenziali utilizzatori verso i veicoli elettrici sia elevato (il 76% del campione, secondo l’analisi9 condotta da Findomestic nel 2012,
si dichiara interessato all’auto elettrica) e dettato in
primo luogo da motivazioni di carattere ambientale ed economico. Anche la propensione all’acquisto risulta elevata, circa il 70% secondo la medesima
ricerca. Tuttavia emergono una serie di criticità
che sono percepite come “decisive” dai potenziali
utilizzatori nella scelta di acquisto di un veicolo
elettrico.
Si fa riferimento in primo luogo al prezzo di acquisto dei veicoli elettrici, giudicato ad oggi troppo
elevato, e soprattutto al fatto che i potenziali adot-
L’Osservatorio Findomestic 2012 – L’automobile elettrica e gli europei.
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
tatori non sono disposti, per la maggior parte, a
riconoscere all’auto elettrica un premium price
a fronte delle prestazioni differenziali da essa
offerte rispetto ad un veicolo a motorizzazione
tradizionale. Questa visione è anche figlia del fatto
che non è molto diffusa la valutazione degli investimenti (quale quello per l’acquisto di un veicolo)
basata sul cosiddetto Total Cost of Ownership (si
veda BOX 7.5), ossia detto in altri termini sulla valutazione di tutti i costi (acquisto, carburante, manutenzione, assicurazione, etc.) che incorrono lungo la
vita utile dell’investimento. Viceversa ci si focalizza
“meramente” sul costo d’acquisto, e tale prospettiva
allo stato attuale risulta fortemente penalizzante per
i veicoli elettrici.
In secondo luogo, un altro problema cruciale
percepito dai potenziali utilizzatori riguarda
l’autonomia di percorrenza offerta da un veicolo
elettrico. In Italia, circa la metà degli intervistati richiederebbe un’autonomia superiore ai 250
km, mentre solo il 24% si “accontenterebbe” di
un’autonomia inferiore ai 100 km. A questo proposito, è interessante rilevare un aspetto per certi
versi paradossale, legato alle pratiche di utilizzo dei
veicoli. Secondo uno studio condotto nel 2012 da
JRC10, infatti, la percorrenza giornaliera media di
un veicolo in Italia si attesta tra i 50 ed i 60 km,
abbondantemente al di sotto della soglia minima
richiesta ai veicoli elettrici dalla maggioranza dei
soggetti potenzialmente interessati all’acquisto.
Questa criticità è anche connaturata al “timore”, da
parte dei potenziali utilizzatori di un veicolo elettrico, di non avere a disposizione un’infrastruttura di
ricarica che sia fruibile nel momento in cui risulti
necessario ricaricare il veicolo, e/o che la durata della ricarica non sia coerente con le esigenze dell'utente stesso.
La terza criticità, legata a quella precedentemente
menzionata, fa riferimento alla tempistica della
ricarica. La maggior parte del campione di soggetti potenzialmente interessati all’adozione di un veicolo elettrico pretende che la durata della ricarica
sia non superiore alle due ore. A questo proposito, si fa notare che, traendo sempre spunto dalle
evidenze emerse dallo studio condotto da JRC, la
durata media giornaliera degli spostamenti in auto
in Italia si attesta al di sotto delle 1,5 ore, mentre
la restante parte della giornata si ripartisce tra il
tempo in cui il veicolo è parcheggiato dopo uno
10
spostamento (circa 6 ore al giorno) ed il tempo in
cui il veicolo è parcheggiato dopo la fine dell’ultimo spostamento giornaliero e prima dell’inizio
del primo spostamento giornaliero (più di 16 ore
al giorno). Pertanto, i tempi che attualmente sono
richiesti dalla ricarica domestica (circa 6-8 ore, si
veda CAPITOLO 5) risultano decisamente coerenti con la fermata notturna del veicolo. Viceversa,
il tema delle eventuali ricariche infra-giornaliere,
tipicamente in ambito pubblico, assume maggiore
rilevanza, dal momento che, se è vero che nell’arco
della giornata le soste durano circa 6 ore, queste
possono essere suddivise tra i diversi spostamenti
giornalieri che il veicolo compie.
Partendo da queste tre criticità, ossia il prezzo, l’autonomia e la durata della ricarica dei veicoli elettrici, nei successivi paragrafi si analizza come i principali attori nella filiera dell’auto elettrica, ossia
i produttori delle “tecnologie” (auto e sistemi di
ricarica) ed i soggetti investitori (gestori delle infrastrutture di ricarica) si stanno muovendo per
fronteggiare queste “sfide”.
7.4.2 L’offerta di veicoli elettrici
Guardando all’attuale offerta di veicoli elettrici in
Italia alla luce delle caratteristiche ritenute più critiche dai potenziali acquirenti, la TABELLA 7.7 mostra
il prezzo di listino, l'autonomia e le modalità di ricarica dei principali modelli attualmente venduti nel
nostro Paese.
I modelli in TABELLA 7.7 sono ordinati in base ai
volumi di vendita registrati tra gennaio e maggio
2013. Emerge in maniera abbastanza evidente come
i veicoli che prevalgono siano quelli che mostrano
il miglior trade-off tra prezzo ed autonomia.
Dall’analisi dei prezzi dei diversi modelli, risulta che
in tutti i casi essi si approssimano o sono superiori ai 20.000 €. Appare interessante confrontare tali
valori con quelli dei “comparables” aventi motorizzazioni tradizionali. Ad esempio, la Citroen C1 (alimentazione a benzina), che di fatto è confrontabile
con la C-Zero, presenta un prezzo di listino pari a
9.950 € (ossia circa il 35% della C-Zero); discorso
analogo si può fare osservando il prezzo della Peugeot 107 (alimentazione a benzina), pari a 9.950 €,
ossia il 33% del prezzo di listino della iOn. Con ri-
Driving and parking patterns of European car drivers – a mobility survey.
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Tabella 7.7
Prezzo ed autonomia auto elettriche in commercio in Italia nel 2013
Modello
Prezzo di listino11 (€)
Autonomia12 (km)
Modalità di ricarica13
Renault Zoe
21.65014
210
Corrente alternata (lenta15, veloce16)
Smart Electric
19.297
145
Corrente alternata (lenta15, veloce16 17)
Nissan Leaf
24.790
175
Corrente alternata (lenta15),
Corrente continua (veloce18)
Renault Fluence
28.500
185
Corrente alternata (lenta15)
Peugeot iOn
30.387
150
Corrente alternata (lenta15),
Corrente continua (veloce18)
Mia L
21.400
80
Corrente alternata (lenta15)
Tesla Roadster
101.821
n.d.
n.d.
Citroen C-Zero
28.321
150
Corrente alternata (lenta15),
Corrente continua (veloce18)
Mitsubishi i-Miev
31.950
160
Corrente alternata (lenta15),
Corrente continua (veloce18)
ferimento a questi modelli, si nota pertanto come
il costo di una vettura elettrica sia pari a circa 3
volte il costo di un’analoga vettura a motorizzazione tradizionale.
nel calcolo del Total cost of ownership ed il risultato
della simulazione effettuata con riferimento a due
modelli fra loro comparabili, ossia Citroen C-Zero
(elettrica) e C1 (benzina).
Questa prospettiva, di guardare cioè “meramente”
al prezzo d’acquisto del veicolo elettrico comparativamente al prezzo di un veicolo ad alimentazione tradizionale, appare fortemente penalizzante
per il primo. Alla luce di ciò, si rende necessario
diffondere il sopraccitato approccio del Total cost
of ownership per valutare la scelta d’acquisto di un
veicolo elettrico in luogo di uno con diversa motorizzazione, che sia basato cioè su tutti i costi che
incorrono lungo la vita utile del veicolo. Il BOX 7.5
riporta il dettaglio delle voci di costo da considerare
Il secondo ordine di considerazioni fa invece riferimento all’autonomia garantita da questi veicoli: se si
guarda il valore “di targa” dichiarato dai costruttori,
esso si attesta mediamente sui 150 km, con un limite superiore rappresentato dai 210 km dichiarati nel
caso della Renault Zoe. Pur considerando questo
valore come riferimento (trascurando quindi il
valore “reale” dell’autonomia, che evidentemente risente delle condizioni di utilizzo del veicolo,
emerge come ci si attesti su un livello di autonomia ben lontano dalla “soglia psicologica” dei 250
11
Fonte: Quattroruote
Autonomia a velocità costante (Fonte: Quattroruote)
Fonte: Elaborazioni da ANIE.
14
A questo prezzo va aggiunto un canone mensile per il noleggio delle batterie, pari a 79 € Iva compresa (per 36 mesi e fino a 12.500 chilometri l'anno).
15
Durata pari a 3-8h
16
Durata pari a 0,5 – 1h
17
Opzionale.
18
Durata inferiore a 0,5 h
12
13
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Box 7.5
Il Total cost of ownership per i veicoli elettrici
Le principali voci di costo che incorrono lungo la vita
utile di un veicolo, e che è opportuno considerare in fase
di acquisto, fanno riferimento a:
•• Acquisto: fa riferimento al prezzo che l’acquirente
deve sostenere per l’acquisto del veicolo, che come si
discute in questo paragrafo, è sensibilmente superiore
nel caso di un veicolo elettrico rispetto ad un veicolo
comparabile a motorizzazione “tradizionale”;
•• Operation: fa riferimento al consumo associato
all’utilizzo del veicolo. In particolare, all’auto elettrica
è associato un consumo di energia elettrica, mentre
per le motorizzazioni “tradizionali” il consumo fa
riferimento ad un combustibile (benzina, diesel, gpl,
etc.);
•• Manutenzione: fa riferimento ai costi sostenuti per
la manutenzione ordinaria e straordinaria del veicolo. In particolare, il veicolo elettrico richiede una
manutenzione inferiore rispetto ad un veicolo a motorizzazione “tradizionale”, in virtù della presenza di
un numero inferiore di componenti soggetti ad usura
(ad esempio, i propulsori elettrici non richiedono la
sostituzione dell’olio e non ci sono i filtri dell’aria, del
lubrificante e del combustibile, oltre alla cinghia di
trasmissione);
•• Bollo: fa riferimento alla tassa sul possesso di autoveicoli. In particolare, i veicoli elettrici sono esentati
da tale onere per i primi 5 anni a partire dalla prima
immatricolazione (a partire dal sesto anno, è prevista
una riduzione del 75% dell’onere complessivo che
dovrebbe gravare su tali veicoli, anche se alcune Regioni, come la Lombardia e il Piemonte, prevedono
l’esenzione totale permanente anche dopo il quinto
anno).
•• Assicurazione: fa riferimento al contratto stipulato
obbligatoriamente da parte del proprietario del veicolo per la copertura dei danni causati a terzi. In particolare, da uno studio elaborato da Supermoney19,
risulta che con l’auto elettrica si può risparmiare oltre
30% sui costi assicurativi rispetto ad un veicolo comparabile ad alimentazione “tradizionale”.
Confrontando ad esempio due dei modelli precedentemente citati, ossia la Citroen C-Zero e C1, la TABELLA
7.8 sintetizza le principali assunzioni alla base dei calcoli.
Si nota innanzitutto che il veicolo elettrico ha dei costi
Tabella 7.8
Principali ipotesi per il calcolo del Total cost of ownership di un veicolo elettrico e ad alimentazione “tradizionale”
Modello /
Caratteristiche
Citroen C-Zero
Citroen C1
Alimentazione
elettrica
benzina
Percorrenza media annua
19
19
12.500 km
Costo d’acquisto
28.321 €
9.950 €
Consumo “specifico”
0,2 kWh/km
0,07 l/km
Costo vettore energetico
0,25 €/kWh
1,811 €/l
Manutenzione
400 €/anno
700 €/anno
Bollo
Esente20
129 €/anno
Assicurazione
405 €/anno
610 €/anno
Portale di riferimento in Italia per il confronto di polizze auto.
Per i primi 5 anni, successivamente si ha una riduzione del 75% rispetto al valore teoricamente associato alla specifica categoria di veicolo.
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
di utilizzo e mantenimento notevolmente inferiori rispetto ad un analogo modello a motorizzazione “tradizionale”, che permettono di attenuare, all’aumentare
del fattore di utilizzo, il forte gap nel prezzo d’acquisto
che si registra rispetto al corrispettivo modello a benzina. Tuttavia, se si considerano tutte le voci di costo
sopracitate, emerge che il veicolo elettrico presenta un
Total Cost of Ownership superiore rispetto a quello a
benzina, pari a circa 43.000 su un orizzonte temporale
di 10 anni (a fronte di quello per il veicolo a benzina,
pari a circa 39.500 €).
La situazione cambia in maniera sostanziale se si tiene
conto degli attuali incentivi all’acquisto dei veicoli
elettrici, discussi nel CAPITOLO 6. In particolare, se
si considera che un veicolo elettrico goda di un incentivo all’acquisto pari a 5.000 € (massimale previsto
dall’attuale schema incentivante per il 2013 ed il 2014),
si nota che sui 10 anni il veicolo elettrico appare maggiormente performante, ed il punto di “indifferenza”
economica (ossia quello in cui i costi complessivi associati ai due veicoli risultano coincidenti) si colloca tra 8
e 9 anni, superati i quali il veicolo elettrico risulta essere
km ritenuta accettabile dalla maggior parte dei
potenziali acquirenti dei veicoli elettrici.
Il terzo ed ultimo ordine di considerazioni fa riferimento alla durata dell’operazione di ricarica, la quale dipende in primo luogo dalla capacità dei diversi
veicoli di supportare le diverse modalità di ricarica
previste, ciascuna delle quali presenta tempi di ricarica piuttosto diversi. Si nota in fatti che la modalità di ricarica lenta in corrente alternata, la cui durata arriva fino ad 8 ore, è diffusa trasversalmente
ai diversi modelli di veicoli elettrici, mentre la
modalità di ricarica a potenza superiore in corrente alternata e quelle in corrente continua (caratterizzate da durate inferiori, nell’ordine o inferiori ad 1 ora) sono diffuse in maniera diversa tra
i modelli analizzati, sebbene è da sottolineare che
solo due modelli, ossia la Mia L e la Renault Fluence
(che diventano 3 se si considera che la modalità di
ricarica veloce in corrente alternata è opzionale nel
caso della Smart Frotwo) non presentano alternative alla ricarica lenta.
Alla luce di queste considerazioni, emerge il ruolo
21
più conveniente per il soggetto investitore.
A corredo di quest’analisi, giova sottolineare che, in
linea teorica, vi sono altri possibili benefici di natura
economica di cui può godere un veicolo elettrico, differenziali rispetto ad un veicolo a motorizzazione tradizionale, quali ad esempio la possibilità (attualmente
presente in alcune Città) di accedere gratuitamente
all’interno delle ZTL o di sostare gratuitamente sulle
“strisce blu”.
In secondo luogo, appare di difficile quantificazione il
valore che può avere un veicolo elettrico al termine
del periodo di sfruttamento, dal momento che non si
è ancora sviluppato un mercato dell’usato per questi veicoli. A questo proposito, un tema rilevante che appare
opportuno considerare per una valutazione rigorosa fa
riferimento al peggioramento delle prestazioni della
batteria, la quale va incontro a progressivo deterioramento a seguito dell’utilizzo, e che potrebbe dover essere oggetto di sostituzione prima dell’eventuale vendita, con un costo notevole da sostenere, data la forte
incidenza di questo componente sui costi complessivi
di un veicolo.
cruciale giocato dai sistemi di accumulo presenti
a bordo macchina, sia in termini di costo, che incide in maniera rilevante sul costo complessivo di
un veicolo elettrico, sia in termini di prestazioni,
intese come autonomia garantita dalla singola ricarica.
Per quanto riguarda la prima variabile, ossia l’incidenza della batteria sul prezzo totale di un’auto
elettrica, questa è stimabile intorno al 30-40%.
Secondo le stime elaborate da diverse società di
consulenza, vi sono ampi margini di riduzione di
prezzo delle batterie. Ad esempio, uno studio elaborato da BCG nel 2010 stima che il prezzo delle
batterie al litio si riduca dal 2009 (in cui è stata raggiunta una produzione pari a 50.000 celle) al 2020
(in cui si assume si raggiunga una produzione pari
a 1.100.000 celle) pari al 65%. Queste stime sono
avvalorate da un altro studio effettuato sempre nel
2010 da Deutsche Bank21, secondo il quale i costi
delle batterie al litio si ridurranno del 60% tra il
2009 ed il 2020.
Una tale riduzione potrebbe comportare una ri-
Vehicle Electrification. More rapid growth; steeper price declines for batteries.
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173
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
duzione del prezzo dei veicoli elettrici, coeteris
paribus, nell’ordine del 20%, non ancora sufficiente per avvicinare i prezzi delle auto elettriche
a quelli delle analoghe vetture a motorizzazione
tradizionale, ma sicuramente utile per incrementarne la competitività, se si considera anche il
ruolo che possono giocare, in questa prima fase del
mercato, i meccanismi incentivanti a supporto (si
veda CAPITOLO 6).
Per quanto riguarda la seconda variabile, ossia
l’autonomia garantita da una singola carica del dispositivo di accumulo presente a bordo del veicolo
elettrico, dalle attuali tecnologie di batterie maggiormente diffuse a bordo dei veicoli elettrici non
ci si attende un miglioramento così “sensibile”
quanto quello richiesto dai potenziali utilizzatori,
pari ad oltre il 70% delle performance “di targa”
attualmente raggiungibili (valore che crescerebbe
ulteriormente se si considerasse l’effettiva durata
delle batterie in virtù del reale utilizzo da parte dei
titolari dei veicoli elettrici).
che si afferma essere in grado di garantire un’autonomia di oltre 1.600 km con una singola carica. In
particolare, questa batteria, che secondo l’azienda
potrà essere commercializzata a partire dal 2017,
è composta da 50 piastre in alluminio, ciascuna in
grado di fornire energia al veicolo per circa 32 km.
È da sottolineare che due limiti che caratterizzano
questa tecnologia fanno riferimento al fatto che essa
richiede una sosta da parte del veicolo ogni 200 km,
al fine di rifornire l'impianto con l'acqua necessaria
al funzionamento, inoltre queste batterie non sono
ricaricabili, pertanto necessitano di essere sostituite
una volta terminata la carica (ciò non rappresenta
un elemento fortemente critico, dal momento che
l'alluminio è un materiale facilmente riciclabile, tuttavia occorre definire le modalità ottimali con cui
dovrà avvenire la sostituzione delle batterie esauste).
Si fa riferimento ad esempio alle batterie metalloaria, il cui sviluppo promette di garantire ai veicoli
elettrici livelli di autonomia di gran lunga superiori
ai livelli attuali.
Un altro filone di ricerca a riguardo fa riferimento
alle batterie litio-aria, che presentano il vantaggio
di avere una densità energetica molto maggiori rispetto alle tradizionali batterie al litio. Ad esempio, il
progetto Battery 500 Project, che vede come capofila
IBM, prevede di realizzare entro il 2013 un prototipo
di batteria litio-aria avente una densità energetica da
5 a 15 volte maggiore di quella di una tradizionale
batteria al litio, e capace di garantire un’autonomia al
veicolo elettrico di circa 800 km. Per la commercializzazione su vasta scala della tecnologia, si prevede
che possa aver luogo a partire dal 2020.
Diverse realtà hanno approcciato la ricerca su questa tecnologia, come ad esempio la Phinergy (azienda israeliana che sviluppa tecnologie innovative
nell’ambito dell’accumulo dell’energia elettrica), la
quale ha realizzato un prototipo di batteria metalloaria (in cui sostanzialmente si prevede la sostituzione dei catodi convenzionali con “catodi ad aria”)
Un altro tema riguardante le batterie dei veicoli elettrici, il quale oggi appare sicuramente poco rilevante ma che lo diventerà sempre più quando vi sarà
un’ampia diffusione della mobilità elettrica, riguarda la gestione del fine vita delle batterie. Alcune
iniziative intraprese in questi anni da parte di importanti player sono riportate nel BOX 7.6.
Tuttavia sono allo studio soluzioni innovative che
vengono considerate particolarmente promettenti
da questo punto di vista.
Box 7.6
La gestione del fine vita delle batterie
Il fine vita di una batteria utilizzata per i veicoli elettrici
fa riferimento al momento in cui la batteria risulta incapace di garantire performance sufficienti alla movimentazione dei veicoli. Quando ciò accade, in realtà le batterie possiedono ancora una carica residua di circa il 70%
di quella nominale, pertanto sono allo studio soluzioni
per individuare possibili utilizzi “alternativi” per i quali
la batteria giunta a “fine vita” risulti idonea. Soluzioni
174
di questo tipo potrebbero portare benefici importanti,
trovando per esempio una soluzione al problema del
riciclaggio del batterie, che nel caso del litio è particolarmente delicato, data la presenza di materie prime potenzialmente dannose per l’ambiente. Inoltre, si verrebbe a
determinare un nuovo prezzo di rivendita delle batterie,
incrementando quindi il valore residuo della batteria di
proprietà del titolare del veicolo elettrico.
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Ad esempio, nel 2012 è stato siglato un accordo che vede
la nascita di una partnership tra Nissan, ABB, 4R Energy
(la quale sviluppa sistemi di ricarica per veicoli elettrici)
e Sumitomo Corporation of America (che si occupa del
supporto finanziario e della fornitura di soluzioni in diversi comparti) per la valutazione del riutilizzo delle batterie agli ioni di litio presenti a bordo della Nissan Leaf.
L’obiettivo dell’accordo è valutare e testare le possibili applicazioni commerciali e ad uso domestico delle batterie del
veicolo giunte a fine vita, per applicazioni di tipo “energy
storage” quali l’arbitraggio sul prezzo dell’energia, la massimizzazione dell’autoconsumo dell’energia prodotta da impianti FRNP e la power quality (si veda PARAGRAFO 1.1).
In particolare, si prevede di creare una struttura proto-
Infine, per quanto riguarda la durata della ricarica,
appare positivo che la gran parte dei modelli oggetto d’analisi, e che rappresentano i principali tra
quelli venduti nel nostro Paese, vada oltre la modalità di ricarica “lenta”, abbracciando la possibilità
di ricaricare il veicolo in tempi maggiormente rapidi, prossimi o inferiori ad un’ora.
7.5 Il potenziale di sviluppo
della mobilità elettrica in Italia
Per quanto riguarda le prospettive di diffusione attese dei veicoli elettrici, dalla rassegna delle principali
analisi effettuate da alcune società di consulenza22
e sulla base dei pareri espressi dai principali OEM è
emerso che si stima un potenziale nazionale della
mobilità elettrica al 2020 compreso fra i 2 ed i 3,8
milioni di autovetture, con riferimento sia ai veicoli elettrici che ibridi plug-in. Il peso delle due tipologie di veicoli è variabile in funzione dei diversi studi,
ma si concorda sulla prevalenza dei secondi al 2020,
i quali potranno pesare intorno al 60-80% delle vendite complessive al 2020. Nella precedente edizione
dello Smart Grid Report si erano assunti questi valori
prospettici come punto di partenza per una valutazione dell’impatto della diffusione dei veicoli elettrici
sulla infrastruttura di trasmissione e distribuzione
del nostro Paese (si veda Figura 7.4).
L’evoluzione attuale del mercato lascia tuttavia
22
tipale formata dalle batterie della Nissan Leaf che abbia
una capacità di almeno 50 kWh, sufficiente a fornire energia elettrica a circa 15 abitazioni per due ore.
Un accordo analogo è stato stipulato in precedenza
(2010) sempre da ABB con General Motors, il quale prevede la collaborazione delle due aziende in un progetto
di ricerca e sviluppo sugli utilizzi delle batterie agli ioni
di litio della Chevrolet Volt, al termine del loro ciclo di
vita, come sistemi di stoccaggio di energia. A fine 2012
è stato presentato il primo risultato concreto della collaborazione, ossia la realizzazione di una unità composta
da cinque batterie di Chevrolet Volt in grado di erogare
due ore di energia elettrica, per una capacità di 25 kW /
50 kWh.
presagire un ridimensionamento rispetto alle
prospettive cui si è fatto cenno in precedenza, ed
ha posto gli operatori di fronte alla domanda se appaia o meno ragionevole attendersi un tale potenziale per la mobilità elettrica, in quanto si dovrebbe
assistere mediamente a 300-600 mila immatricolazioni annue di veicoli elettrici da qui al 2020.
Analizzando le dinamiche che hanno interessato
negli ultimi anni i segmenti di mercato verso i quali
la mobilità elettrica risulta potenzialmente “appetibile”, affinchè tale target si raggiunga sarebbe necessario che, da qui al 2020:
•• Il 50% annuo dei veicoli venduti facenti riferimento al segmento “piccole” ed il 20% dei veicoli
venduti facenti riferimento al segmento “utilitarie” sia a trazione elettrica (per un totale di veicoli
stimabile nell’ordine delle 300.000 unità/anno);
•• Il 25% dei veicoli immatricolati da società
(flotte aziendali) sia a trazione elettrica (per un
totale di veicoli stimabile in 70.000 unità/anno);
•• Tutti i capoluoghi di provincia (attualmente 19)
in cui è presente un servizio di car sharing si
dotino di un servizio di car sharing completamente elettrico (per un totale di veicoli stimabile in 2.500 unità, valore che raggiungerebbe circa
15.000 unità se il servizio fosse esteso a tutti i capoluoghi di provincia italiani).
Questo scenario, che evidentemente non rappresenta che una delle “n” combinazioni teoricamente
possibili per raggiungere il sopraccitato potenziale
Cfr. Smart Grid Executive Report 2012.
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175
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Figura 7.4
Potenziale di diffusione della mobilità elettrica in Italia (Fonte: Smart Grid Executive Report 2012)
Milioni di unità immatricolate
4
3
2
1
0
2012
2015 E
Scenario ottimistico
(ottenibili variando il “peso relativo” attribuito alle
diverse categorie di utenze), appare piuttosto remoto se lo si “legge” alla luce dell’attuale pattern di
sviluppo della mobilità elettrica che si registra nel
nostro Paese, dove gli attuali tassi di penetrazione
sono di ben tre ordini di grandezza inferiori.
Scenario pessimistico
2020 E
Trend attuale
del target precedentemente stimato.
Dallo scenario ipotizzato appare inoltre evidente
che i “grandi numeri” fanno riferimento in primis
a quelle categorie di veicoli (“piccole” ed “utilitarie”), tipicamente appannaggio di soggetti privati,
che se da un lato dovrebbero rappresentare il mercato di sbocco “naturale” (data la tipologia di utilizzo,
prevalentemente cittadino, ed i livelli medi giornalieri di percorrenza ridotti), dall’altro si è visto essere
proprio quello che sta mostrando maggiore ritrosìa
ad abbracciare questo nuovo paradigma di mobilità.
Questo scenario implicherebbe inoltre un’azione
“congiunta” in particolare su due dei fronti “caldi” che hanno un impatto cruciale sulla diffusione
della mobilità elettrica, ossia l’istituzione di incentivi a supporto e la diffusione di un’infrastruttura di ricarica capillare. Sul tema incentivi, che,
come si è avuto modo di discutere con particolare
riferimento al Paese scandinavo, possono riguardare sia sconti sull’acquisto dei veicoli ma anche altri
“benefit”, dall’esenzione dall’IVA sull’acquisto fino
alla possibilità di usufruire di parcheggi ad hoc, appare necessario superare le “debolezze” dell’attuale
schema incentivante predisposto in Italia, sia in termini di risorse stanziate che di “vincoli” che di fatto
ne ostacolano l’effettivo sfruttamento.
Se si guarda invece, forse in maniera più pragmatica, alle performance del Paese più “virtuoso” a livello
mondiale in termini di diffusione della mobilità elettrica, ossia la Norvegia, è interessante riflettere su
quanto cuberebbe in Italia uno “scenario 3%”, ossia
uno scenario in cui il 3% delle nuove immatricolazioni annue di veicoli fosse elettrico, analogamente a
quanto accade oggi in Norvegia. In uno scenario così
composto, la stima delle auto elettriche mediamente vendute in Italia da qui al 2020 sarebbe pari a
circa 50.000 unità all’anno, il che permetterebbe di
raggiungere un valore cumulato al 2020 nell’ordine
dei 350.000 veicoli elettrici, ben al di sotto (10-20%)
Parimenti, risulterebbe necessario agire sul lato infrastruttura di ricarica, che ad oggi, come discusso
nel PARAGRAFO 7.2, è limitata a qualche centinaio di
unità. Prendendo sempre spunto dalla Norvegia in
termini di rapporto tra stock di veicoli elettrici circolanti e numero di colonnine pubbliche esistenti
(pari a circa 4:1), ciò significherebbe che l’Italia al
2020 dovrebbe dotarsi di circa 100.000 punti di ricarica ad accesso pubblico diffusi sul territorio, valore che si mostra coerente rispetto alle roadmap di
sviluppo tracciate a livello nazionale (130.000 punti
di ricarica accessibili al pubblico al 2020, secondo il
Piano nazionale infrastrutturale per la ricarica dei
176
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7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
veicoli elettrici) e comunitario (125.000 punti di
ricarica pubblici, secondo la proposta di Direttiva
Europea sulla realizzazione di un’infrastruttura per
i combustibili alternativi).
Questo scenario appare sicuramente più “ragionevole” di quello discusso in apertura di questo
paragrafo, alla luce delle dinamiche recenti del
settore, tuttavia la cui implementazione necessita, come rimarcato in precedenza, di uno sforzo
congiunto da parte dei diversi stakeholder.
7.6 L’impatto della mobilità
elettrica sul sistema elettrico
Un aspetto che vale la pena analizzare in conclusione, sebbene com’è del tutto evidente dai dati attuali
di diffusione della mobilità elettrica non rappresenta un problema nel breve termine, fa riferimento
all’integrazione della mobilità elettrica all’interno
del sistema elettrico.
Con i numeri di mercato “attesi” al 2020 e che si
sono discussi nel PARAGRAFO 7.5, l’incremento della domanda nazionale di energia elettrica si può
stimare nell’ordine di 1 TWh/anno, ossia un innalzamento inferiore ad 1 punto percentuale rispetto
al dato di domanda elettrica registrato nel 2012
(questo valore salirebbe fino a 4-8 TWh annui al
2020, se si considerassero raggiungibili gli scenari
illustrati in apertura del PARAGRAFO 7.5).
Su questo fronte, quindi, non dovrebbero registrarsi
particolari criticità in virtù della dinamica di contrazione della domanda nazionale negli ultimi anni
e della conseguente over capacity che attualmente
caratterizza il nostro sistema elettrico, affiancata
dalla crescita importante (seppur stimata in rallentamento nei prossimi anni) dell’energia prodotta da
fonti rinnovabili (si veda INQUADRAMENTO).
Decisamente più complesso – anche se non “critico” a detta degli operatori – è invece l’impatto
che l’auto elettrica (ed i relativi punti di prelievo,
ossia le colonnine di ricarica siano esse pubbliche
o private) può avere sulla prevedibilità dei carichi.
Le soluzioni a questo possibile problema esistono
già e possono essere rubricate in tre diverse tipologie, a complessità (ma anche efficacia) crescente:
•• l’adozione di un sistema di gestione centralizzato che permette di modulare l’erogazione dell’energia per la ricarica del veicolo sulla base delle
contingenze del sistema elettrico (si veda il BOX
7.7);
•• l’adozione di sistemi di storage, funzionali a disaccoppiare la ricarica dei veicoli elettrici dall’
“impegno” della rete elettrica, oppure ancora
integrati con fonti di produzione di energia alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
A questo proposito, è interessante sottolineare la
gia citata iniziativa intrapresa da ACEA nell’ambito del progetto pilota di smart grid incentivato
dall’AEEG (Delibera ARG/elt 39/10), il quale si è
Box 7.7
L’“Operation center” di Enel
Un esempio emblematico fa riferimento al sistema di
gestione delle infrastrutture di ricarica di cui dispone
Enel (“Operation Center”), realizzato insieme a Siemens, il quale permette la gestione di tutte le colonnine
installate da Enel, interfacciandosi con il sistema di
controllo della rete di distribuzione, al fine di garantire
che la ricarica non rappresenti un eccessivo aggravio
per la rete elettrica, permettendo ad esempio di gestire
l’assorbimento dell’energia da parte dell’auto elettrica
in funzione delle condizioni della rete, di effettuare il
controllo della tensione e di gestire il flusso di energia
bi-direzionale dalla rete verso il veicolo elettrico e viceversa (ossia il cosiddetto “vehicle-to-grid”, di cui si par-
lerà nel seguito).
Oltre a queste funzionalità, l’Operation Center consente,
da un lato, di gestire l’identificazione dei veicoli che effettuano la ricarica e la relativa contrattualistica (mediante
la generazione di tessere RFID di cui gli utenti si servono
per autenticarsi alle colonnine), ed in secondo luogo permette di gestire da remoto il parco colonnine, mediante
la funzione di controllo e diagnostica di eventuali malfunzionamenti, permettendo inoltre un collegamento
costante con le colonnine, le quali possono essere localizzate su mappe digitali al fine di facilitare il loro raggiungimento da parte degli utenti o renderne possibile la
prenotazione da parte degli stessi.
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177
7. il MERCATO dell' AUTO ELETTRICA
Box 7.8
La sperimentazione vehicle-to-grid promossa dall’università del Delaware
Dalla collaborazione tra l’Università del Delaware, il gestore di rete locale (PJM Interconnection) ed una utility
operante nella zona (NRG Energy) ha preso le mosse a
partire dal 2011 un progetto per valutare le possibili opportunità del V2G, anche in termini economici.
La possibilità di guadagno risiede nel fatto che il veicolo, collegato alla rete, è in grado di comunicare bidirezionalmente con essa, cosicchè il gestore di rete
può chiedere al veicolo di cedere/assorbire energia
o restare inerte in base al carico energetico presente
istantaneamente sulla rete. A fronte di questa disponibilità della vettura, la società fornitrice di elettricità riconosce un premio per la concessa possibilità di
bilanciare la rete.
Dalla ricerca, che ha inizialmente coinvolto 15 Mini E
posto (tra gli altri) l’obiettivo di definire un modello “sostenibile” di alimentazione di un sistema
di ricarica di veicoli elettrici, che sia replicabile
all’interno della città di Roma.
In particolare, l’applicazione oggetto di sperimentazione fa riferimento all’installazione di un
sistema di accumulo avente la capacità di circa 45
kWh associato a tre colonnine per la ricarica di
veicoli elettrici e ad un impianto fotovoltaico da
10 kWp, la cui finalità consiste nel minimizzare la
quantità di energia elettrica scambiata con la rete;
•• l’adozione di un paradigma vehicle-to-grid. L’idea alla base del “vehicle-to-grid” consiste nell’utilizzo delle auto elettriche, quando collegate
ai sistemi di ricarica, come sistemi di storage
178
Model (dotate di circuiteria aggiuntiva e di caricabatterie
bi-direzionali), è emerso che la comunicazione bi-direzionale tra rete e veicolo è in grado di produrre guadagni
netti al proprietario di un veicolo elettrico pari a circa 5
$/giorno (circa 1800$/anno).
La possibilità di conseguire un beneficio economico
consistente da parte del proprietario del veicolo elettrico,
grazie al vehicle to grid, può rappresentare un incentivo
all’adozione dei veicoli elettrici, a fronte di costi differenziali che si devono sostenere per dotare il veicolo dei
dispositivi necessari stimati nell’ordine dei 400 $. Questa
prospettiva appare interessante in particolare per i gestori di flotte di veicoli, i quali possono offrire una “massa
critica” maggiore, in termini di numero di veicoli in grado di implementare il “vehicle-to-grid”.
“distribuito”, da caricare/scaricare opportunamente in funzione dello stato della rete elettrica.
Si tratta pertanto, a differenza del primo caso citato dove la comunicazione era solo unidirezionale (dalla rete all’auto e non viceversa), di una
sorta di “demand response” adattata ai veicoli
elettrici. Ad oggi l’applicazione di questo paradigma è confinata a qualche sperimentazione
(si veda BOX 7.8) – anche perché sono poche le
case automobilistiche (quali BMW, Chevrolet
e Nissan) che hanno equipaggiato i loro veicoli
con sistemi di comunicazione “bidirezionali” –
ma gli operatori lo considerano una possibile
chiave di volta per la gestione smart delle reti e
della mobilità elettrica.
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Gruppo di lavoro
Vittorio Chiesa - Direttore Energy & Strategy Group
Maurizio Delfanti - Dipartimento di Energia
Davide Chiaroni - Responsabile della Ricerca
Federico Frattini - Responsabile della Ricerca
Simone Franzò - Project Manager
Marco Alberti
Marco Chiesa
Lorenzo Colasanti
Riccardo Terruzzi
Annalisa Tognoni
Giovanni Toletti
Con la collaborazione di:
Francesca Boscarelli
Andrea Cervellin
Janko Peneff
Andrea Perego
Marcello Perricone
Davide Rebosio
Emanuela Ungaro
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179
Metodologia
L
a ricerca i cui risultati sono raccolti nello Smart Grid Report – 2° edizione è stata
condotta utilizzando approcci metodologici
diversi, ancorché complementari e tra loro interrelati. Ciò si è reso necessario data l’ampiezza ed
eterogeneità delle tematiche che il Rapporto ha affrontato, sia con riferimento ai sistemi di storage
che alla mobilità elettrica: (i) per quanto concerne i sistemi di accumulo, l’analisi delle principali
tecnologie con cui è possibile accumulare energia
elettrica, della relativa convenienza economica e
dei possibili sviluppi di mercato, ed infine l’analisi del quadro normativo in essere; (ii) per quanto
riguarda invece la mobilità elettrica, l’analisi delle
principali tecnologie di veicoli elettrici e delle modalità con cui è possibile effettuarne la ricarica, l’analisi del quadro normativo in essere e delle attuali
dinamiche di mercato.
La tecnologia dello storage
Il capitolo del Rapporto che passa in rassegna le
principali alternative tecnologiche per accumulare
energia elettrica si basa principalmente su:
•• l’analisi estensiva della letteratura tecnica ed ingegneristica sul tema e delle ricerche promosse
dai principali centri ed istituti di ricerca a livello
mondiale;
•• la consultazione dei cataloghi e dei siti web delle
principali imprese che sviluppano e commercializzano queste tecnologie, da cui sono stati ricavati dati su prezzi e livelli di prestazioni offerte;
•• un panel study che ha coinvolto esperti del settore, ricercatori e professori afferenti ad istituzioni
diverse dal Politecnico di Milano, per corroborare le informazioni raccolte.
La normativa dello storage
Il capitolo del Rapporto che esamina il quadro
normativo in essere ed interpreta i suoi impatti sul
business dello storage si basa in primo luogo sull’analisi estensiva della normativa nazionale relativa
al tema. A questo studio si aggiunge la raccolta di
opinioni di esperti ed operatori del mercato, che
ha consentito di comprendere più nel dettaglio
l’impatto che il quadro normativo sta avendo e verosimilmente avrà nel futuro sulla diffusione dei
sistemi di storage ai diversi livelli del sistema elettrico.
Il mercato dello storage
Il capitolo del Rapporto che studia la convenienze economica dell’adozione dei sistemi di storage
da parte dei diversi soggetti del sistema elettrico si
basa principalmente su:
•• l’analisi estensiva della letteratura tecnica ed ingegneristica sul tema e delle ricerche promosse
dai principali centri ed istituti di ricerca a livello
mondiale;
•• un panel study che ha coinvolto esperti del settore, ricercatori e professori afferenti ad istituzioni
diverse dal Politecnico di Milano, per corroborare le informazioni raccolte ed individuare gli scenari d’uso maggiormente rilevanti per i diversi
soggetti del sistema elettrico.
Al fine di favorire la comprensione delle valutazioni svolte nel Rapporto ed offrire la possibilità
di condurre una valutazione indipendente modificando – ove lo ritenesse opportuno – i parametri di riferimento, nelle tabelle che seguono si
riportano i principali valori medi di riferimento
che sono stati considerati per le diverse valutazioni effettuate.
Infine, la stima del potenziale teorico di diffusione
dei sistemi di storage e della loro penetrazione verosimile è stata condotta attraverso:
•• interviste dirette ad oltre 50 operatori del settore;
•• l’analisi comparativa e l’interpolazione delle previsioni contenute in rapporti di ricerca o studi
di settore, messi a punto da associazioni ed enti
di ricerca italiani ed internazionali e dei piani di
investimento redatti dai Gestori delle reti di trasmissione e distribuzione;
•• lo sviluppo e l’applicazione di modelli di simulazione costruiti e validati attraverso un confronto
con esperti di settore.
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181
Impianto FRNP
Tipologia impianto FRNP
Eolico
Taglia impianto FRNP
10 MW
Ore equivalenti di funzionamento alla potenza nominale
2000 h/anno
Ore effettive di funzionamento
4700 h/anno
Dimensione sistema di storage
5 MWh (1 MW)
Delta prezzo energia per arbitraggio
30 €/MWh
Oneri di sbilanciamento
3,04 €/MWh
Prezzo Ritiro dedicato
103,4 €/MWh
Banda di regolazione primaria
0,015
Banda di regolazione secondaria
0,06
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo investimento)
1,2 mln €/MWh
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo O&M)
5.000 €/anno
Batteria al litio (Costo investimento)
1,3 mln €/MWh
Batteria al litio (Costo O&M)
5.000 €/anno
Batteria al sodio/zolfo (Costo investimento)
1,0 mln €/MWh
Batteria al sodio/zolfo (Costo O&M)
5.000 €/anno
Gestore rete di trasmissione
182
Dimensione accumulo
20 MWh (4 MW)
Valore energia rinnovabile prodotta da impianti FRNP
90 €/MWh
Mancata produzione eolica
7.273 MWh/anno
Regolazione tensione (al MW di storage installato)
75.000 €/MW
Costo evitato rinforzo rete (al MW di storage installato)
250.000 €/MW
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo investimento)
1,1 mln €/MWh
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo O&M)
20.000 €/anno
Batteria al litio (Costo investimento)
1,2 mln €/MWh
Batteria al litio (Costo O&M)
20.000 €/anno
Batteria al sodio/zolfo (Costo investimento)
1,0 mln €/MWh
Batteria al sodio/zolfo (Costo O&M)
20.000 €/anno
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Gestore rete di distribuzione
Taglia trasformatore di Cabina Secondaria
100 kVA
Dimensione accumulo
25 kWh (100 kW)
Numero interruzioni transitorie e buchi severi
25 unità/anno
Numero interruzioni brevi e lunghe
12 unità/anno
Durata interruzione
3 minuti
Banda regolazione primaria
0,015
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo investimento)
1,8 mln €/MWh
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo O&M)
500 €/anno
Batteria al litio (Costo investimento)
1,9 mln €/MWh
Batteria al litio (Costo O&M)
500 €/anno
Tipologia impianto FRNP
Fotovoltaico
Potenza contrattuale impegnata
2.700 kW
Energia elettrica prelevata
6.350 MWh/anno
Taglia impianto FRNP
1.000 kW
Ore equivalenti di funzionamento alla potenza nominale
1200 h/anno
Ore effettive di funzionamento
4700 h/anno
Dimensione accumulo
500 kWh (500 kW)
Autoconsumo naturale
0,50
Autoconsumo con accumulo
0,65
Costo energia elettrica
0,19 €/kWh
Oneri di sbilanciamento
2,79 €/MWh
Numero interruzioni lunghe e brevi
3 unità/anno
Numero interruzioni transitorie e buchi severi
10 unità/anno
Prezzo ritiro dedicato
0,105 €/kWh
Banda regolazione primaria
0,015
Banda regolazione secondaria
0,06
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo investimento)
1,6 mln €/MWh
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo O&M)
1.500 €/anno
Batteria al litio (Costo investimento)
1,7 mln €/MWh
Batteria al litio (Costo O&M)
1.500 €/anno
Micro-grid
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183
Prosumer
Tipologia impianto FRNP
Fotovoltaico
Taglia impianto FRNP
3 kW
Ore equivalenti di funzionamento alla potenza nominale
1.200 h/anno
Ore effettive di funzionamento
4700 h/anno
Potenza contrattuale impegnata
3 kW
Dimensione accumulo
3 kWh (2 kW)
Autoconsumo naturale
0,3
Autoconsumo con accumulo
0,75
Costo energia elettrica
0,21 €/kWh
Costo sbilanciamento
2,79 €/MWh
Numero interruzioni lunghe e brevi
5
Banda regolazione primaria
0,015
Prezzo ritiro dedicato
0,1034 €/kWh
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo investimento)
2,1 mln €/MWh
Batteria al sodio/cloruro di nickel (Costo O&M)
50 €/anno
Batteria al litio (Costo investimento)
2,2 mln €/MWh
Batteria al litio (Costo O&M)
50 €/anno
Batteria al piombo/acido (Costo investimento)
1,5 mln €/MWh
Batteria al piombo/acido (Costo O&M)
50 €/anno
La filiera dello storage
Il capitolo del Rapporto che approfondisce l’articolazione della nascente filiera dei sistemi di storage in
Italia si basa principalmente su:
• il censimento e la raccolta di informazioni
anagrafiche ed economiche (attraverso l’esame di siti web istituzionali, la consultazione del database AIDA, l’analisi di annual
report e altra documentazione pubblica) di
oltre 50 imprese operanti nei diversi comparti della filiera;
• la realizzazione di una serie interviste dirette su un campione di imprese selezionate
tra quelle che sono state censite nell’analisi.
La tecnologia dell’auto elettrica
Il capitolo del Rapporto che passa in rassegna le
principali tecnologie dei veicoli elettrici e delle modalità attraverso cui è possibile effettuarne la ricarica si basa principalmente su:
184
• l’analisi estensiva della letteratura tecnica
ed ingegneristica sul tema e delle ricerche
promosse dai principali centri ed istituti di
ricerca a livello mondiale;
• la consultazione dei cataloghi e dei siti web
delle principali imprese che sviluppano e
commercializzano queste tecnologie, da cui
sono stati ricavati dati su prezzi e livelli di
prestazioni offerte.
La normativa dell’auto elettrica
Il capitolo del Rapporto che esamina il quadro normativo in essere ed interpreta i suoi impatti sul business della mobilità elettrica si basa in primo luogo
sull’analisi estensiva della normativa nazionale relativa al tema. A questo studio si aggiunge la raccolta di opinioni di esperti ed operatori del mercato,
che ha consentito di comprendere più nel dettaglio
l’impatto che il quadro normativo sta avendo e verosimilmente avrà nel futuro sulla diffusione della
mobilità elettrica nel nostro Paese.
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Il mercato dell’auto elettrica
Il capitolo del Rapporto che studia la diffusione della mobilità elettrica e le prospettive di mercato attese si basa principalmente su:
• l’analisi estensiva della letteratura tecnica
ed ingegneristica sul tema e delle ricerche
promosse dai principali centri ed istituti di
ricerca a livello mondiale;
• lo sviluppo e l’applicazione di modelli di simulazione costruiti e validati attraverso un
confronto con esperti di settore.
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185
Bibliografia
Si riportano di seguito le principali fonti di natura
bibliografica che sono state consultate nell’ambito
della ricerca:
•• Bertazzi, A., Fumagalli, E., Lo Schiavo, L. (2005),
The use of customer outage cost surveys in policy
decision-making: the Italian experience in regulating quality of electricity supply
•• Bonfante, N. (2010), Confronto tecnico - economico tra le tecnologie per l’accumulo elettrochimico di energia per la trazione elettrica
•• Boston Consulting Group (2010),
“Batteries for electric cars Challenge, opportunities and the outlook to 2020
•• Bradbury, K. (2010), Energy Storage Technology
Review
•• Celaschi S., Mauri G., Lazzari R., Micolano
E.(2010), Tecnologie abilitanti la diffusione dei
veicoli elettrici stradali plug-in: sistemi di accumulo, ricarica e telecomunicazioni
•• Ceraolo, M. (2012), Sistemi di accumulo elettrochimico
•• Conte, M., G.G. (2011), Analisi e definizione di
strategie di gestione e controllo di sistemi di accumulo elettrico per applicazioni in reti di distribuzione attive automatizzate
•• deloitte-Aniasa (2013), la mobilità sostenibile a noleggio
•• DEUTSCHE BANK (2010), vehicle electrification. More rapid growph; steeper price declines for
batteries
•• EERA (2011), EERA Joint Programme on
Smart Grids. Sub-Programme 4 Electrical Storage Technologies D4.1 Electrical Energy Storage
Technology Review
•• EERA-EASE (2013), Joint EASE/EERA recommendations for a European Energy Storage
Technology Development Roadmap towards 2030
•• EPRI (2010), Electricity Energy Storage Technology Options - A White Paper Primer on Applications, Costs, and Benefits
•• EPRI-DOE (2003), Handbook of Energy Storage
for Transmission and Distribution Applications
•• EURELECTRIC (2012), Decentralised storage:
Impact on future distribution grids
•• EUROBAT (2011), White Paper – Importance of
battery Energy Storage for Renewable Energy Supply
•• Eyer, j., Corey, G, (2010), Energy Storage for the
electricity grid: benefits and markets potential assessment guide
•• Fabio, V. (2010), Controllo della tensione sulle rete elettriche di distribuzione,tramite sistemi
d’accumulo dell’energia elettrica
•• FEDERAZIONE ANIE – GRUPPO SISTEMI DI
ACCUMULO (2012), Position paper sul ruolo dei
Dispositivi di Accumulo Elettrochimico nei Sistemi Elettrici
•• FEDERAZIONE ANIE (2013), Posizione ANIE
sui veicoli elettrici
•• FEDERAZIONE ANIE (2013), Integrazione di
sistemi di accumulo elettrochimico in impianti di
produzione alimentati da fonti rinnovabili connessi alla rete elettrica
•• findomestic (2012), l'automobile elettrica e
gli europei
•• IEA (2013), Global EV Outlook
•• JRC (2012), Driving and parking patterns of European Car drivers – a mobility survey
•• JRC (2013), Smart Grid projects in Europe: Lessons learned and current developments
•• RICERCA DI SISTEMA ELETTRICO (2011),
Analisi e definizione di strategie di gestione e controllo di sistemi di accumulo elettrico per applicazioni in reti di distribuzione attive automatizzate
- Report 1: Analisi dello stato dell’arte
•• RICERCA DI SISTEMA ELETTRICO (2011),
Sistemi avanzati di accumulo di energia: scenario
di riferimento, obiettivi, risultati
•• RSE (2011), L’accumulo di Energia elettrica
•• RSE (2011), Rapporto di sintesi del Progetto: Impatto sul sistema elettrico della potenziale diffusione dei veicoli elettrici
•• SANDIA (2003), Long- vs. Short-Term Energy
Storage Technologies Analysis
•• SANDIA (2008), Benefit/Cost Framework for
Evaluating Modular Energy Storage
•• SANDIA (2010), Energy Storage for the Electrici-
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187
Bibliografia
ty Grid: Benefits and Market Potential Assessment
Guide - A Study for the DOE Energy Storage Systems Program
•• SIEMENS (2011), Microgrids White paper
•• TERNA (2011), Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia.
•• Tironi, E., L. P. (2011), Studio di sistemi avanzati
di accumulo di energia quali supercondensatori e
188
sistemi di accumulo misti(batterie +supercondensatori)
•• Wuning (2009), Nuovi bruciatori recuperativi
e rigenerativi riducono emissioni e perdite al
camino.
•• ZPRYME (2012), Power systems of the future: the
case for energy storage, distributed generation,
and microgrids
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Elenco delle organizzazioni intervistate
Si ringrazia infine, per la disponibilità e le informazioni forniteci, le imprese e le organizzazioni intervistate
nel corso della ricerca:
•• A2A
•• ABB
•• ENEL DISTRIBUZIONE
•• SCAME
•• SCHNEIDER ELEC-
•• ACCU ITALIA
•• ENEL GP
•• ACEA
•• ENERPOWER
•• ANIE ENERGIA
•• ENERVENTI
•• AUTORITA’
•• FAAM
•• SELTA
PER L’ENERGIA
•• FIAMM
•• SET DISTRIBUZIONE
ELETTRICA E IL GAS
•• GE
•• SIEL
•• AXU
•• GILDEMEISTER
•• SIEMENS
•• BOSCH
•• GRUPPO LOCCIONI
•• SMA
•• BYD
•• GSE
•• SOLON
•• CEI-CIVES
•• IBM
•• SORGENIA
•• CESI
•• LOGINET
•• TELECOM
•• CLASS ONLUS
•• M E D I O C R E D I T O
•• TERNA
•• DIPARTIMENTO
ITALIANO
TRIC
•• SELEX ELECTRONIC
SYSTEM
•• TOSHIBA
DI ENERGIA –
•• MIDAC BATTERIES
•• UFLEX
POLITECNICO
•• NEC
•• VARTA
DI MILANO
•• NHP
•• VESTA
•• E. ON
•• POWER ONE
•• VIPIEMME
•• EDISON
•• RSE
•• YUASA
•• ELAN
•• SAET
•• ENEA
•• SAFT
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La School of Management
e l’Energy & Strategy Group
School of Management
L’Energy & Strategy Group
La School of Management del Politecnico di Milano
è stata costituita nel 2003.
Essa accoglie le molteplici attività di ricerca, formazione e alta consulenza, nel campo del management,
dell’ economia e dell’ industrial engineering, che il Politecnico porta avanti attraverso le sue diverse strutture interne e consortili. Fanno parte della Scuola:
il Dipartimento di Ingegneria Gestionale, i Corsi
Undergraduate e il PhD Program di Ingegneria
Gestionale e il MIP, la business school del Politecnico di Milano che, in particolare, si focalizza sulla
formazione executive e sui programmi Master.
La Scuola può contare su un corpo docente di più
di duecento tra professori, lecturer, ricercatori, tutor e staff e ogni anno vede oltre seicento matricole
entrare nel programma undergraduate.
La School of Management gode dal 2007 del prestigioso accreditamento EQUIS, creato nel 1997 come primo standard globale per l’auditing e l’accreditamento
di istituti al di fuori dei confini nazionali, tenendo
conto e valorizzando le differenze culturali e normative dei vari Paesi.
L’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano è composto da
docenti e ricercatori del Dipartimento di Ingegneria Gestionale e si avvale delle competenze tecnicoscientifiche di altri Dipartimenti.
L’Energy & Strategy Group si pone l’obiettivo di
istituire un Osservatorio permanente sui mercati
e sulle filiere industriali delle energie rinnovabili e
dell’ efficienza energetica in Italia, con l’intento di
censirne gli operatori, analizzarne strategie di business, scelte tecnologiche e dinamiche competitive,
e di studiare il ruolo del sistema normativo e di incentivazione.
L’ Energy & Strategy Group intende presentare i risultati dei propri studi attraverso:
• rapporti di ricerca “verticali”, che si occupano di
una specifica fonte di energia rinnovabile (solare, biomasse, eolico, geotermia, ecc.);
• rapporti di ricerca “trasversali”, che affrontano
il tema da una prospettiva integrata (efficienza
energetica dell’edificio, sostenibilità dei processi
industriali, ecc.).
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191
I Partner della ricerca
ABB
ACEA
CESI
EDISON
ENEL Green Power
ENERVENTI
FIAMM
NEC
SELTA
SIEMENS
SORGENIA
TERNA
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193
Imprese partner
ABB (www.abb.com) è leader nelle tecnologie per l'energia e l'automazione che consentono alle utility e
alle industrie di migliorare le loro performance, riducendo al contempo l'impatto ambientale. Le società
del Gruppo ABB impiegano circa 145.000 dipendenti
in oltre 100 Paesi.
La storia di ABB risale alla fine del diciannovesimo
secolo e rappresenta un duraturo e illustre esempio
di innovazione e leadership tecnologica in molti
settori industriali. Leadership tecnologica, presenza
globale, conoscenza applicativa e competenze locali
sono i fattori chiave di un’offerta di prodotti, sistemi e
servizi che permettono ai clienti di ABB di migliorare
le loro attività in termini di efficienza energetica, affidabilità delle reti e produttività industriale.
La rete elettrica del futuro dovrà essere una versione
ottimizzata dell’attuale, provvista di sistemi estesi di
monitoraggio e comunicazione, nuove interconnessioni, un flusso bidirezionale di energia e informazioni,
strutture per lo stoccaggio dell’energia e una porzione
più ampia dedicata alla produzione proveniente da
fonti distribuite e rinnovabili.
Il sistema dovrà essere altamente automatizzato per
garantire la disponibilità di approvvigionamenti sicuri ed efficienti destinati all’uso industriale, commerciale e domestico.
ABB considera il concetto di smart grid come un
sistema basato sugli standard di settore, in grado di
offrire energia elettrica in modo costante, sicuro e
sostenibile. Tale sistema dovrà essere in grado di oltrepassare le frontiere nazionali e internazionali, così
da consentire il commercio di energia tra regioni limitrofe, e dovrà essere provvisto di sistemi di monitoraggio e controllo in tempo reale in grado di contenere e correggere automaticamente le anomalie per
garantire ai consumatori la disponibilità di energia
elettrica di qualità elevata.
Sebbene una smart grid completa sia attualmente
solo un’idea per il futuro, da alcuni anni ABB studia
le tecnologie e gli standard necessari allo sviluppo
della stessa, di cui diversi sono già in uso. Potendo
vantare un’ampia gamma di tecnologie per l’energia e
l’automazione, ABB sta assumendo un ruolo di spicco nella fornitura di soluzioni integrate per lo sviluppo delle reti intelligenti.
ABB ha fornito numerosi impianti per migliorare le
prestazioni delle reti elettriche esistenti. Così facendo
è possibile offrire più energia, incrementando la quota proveniente da fonti rinnovabili, in modo più affidabile ed efficiente, collegando i generatori alla rete,
realizzando le interconnessioni e aumentando inoltre
la capacità, la produttività e la stabilità dell’intero sistema elettrico.
Ma i progetti realizzati finora rappresentano solo una
piccola parte dell’intero sistema. ABB sta attualmente
lavorando a più di 20 progetti pilota in tutto il mondo
per testare nuove soluzioni e sondare le prestazioni
offerte dalle soluzioni esistenti su larga scala. Questi
progetti coprono tutti gli aspetti delle smart
grid, dall’accumulo dell’energia, alla gestione della
rete, alle funzioni di misurazione e comunicazione,
fino all’automazione della distribuzione e ai sistemi
di automazione domestica.
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195
Imprese partner
Acea Distribuzione SpA
Acea Distribuzione è la società del Gruppo Acea
titolare della concessione Ministeriale per la gestione della rete di distribuzione di energia elettrica di
Roma e Formello, estesa per circa 29.000 km e
in grado di alimentare circa 2,7 milioni di abitanti
residenti.
Per volumi di energia elettrica distribuita, circa
12.000 GWh/anno, Acea è il terzo operatore italiano
del settore. Fino a maggio 2013 Acea Distribuzione si è occupata anche della rete di l’illuminazione
pubblica e artistica della Capitale con oltre 190.000
punti luce installati, attività oggi confluita in Acea
196
Illuminazione Pubblica Spa.
Progetto Smart Grid
Acea Distribuzione nel novembre 2010 ha presentato all’Autorità per l’energia elettrica e il gas il
progetto Smart Grid, che è stato selezionato ed ammesso tra i progetti pilota incentivati. L’applicazione
della tecnologia innovativa interessa una rete già in
esercizio nell’area di Malagrotta - Ponte Galeria e
rappresenta il primo passo di un più ampio piano
di ammodernamento della rete. Il progetto pilota è
stato avviato nel gennaio 2011, i lavori sono proseguiti nel corso del 2012 e arriveranno a completamento entro il 2013.
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Imprese partner
CESI - Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano - è stato fondato nel 1956 dal professor Ercole
Bottani, docente di Elettrotecnica generale presso il
Politecnico di Milano, per facilitare lo sviluppo e la
sicurezza del Sistema Elettrico Italiano, oltre che per
offrire laboratori di testing e servizi di certificazione
per l’industria elettromeccanica.
Oggi CESI sviluppa un giro d’affari di oltre 120 milioni di euro ed opera in più di 40 paesi al mondo, grazie
ad un network di 1.000 professionisti e attraverso i
propri stabilimenti ed uffici in Italia (Milano, Seriate
e Piacenza), Germania (Berlino e Mannheim), Emirati Arabi Uniti (Dubai) e in Brasile (Rio de Janeiro).
CESI opera da oltre 50 anni come leader globale nella
fornitura di servizi integrati di testing e certificazione, consulenza ed ingegneria per gli operatori del settore elettro-energetico come imprese di generazione
e distribuzione, gestori delle reti di trasmissione, enti
regolatori, pubblica amministrazione, sviluppatori,
nonché per aziende internazionali di componenti-
stica elettromeccanica ed automazione industriale.
CESI inoltre collabora con importanti enti finanziatori di progetti volti a realizzare grandi infrastrutture
elettriche come EuropeAid, World Bank, European
Bank of Reconstruction and Development, Asian
Development Bank, African Development Bank e
Inter-American Bank.
Il marchio CESI è riconosciuto sul mercato globale
ed è associato ad esperienza, qualità ed indipendenza nonché a competenze tecniche e attrezzature di
laboratorio distintive a livello internazionale. CESI
possiede un vasto network commerciale internazionale ed importanti referenze globali. Avanzato
know-how tecnologico, esperienza, indipendenza,
sviluppo di soluzioni ad hoc, fanno di CESI un leader dei servizi tecnico-specialistici e della consulenza agli operatori del settore elettrico.
CESI è una società indipendente che vanta importanti aziende nazionali ed internazionali come shareholders, tra i quali Enel, Terna e ABB.
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197
Imprese partner
Edison è la più antica società elettrica d’Europa e
uno dei principali operatori nel settore italiano
dell’energia. Per 130 anni Edison è stata protagonista dello sviluppo industriale del nostro Paese, oggi
ha in Électricité de France (EDF) un azionista di riferimento stabile, solido e impegnato a sostenerne
la crescita, sia in Italia sia all’estero.
Edison continuerà a operare nel suo tradizionale
business dell’energia elettrica e avrà un ruolo sempre più importante nel settore degli idrocarburi,
dove negli anni ha costruito competenze di altissimo livello anche in campo internazionale.
Edison è al servizio dello sviluppo delle imprese
italiane e della crescita del Paese, con offerte vantaggiose di elettricità e gas anche per le famiglie. Il
Gruppo ha oltre 3200 dipendenti ed è presente in
più di 10 Paesi distribuiti in Europa, Africa e Medio
Oriente.
Edison può contare su un parco centrali tra i più
efficienti ed ecocompatibili in Italia, dispone di una
capacità di generazione elettrica di circa 7,7 GW e
nel 2012 ha prodotto 22,5 TWh di energia elettrica
198
di cui 4,8 TWh da fonti rinnovabili.
La crescita nel settore degli idrocarburi è perseguita
attraverso l’espansione delle attività di Exploration
& Production, la rigassificazione presso il terminale
LNG di Rovigo e l’aumento della capacità di stoccaggio in Italia. Il gruppo Edison è inoltre coinvolto nello sviluppo di infrastrutture internazionali di
trasporto del gas come i metanodotti ITGI (GreciaTurchia-Italia) e Galsi (Algeria-Italia).
Nel settore dell’efficienza energetica, Edison affianca il cliente in tutto il processo che va dall’auditing
energetico alla realizzazione, gestione e manutenzione di impianti per l’autoproduzione di energia
elettrica. Edison propone un modello di business
innovativo in virtù del quale sostiene l’investimento
necessario all’intervento di efficientamento e si remunera con parte del risparmio energetico ottenuto
dal cliente.
Nel ventaglio dei temi inerenti le attività di ricerca e
innovazione, Edison compie una costante attività di
monitoraggio ed assessment delle nuove tecnologie
del settore energetico
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Imprese partner
Enel Green Power, nata nel dicembre 2008, è la società del Gruppo Enel dedicata allo sviluppo e alla
gestione delle attività di generazione di energia da
fonti rinnovabili a livello internazionale, presente in
Europa e nel continente americano.
È tra i principali operatori a livello internazionale nel settore della generazione di energia da fonti
rinnovabili con una produzione su base annuale
di 22,5 miliardi di chilowattora prodotti principalmente da acqua, sole, vento e calore della terra, in
grado di soddisfare i consumi di oltre 10 milioni di
famiglie ed evitare ogni anno più di 18 milioni di
tonnellate di emissioni di anidride carbonica
Enel Green Power ha una capacità installata di 8.207
MW, con oltre 720 impianti in 16 Paesi e un mix di
generazione che include eolico, solare, idroelettrico,
geotermico e biomasse.
Contribuiamo con il nostro impegno ad uno sviluppo sostenibile. Riteniamo che le fonti rinnovabili
costituiscano uno strumento importante per promuovere la competitività del sistema produttivo dei
diversi Paesi e per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento delle fonti di energia: la produzione
diffusa di elettricità da acqua, sole, vento e calore
della terra contribuisce infatti a una maggiore autonomia energetica delle nazioni, e allo stesso tempo
sostiene la salvaguardia dell’ambiente.
L’obiettivo di Enel Green Power è quello di crescere
incrementando notevolmente la capacità installata
e ottimizzando, per ogni Paese, il mix delle tecnologie, in un’ottica di valorizzazione delle caratteristiche specifiche dei territori e facendo leva sulle
competenze acquisite da Enel nel settore.
Lavoriamo anche per famiglie e imprese attraverso Enel Green Power Retail, azienda specializzata che offre tecnologie all’avanguardia e servizi
“senza pensieri” per produrre, consumare e gestire l’energia.
Enel Green Power è un punto di riferimento nel
mercato italiano delle fonti rinnovabili; attraverso
la Rete Punto Enel Green Power* di oltre 700 franchisee propone impianti fotovoltaici, solare termici,
mini eolici, geotermici chiavi in mano per l’efficienza energetica e la mobilità elettrica. Completano l’offerta soluzioni per il risparmio
energetico e la climatizzazione degli ambienti. www.energystrategy.it
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199
Imprese partner
É in corso un’importante evoluzione del mercato elettrico: alle grandi infrastrutture remote,
più invasive e inquinanti, si stanno affiancando
piccoli impianti diffusi sul territorio, puliti, intelligenti, in grado di generare energia nel luogo
stesso in cui si esprimono i fabbisogni energetici,
ai quali associare interventi di contenimento del
consumo.
A metà del 2010 nasce Enerventi, con l’obiettivo di
offrire al Cliente finale, con abitazioni mono e bifamiliari nonché piccole imprese artigiane, un insieme di soluzioni tecnologiche in grado di renderlo
autonomo per il soddisfacimento dei propri fabbisogni energetici.
La mission di Enerventi, società certificata secondo
il Sistema Swiss TS ISO 9001:2008, è essere la prima
azienda a interpretare l’evoluzione del consumatore
di energia da Cliente (e non più Utente con l’avvento
del libero mercato) a Cliente/Produttore, in grado
di generare energia a «impatto positivo», stimolando l’occupazione locale, rispettando l’ambiente che
lo circonda e aiutando il budget familiare.
Al fine di massimizzare il time to market, Enerventi
ha deciso di puntare in prima istanza sulla tecnologia fotovoltaica, per poi promuovere il micro eolico,
la geotermia, il solare termico e le diverse soluzioni
per l’efficienza energetica.
Interpretando la trasformazione in corso nel settore
energetico nella direzione della generazione distribuita (coincidenza tra sito di consumo e produzione), Enerventi rappresenta oggi la prima azienda
italiana privata per numero di impianti fotovoltaici
di proprietà: circa 35 MW per 7.000 impianti, installati principalmente tra Marche, Puglia e Sicilia,
per oltre 90 Milioni di Euro di investimenti in meno
di tre anni di attività.
Il modello di business è semplice ma allo stesso
tempo difficilmente replicabile: installare tanti piccoli impianti nella casa di altrettanti “piccoli” Clien-
200
ti, ai quali fornire il servizio energia per venti anni
a prezzi scontati.
Oltre ad aver anticipato quella che sarà una delle
inevitabili linee di crescita del comparto, fortemente
caldeggiata dai regolatori europei, la realizzazione
in Italia di un programma di generazione distribuita
di piccola taglia da fonti rinnovabili ha consentito
di raggiungere interessanti soglie di redditività, da
condividere con il Cliente finale.
Il Cliente, mettendo a disposizione il proprio tetto,
si assicura una fornitura scontata per venti anni e
la proprietà gratuita dell’impianto dopo tale periodo; il risparmio da autoconsumo, superiore al 30%
dei costi totali della bolletta, è comunque garantito
dall’impianto anche dopo il ventesimo anno.
L’unicità del modello è legata alle capacità necessarie
per acquisire un numero elevato di Clienti, e quindi installare e gestire in modo massivo un numero
elevato di impianti, in tempi contenuti, compatibili
con il pieno sfruttamento della massima redditività
offerta dallo specifico ambito di attività.
Elementi distintivi sono l’acquisizione di un parco
Clienti fidelizzato per 20 anni sui quali veicolare
gli interventi di efficienza energetica, la minima
presenza di rischi di mercato, un basso rischio autorizzativo e nessuna difficoltà costruttiva, nessun
problema di connessione alla rete e un basso rischio
di danneggiamento e furto, distribuito e comunque
assicurato).
Negli ultimi mesi l’azienda ha messo a punto un efficace sistema di monitoraggio di tutti gli inverter installati
e si è dotata, attraverso la collaborazione con uno dei
suoi Partner Tecnici più performanti, di una struttura
di manutentori professionali in grado di intervenire su
tutti gli impianti di Enerventi con la periodicità e nei
tempi richiesti, avvalendosi di strumentazioni e apparecchiature d’avanguardia per predire l’insorgenza di
anomalie che, in qualche misura, potrebbero inficiare
la piena produzione degli impianti.
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Imprese partner
Il Gruppo FIAMM.
Italian passion, global Energy.
Una passione che viene da lontano.
FIAMM è un’azienda leader in Italia nella produzione e fornitura di soluzioni per l’accumulo di
energia elettrica nell’ambito delle applicazioni industriali e nelle telecomunicazioni. Il Gruppo nasce
neol 1942 dalla passione tutta italiana della famiglia
Dolcetta. Nell’immediato dopoguerra l’Azienda si
concentra nella produzine di accumulatori per avviamente auto e per trazione elettrica. Poco dopo
inizia la produzione di batterie stazionarie e semistazionarie, per garantire la continuità della fornitura di energia elettrica, anche in caso di mancanza
di rete. Negli anni ’70, agli accumulatori per auto
e camion, si aggiungono quelli per moto e, grazie
alla qualità ed affidabilità dei suoi prodotti, FIAMM
entra come primo equipaggiamento presso le più
importanti case automobilistiche. Negli anni ’80 e
’90, infatti, l’Azienda diventa sempre più internazionale, sbarcando nei due principali mercati europei
con FIAMM Germania e FIAMM Francia e, consolidando la sua leadership in Italia. A partire dagli
anni 2000, un Nuovo Piano industriale di grande
espansione porta all’apertura di nuovi stabilimenti
in USA, all’acquisizione di numerosi distributori di
batterie in Europa e ad importanti investimenti nelle tecnologie.
Presenza globale. Un’azienda dai grandi numeri.
FIAMM è oggi presente in 60 paesi del mondo e realizza circa il 70% del proprio fatturato all’estero. Per
essere vicina alle necessità dei propri clienti dispone di 10 stabilimenti produttivi dislocati nei mercati strategici, tra cui Stati Uniti, Brasile e Cina, di
oltre 20 sedi commerciali e tecniche e di una rete
diffusa di importatori e distributori in tutto il mondo. Il 69% del fatturato di FIAMM è costituito dalle
componenti auto motive, mentre il 31% è costituito
dalle batterie industriali e il restante 10% da altre
attività.
Batterie FIAMM. Evoluzione continua.
Il Gruppo FIAMM, che ha il proprio core business
nelle batterie di avviamento per auto, moto e camion, e in quello delle batterie industriali, lancia
sempre nuove sfide al mercato.
La drastica riduzione delle4 emissioni CO2 è una
di queste.
Nel settore tradizionale, con la nuova tecnologia AGM, pensata per supportare i nuovi sistemi
Stop&Start, si abbassano i consumi di carburante
fino al 6%, l’inquinamento atmosferico ed acustico,
garantendo così l’efficienza dell’apparato elettrico
dell’auto anche nelle fasi di stop del motore.
Nel 2011 FIAMM è divenuta unico proprietario
dello stabilimento di Stabio, creando la FIAMM
SoNick, per la produzione e commercializzazione
di batterie ai cloruri di sodio-nickel per le utilities
industriali e la mobilità elettrica. L’interesse per il
nuovo prodotto è notevole.
Queste batterie, infatti, hanno una funzionalità che
si mantiene eccellente indipendentemente dalla
temperatura ambientale esterna. E non solo. La batteria permette una regolare erogazione dell’energia,
anche in assenza di una produzione continua, come
nel caso delle fonti energetiche rinnovabili (eolico
e solare).
Nel settore delle batterie industriali FIAMM inoltre
garantisce con i suoi prodotti affidabilità e sicurezza
dei sistemi nei settori dell’accumulo di energia, delle
telecomunicazioni, della
trasmissione ed elaborazione dati, nei processi industriali ed in tutte quelle applicazioni che necessitano un flusso costante e garantito di energia.
Il Gruppo FIAMM, leader mondiale nel settore degli avvisatori acustici, o trombe, ha progettato anche
specifici avvisatori per i veicoli elettrici. FIAMM,
infatti, garantisce la sicurezza delle persone e dei
mezzi di trasporto, sviluppando sempre continue
innovazioni tecnologiche per sistemi sonori multifunzionali.
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201
Imprese partner
Information and Communications Technology
will play an increasingly vital role in an energy efficient society, required to balance energy supply
and demand. NEC is well positioned to play a leading roll. NEC has accumulated expertise, being
the first company in the world to announce C&C,
the integration of computers and communications,
and providing highly reliable ICT solutions for numerous organizations. We support information and
energy network control, from energy management
in industrial and commercial facilities, office buildings and housing, to charging infrastructures like
EV chargers for electric vehicles. We also support
storage systems to meet a wide range of demands
leveraging lithium-ion battery technology. NEC
pursues a variety of initiatives to realize an energy
efficient society. Drawing from its long history of
excellence in lithium-ion battery development and
mass production technology as well as the consistently high quality and safety of its batteries when
mounted in vehicles, NEC is able to build energy
storage systems to meet a wide range of demands.
By storing electrical energy in energy storage systems, electrical load is equalized, promoting the
efficient use of energy. Energy storage systems can
also serve as back-up power sources in an emergency. Energy storage systems are highly versatile
and this is a technology that can meet the needs of
various users and be utilized in diverse fields. These
include power generators that use renewable energy, grid equipment like energy transmission and
distribution equipment, as well as commercial facilities, factories and homes. NEC has long developed
and manufactured lithium-ion batteries for mobile
phones and electric assist bicycles, and now, electric vehicles. Leveraging our history of excellence,
our mass production technology, and the consistently high quality and safety of our batteries, we
are building energy storage systems that meet the
demands of users ranging from grids to factories,
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office buildings and homes. A New Energy Society will require technology such as the Smart Grid
to balance energy supply and demand. NEC will
continue providing new services through the development of energy component technology like energy storage systems and EV fast chargers for Electric
Vehicles (EV).NEC is the first company in the world
to announce C&C, the integration of computers
and communications. NEC has been providing highly reliable ICT solutions for numerous companies
and other organizations. For power companies and
others involved in the supply side of energy, NEC
has long offered an IT network that supports power grids. This history of excellence enables NEC
to provide systems that link the supply and demand
sides of energy. We support information and energy
network control, from energy management in industrial and commercial facilities, office buildings
and housing, to charging infrastructures like EV
fast chargers for electric vehicles. We also use the
Cloud to offer technology such as data warehousing systems that accurately process and store large
volumes of data in high performance storage, then
extract and analyze it to suit the business operator’s needs. NEC is developing high-quality energy
components like lithium-ion batteries and EV fast
chargers for electric vehicles. It also has the technologies associated with these components. NEC’s
lithium-ion battery is highly regarded for its reliability, durability and safety. The battery has been installed in the latest electric vehicle of Japan’s major
automobile manufacturer. As renewable sources of
energy such as photovoltaic power (PV) generation
continue to increase dramatically, storage systems
are expected to spread throughout society. At NEC,
we are leveraging lithium-ion battery technology
to develop residential energy storage systems. We
are also developing storage systems for commercial
facilities and large-scale storage systems for public
utilities.
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Imprese partner
Energy automation, Enterprise communication,
Broadband networks, Security
Selta è un’azienda italiana, da oltre quarant’anni
protagonista nei settori dell’Automazione, Telecomunicazioni e ICT. Attiva su tre versanti principali:
l’Automazione, il Telecontrollo, le Telecomunicazioni di Servizio per le reti delle utilities nel campo
dell’energia e dei trasporti; la comunicazione unificata e collaborazione su reti IP, il cloud, le reti di
accesso broadband; la sicurezza per il mondo della
Difesa.
Fondata nel 1972, Selta oggi opera con 380 persone
distribuite tra le sedi italiane di Cadeo (Piacenza),
Tortoreto (Teramo), Roma e le sedi dirette in Spagna (Madrid) e nella Federazione Russa (Mosca).
Nel resto d’Europa e in Medio/Estremo Oriente,
Africa, America Latina, Selta è invece presente in
modo indiretto attraverso partnership con distributori e general contractor che gli consentono di
partecipare a grandi progetti infrastrutturali. Il
fatturato del 2011 ammonta a 62,5 milioni di euro
(riferiti a 358 dipendenti), di cui il 13% investiti in
attività di ricerca e sviluppo.
L’eccellenza delle soluzioni e la costante spinta
all’innovazione consente a Selta di confrontarsi con
successo con i grandi gruppi mondiali del settore.
L’azienda vanta collaborazioni costanti con le più
prestigiose università e poli tecnologici. I clienti di
Selta sono public utilities dei settori dell’energia e
trasporto ferroviario, operatori di telecomunicazioni, Pubblica Amministrazione locale e centrale,
uffici e aziende di ogni dimensione.
Nel campo delle soluzioni per gli enti elettrici, Selta è stata una delle prime in Europa a sviluppare
piattaforme di automazione e controllo conformi ai
nuovi standard IEC 61850 per la gestione della rete
di trasporto, ed è oggi il maggior fornitore in Terna
di queste piattaforme tecnologiche. Selta progetta
soluzioni “mission critical” per la supervisione, il
controllo e l’automazione di reti geograficamente
distribuite, oltre a sistemi per telecomunicazioni
di servizio. In modo particolare è impegnata nei
nuovi sviluppi riguardanti le Smart Grid, ovvero
la gestione intelligente della rete di distribuzione,
della rete di trasmissione a media e alta tensione,
degli impianti di generazione e dei sistemi di protezione della rete elettrica. Inoltre è attiva nella proposizione di soluzioni per le Smart City, facilitata
dalla forte esperienza e competenza in due mondi
convergenti, quello delle telecomunicazioni e Ict da
un lato e quello dell’automazione dall’altro.
Nel settore Ict Selta è stata uno dei pionieri dell’integrazione voce e dati, con i primi sistemi di convergenza e uno dei pochi produttori europei ad
essere certificato dalla corporation americana di
Microsoft per l’integrazione in ambito UCC. Selta
è anche tra le prime aziende italiane ad aver sviluppato le tecnologie a larga banda su doppino di
rame per cui l’azienda è diventata uno dei maggiori fornitori di apparati xDSL di Telecom Italia.
Oggi Selta è leader nelle nuove soluzioni per l’ultra
broadband basate sul bonding e vectoring con velocità fino a 170 Mbit/s, e sulle tecnologie FTTx
per fibra e rame.
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Imprese partner
Siemens è una multinazionale che opera nei settori
dell’industria, dell’energia e della sanità, fornendo,
inoltre, soluzioni all’avanguardia per le infrastrutture delle città e delle aree metropolitane. Distinguendosi da oltre 165 anni per innovazione, qualità,
affidabilità, eccellenza tecnologica, Siemens è il più
importante fornitore a livello globale di tecnologie
ecosostenibili, grazie alle quali ha generato il 40%
del proprio fatturato totale. Con circa 370.000 collaboratori, l’azienda ha chiuso il 30 settembre l’esercizio fiscale 2011/2012 con un fatturato di 78,3
miliardi di Euro e un utile netto di 5,2 miliardi di
Euro. In Italia, Siemens, che conta su oltre 4.800
collaboratori, ha chiuso l’esercizio 2011/2012 con
un fatturato di 2,1 miliardi di Euro e ordini per 2
miliardi di Euro. Tra le maggiori realtà industriali
attive nel nostro Paese, Siemens possiede stabilimenti produttivi e centri di competenza e ricerca &
sviluppo di eccellenza mondiale.
Siemens è fornitore mondiale di prodotti, soluzioni
e servizi per la protezione, automazione, pianificazione, controllo, monitoraggio, diagnostica delle
reti intelligenti e per l’elettrificazione dei sistemi ferroviari.
Siemens offre soluzioni all’avanguardia, scalabili e
conformi agli standard di interoperabilità e sicurezza.
Le soluzioni Siemens consentono di integrare le
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fonti di produzione tradizionali e rinnovabili, ma
anche assicurare flussi bidirezionali di energia e di
comunicazione, nonché il bilanciamento tra generazione e carichi.
Tra i centri di competenza in Italia, vi è quello di
Energy Automation, focalizzato su Substation Automation, sistemi di controllo per le infrastrutture
elettriche e gestione delle reti, sistemi di controllo
per la gestione delle infrastrutture di ricarica per la
mobilità elettrica.
Le soluzioni Siemens contribuiscono inoltre all’elettrificazione dei sistemi ferroviari e linee di contatto
per sistemi di trasporto metropolitani, alla fornitura
di energia agli impianti industriali, alle infrastrutture e alle città intere, oltre a offrire attività di service
per infrastrutture elettriche di trasmissione e distribuzione.
Nell’ambito Smart Grid, in cui sono attivi diversi
progetti di ricerca innovativi con i principali clienti,
l’obiettivo di Siemens è di sviluppare soluzioni capaci di migliorare e rendere più intelligenti le infrastrutture elettriche attraverso applicazioni in grado
di accrescere la qualità della vita dei cittadini, la sostenibilità e la competitività delle aree urbane, assumendo così un ruolo da protagonista sulle nuove
tematiche di Smart Grid Applications per le Smart
Cities.
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Imprese partner
Sorgenia è il primo operatore privato italiano del
mercato nazionale dell’energia elettrica e del gas naturale, nato nel 1999 con il nome di Energia SpA.
Grazie a un piano industriale ambizioso e in continua crescita oggi il Gruppo Sorgenia (oltre 450 dipendenti e fatturato 2012 di circa 2,6 Mld €) è uno
dei protagonisti del mercato energetico italiano del
gas e dell’energia elettrica con oltre 500.000 clienti
ed una potenza installata di più di 5.100 MW. Efficienza energetica e sviluppo sostenibile sono le linee guida della sua crescita, sia come produttore sia
come fornitore di energia ai clienti finali.
Nel giugno 2011, con la creazione di Sorgenia Green, il Gruppo ha perseguito l’obbiettivo di rafforzare
e consolidare la propria presenza nelle fonti rinnovabili impegnandosi per la crescita della generazione nel rispetto dell’ambiente concentrando gli
investimenti nei Paesi con un consolidato sistema
regolatorio a sostegno delle fonti energetiche rinnovabili.
A Sorgenia Green, società controllata al 100%, sono
affidati lo sviluppo, la gestione ed il controllo della
produzione da fonti energetiche rinnovabili. Nello
specifico la società controlla le attività del Gruppo
nel settore eolico in Italia, Francia, Romania e Grecia, gestisce le iniziative, la produzione e la vendita
di impianti solari PV in Italia (anche a supporto del
nuovo progetto di produzione distribuita di energia
da fonte solare “Sole Mio”) e sviluppa e coordina le
pipeline di progetti del Gruppo nei settori idroelettrico, biomassa e geotermico in Italia.
Il Gruppo possiede circa 200MW di impianti eolici
in esercizio tra Italia (oltre 110MW) e Francia (ol-
tre 80MW) con un ulteriore portafoglio di progetti eolici in sviluppo di cui oltre 130MW tra Italia e
Francia risultano pronti per essere costruiti. In aggiunta, Sorgenia ha portato ad autorizzazione oltre
250MW in Romania e, inoltre, detiene attraverso
Volterra (50%) una pipeline avanzata di progetti eolici in Grecia.
Nel settore idroelettrico, la società controlla attualmente oltre 36MW di potenza installata mentre
sta procedendo con lo sviluppo di certo numero di
nuove iniziative, dislocate sul territorio italiano, per
un totale di circa 11MW.
La società è inoltre attiva nel settore della produzione energetica da gassificazione di biomassa con
una pipeline di progetti autorizzati per complessivi
7 MW. E’ in corso il completamento del commissioning del primo impianto.
Sorgenia ha fatto il suo ingresso nel mercato geotermoelettrico attraverso l’ottenimento di 9 permessi
di ricerca fra Toscana e Lazio con l’obiettivo finale di individuare e successivamente sfruttare a fini
energetici risorse geotermiche a medio - alta temperatura.
Infine, Sorgenia investe nell’Efficienza Energetica
con l’obiettivo di poter offrire soluzioni di risparmio
energetico alle diverse tipologie di clienti. Verrà arricchita l’attuale gamma di prodotti della linea Consumo Intelligente (Tv standby stop, PC standby stop,
Contawatt, Energenio e MyPresa) per rispondere alle
esigenze di risparmio dei clienti residenziali. Verrà
implementato l’attuale servizio di Analisi energetica
per rispondere alle esigenze di diminuzione della
spesa energetica dei clienti PMI e Large.
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Imprese partner
Terna è proprietaria della Rete di Trasmissione Nazionale.
Gestisce la trasmissione di energia elettrica in Italia
e ne garantisce, attraverso la controllata Terna Rete
Italia, la sicurezza, la qualità e l’economicità nel tempo.
Attraverso Terna Plus sviluppa attività di mercato e
nuove opportunità di business.
Guidata da Flavio Cattaneo, Amministratore Delgato, e presieduta da Luigi Roth, è il primo gestore
di Rete indipendente in Europa e il sesto al mondo,
con oltre 63.000 km di linee. È una realtà d’eccellenza italiana, formata da circa 3.500 persone.
Terna è protagonista dello sviluppo economico e
industriale del Paese. Dal 2005 a oggi ha realizzato
investimenti per 6,5 miliardi di euro, facendo risparmiare 5 miliardi di euro a imprese e cittadini.
Attualmente in tutta Italia sono aperti 200 cantieri
Terna, che coinvolgono 750 aziende e danno lavoro a più di 4.000 persone. Il Piano di Sviluppo 2013
prevede ulteriori 7,9 miliardi di investimenti, che
consentiranno circa 1,6 miliardi di euro di ulteriori
risparmi annui. Ogni anno gestisce flussi di elettricità per circa 330 miliardi di kWh, garantendo all’Italia un servizio d’eccellenza che è una best practice
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internazionale.
Realizzando ulteriori investimenti mirati, e introducendo tecnologie innovative e avanzate, Terna sta
gestendo il cambiamento di paradigma imposto al
sistema elettrico dalla crescita delle rinnovabili: fin
dal 2007 l’Azienda investe nelle Smart Grid, e negli
ultimi cinque anni ha destinato circa 300 milioni di
euro allo sviluppo di tecnologie di controllo, automazione e sensoristica. Nei prossimi anni sono previsti 300 milioni di euro per sistemi di accumulo a
batterie e 600 milioni per ulteriori innovazioni sulla
Rete.
La Società gestisce il proprio business con un approccio sostenibile che riguarda tutte le attività
aziendali. È ai vertici mondiali nelle performance di
sostenibilità ed è inclusa nei principali indici borsistici internazionali di sostenibilità, tra i quali spicca
il Dow Jones Sustainability Index.
Quotata alla Borsa italiana (giugno 2004), dal 2005
al 2013 ha scalato ben 16 posizioni del FTSE-MIB,
attestandosi tra le prime realtà industriali del settore.
Il valore di Terna è cresciuto di oltre il 105%: dai 3,4
miliardi di euro della quotazione in Borsa (2004)
agli oltre 7 miliardi di euro (maggio 2013).
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Registrazione n. 433 del 29 giugno 1996 - Tribunale di Milano
Direttore Responsabile: Umberto Bertelè
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