In questo contesto, secondo gli operatori non c’è ancora un quadro normativo/regolatorio chiaro a garanzia di un’opportuna programmazione degli investimenti, ed in questa direzione sarà interessante verificare quali saranno gli effetti della recente consultazione avviata da Terna sulla fornitura del servizio di regolazione ultrarapida di frequenza (Fast Reserve).
Il GSE, dopo una disamina dello stato attuale del settore fotovoltaico con particolare riferimento alla produzione totale e alla ripartizione degli impianti per dimensioni e per distribuzione sul territorio nazionale, ha trattato anche il tema dell’autoconsumo segnalando che l’energia elettrica prodotta da impianti solari e auto consumata risulta attualmente pari a circa 5 TWh (su un totale di produzione nel 2018 pari a circa 23 TWh). In particolare, sempre secondo stime del GSE, al 2030 il numero degli impianti fotovoltaici potrà raggiungere un valore pari a non meno 1,5 milioni di unità (rispetto agli 865.254 attuali), la maggior parte dei quali di piccole/medie dimensioni in generazione distribuita. Sono stati quindi forniti dati sull’attuale valore medio dell’energia immessa in rete (50-70 euro/MWh), in scambio sul posto (100-130 euro/MWh) e auto consumata (150-170 euro/MWh) facendo emergere l’importanza secondo il gestore di valorizzare la generazione distribuita (a tal riguardo si rimanda al Portale autoconsumo recentemente avviato). Il GSE ha inoltre ricordato che secondo le previsioni del PNIEC lo scambio sul posto verrà superato e sostituito da nuovi meccanismi quali tariffa premio su autoconsumo per sistemi eventualmente accoppiati con storage.
Nell’ambito dell’intervento di Althesys è stato confermato che sta continuando la crescita delle fonti rinnovabili sebbene a ritmi più lenti, con un valore di impianti fotovoltaici installati a livello mondiale pari a circa 607 GW, e una stima (fonte IEA) al 2030 di 1.900 GW (3.100 GW al 2040). In merito alle batterie gli investimenti di nuove installazioni si sono attestati intorno ai 4 miliardi di dollari (45% rispetto al 207) raggiungendo un totale di 8 GW di installato (dato 2017, + 3,1 GW rispetto al 2016), e si stima che al 2030 tale valore potrà raggiungere i 126 GW (223 GW al 2040).
Per garantire la crescita attesa di impianti fotovoltaici in Italia dal PNIEC, sarà necessario puntare oltre che sulle nuove installazioni, anche su iniziative di Revamping (che consentirebbe di recuperare circa 4 GW) e di Repowering (che consentirebbe un aumento di 1,5 GW di potenza). A garanzia infine di uno sviluppo integrato e diffuso di fotovoltaico e storage occorrerà non solo consentire la vendita su MGP (time shifting) ma regolamentare/potenziare la possibilità di fornire servizi ancillari e partecipazione al Capacity market. I principali fattori abilitanti in tal senso saranno: Prezzi zonali MGP-MI, Prezzi MSD, oneri di sbilanciamento, Capacity market.
Secondo Elemens invece al 2030 è prevista una diminuzione del PUN di oltre 7 euro/MWh a parità di altre condizioni previste dallo scenario PNIEC, unitamente ad una crescita dello storage pari a circa 7 GW. Nell’ipotesi in cui anche l’Italia si doti di opportuna regolamentazione, i ricavi medi attesi grazie all’utilizzo di impianti di accumulo tra il 2021-2030 saranno: Time shifting (solo MGP): 120 k€/MW – Time shifting+Balancing: 160 k€/MW – Balancing (solo MB): 110 k€/MW. Per garantire una diffusione significativa dei sistemi di storage in Italia saranno inoltre necessari una serie di provvedimenti regolatori e di policy che mitighino i rischi di investimenti e abilitino tali sistemi alla fornitura di servizi.
In particolare, secondo il loro studio, sarà necessario:
1) considerare lo storage come un’unità di produzione, abilitandoli alla partecipazione a tutti i mercati del servizio di dispacciamento (coinvolgendo anche i DSO per quanto riguarda gli storage su linee MT/BT);
2) adottare un sistema di regolazione che non sia penalizzante dal punto di vista tecnico;
3) individuare delle misure ad hoc per gli storage di grandi dimensioni e per quelli residenziali utilizzati dai prosumer;
4) creare segnali di prezzo di lungo periodo tramite aste o contratti a termine (come avviene negli altri Paesi dell’EU);
5) riflettere sulla possibilità di istituire una riserva ultrarapida dedicata agli storage.
Tre i temi su cui è importante puntare l’attenzione in accordo con la tavola rotonda conclusiva che ha visto la partecipazione di Lucia Bormida, Vice Presidente di Elettricità Futura: favorire gli interventi di revamping e repowering superando la mancata uniformità degli iter di permitting a livello regionale, agevolare l’ottimale integrazione degli impianti con le attività agricole (es. serre, FV integrato, etc) e garantire la piena integrazione delle fonti rinnovabili nel mercato elettrico.
