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Osservazioni Elettricità Futura (12/09/23)
Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni alla Consultazione del 4 agosto u.s. inerente lo Studio sulle tecnologie di riferimento per lo stoccaggio di energia elettrica.
L’Associazione ritiene che lo Studio sia un passaggio fondamentale per la definizione della Disciplina delle aste. Per tale ragione, Elettricità Futura ritiene utile integrarlo per garantire un maggior livello di approfondimento in alcune sue componenti, tra cui:
L’Associazione segnala inoltre che per quanto riguarda le tecnologie di riferimento, è comprensibile in linea generale la scelta effettuata da Terna di ricadere su BESS Li-Ion e PHES, ma è necessaria un'analisi più approfondita sulle tecnologie utilizzabili e ammissibili alle aste e sui parametri impiegati per classificare una tecnologia come “di riferimento“: altre classi di accumulo elettrochimico, quali le batterie al sodio-zolfo, agli alogenuri di zinco o al vanadio, oppur l’accumulo gravitazionale o ad aria (CAES) o CO2 compressa potrebbero essere valutate per l’inclusione tra le “tecnologie di riferimento”. Occorre infatti evitare che, limitando la partecipazione a solo due tecnologie per tutto il contingente da approvvigionare, si generino rischi legati al lock-in tecnologico nonché alla forte dipendenza dai fornitori delle necessarie materie prime (sia in termini di volumi che di prezzi).
Elettricità Futura esprime inoltre considerazioni più generali sulle procedure concorsuali per l’approvvigionamento di capacità di accumulo, affinché possano essere discusse assieme ad ARERA nell’ottica della definizione e del perfezionamento della regolazione in materia, rimandando la discussione in merito al design d’asta alle future discussioni in ambito di definizione della Disciplina.
Leggi il testo integrale delle osservazioni
Osservazioni generali
Lo Studio Terna è un passaggio fondamentale per la definizione della Disciplina delle aste art.18, poiché tutti i dati e le informazioni raccolte concorrono in maniera determinante alle scelte sulla struttura stessa che dovrà avere il meccanismo.
Per le suddette ragioni, pur ritenendo la versione in consultazione dello Studio una buona bozza di partenza, riteniamo fin da subito utile integrarlo per garantire un maggior livello di approfondimento in alcune sue componenti e anche consentire agli operatori una valutazione e un’analisi più adeguata. Considerato l’ambizioso obiettivo di implementare il meccanismo ex. art. 18 e affinché il meccanismo e le procedure concorsuali siano efficaci, è importante che lo Studio sia il più preciso e dettagliato possibile sia nel descrivere le diverse variabili che concorrono a definire quante e quali tecnologie di accumulo costituiscono delle “tecnologie di riferimento”, sia nel fornire le motivazioni e i ragionamenti, comprese i calcoli effettuati, su cui Terna si è basata per redigerlo.
A nostro avviso, la sezione meritevole di maggiori approfondimenti è quella relativa ai costi di investimento e di esercizio. Non solo è necessaria maggiore chiarezza nell’esposizione delle diverse voci di costo che concorrono al calcolo di CAPEX/OPEX e CONE, ma servirebbero anche riferimenti più precisi alle fonti bibliografiche impiegate, oltre a un’indicazione delle eventuali rielaborazioni svolte per raggiungere i valori finali indicati nello Studio e le motivazioni su cui Terna si è basata per fare tali calcoli. I valori di CAPEX, OPEX e CONE, in generale, appaiono sottostimati. Nelle osservazioni di dettaglio riportiamo alcune considerazioni generali, ma per l’identificazione di valori più specifici rimandiamo alle osservazioni dei singoli associati.
Analogo ragionamento vale per le sezioni su potenzialità di sviluppi e rischi. La prima dovrebbe essere finalizzata, partendo dai target indicati nel Documento di Descrizione degli Scenari 2022, a una quantificazione dell’effettivo potenziale di sviluppo delle tecnologie di accumulo selezionate almeno a livello di zona di mercato (anche considerando le caratteristiche morfologiche dell’Italia), mentre nello Studio è riportata unicamente la ripartizione tecnologica e geografica delle richieste di connessione pervenute a Terna nel mese di luglio 2023. La seconda, invece, non approfondisce adeguatamente le voci di rischio e si limita ad un’analisi che appare meramente qualitativa.
Un’importante lacuna dello Studio è che non sono considerati i tempi di autorizzazione delle diverse tecnologie. Tale variabile è di essenziale importanza per consentire di programmare con adeguato anticipo lo svolgimento delle aste, dato che tra la pubblicazione della data dell’asta e quella della sua esecuzione concreta dovrà essere garantito un lasso temporale coerente con i tempi medi di autorizzazione di nuovi progetti.
Per quanto riguarda le tecnologie di riferimento, comprendiamo in linea generale che la scelta effettuata da Terna sia ricaduta su BESS Li-Ion e PHES, ma riteniamo necessaria un'analisi più approfondita sulle tecnologie utilizzabili e ammissibili alle aste, poiché limitare la partecipazione a solo due tecnologie per tutto il contingente da approvvigionare potrebbe comportare diversi rischi legati al conseguente lock-in tecnologico nonché alla forte dipendenza dai fornitori delle necessarie materie prime (sia in termini di volumi che di prezzi). Riteniamo che usare il solo livello di maturità (in termini di installato globale) come metrica alla base della scelta delle tecnologie di riferimento non sia sufficientemente rigoroso sul piano metodologico, perché potrebbe escludere dalle aste, anche in una prospettiva di medio/lungo termine, alcune tecnologie che recentemente hanno raggiunto buoni livelli di affidabilità e performance (ed anche LCoS) nonostante le capacità installate globali non siano ovviamente ai livelli delle BESS e dei pompaggi. Per le stesse ragioni, verrebbe in buona parte vanificata anche la valenza dell’aggiornamento biennale dello Studio, previsto dalla delibera dell’Autorità. Ad esempio, altre classi di accumulo elettrochimico, quali le batterie al sodio-zolfo, agli alogenuri di zinco o al vanadio, oppure l’accumulo gravitazionale o ad aria (CAES) o CO2 compressa potrebbero essere valutate per l’inclusione tra le “tecnologie di riferimento”.
Riportiamo qui di seguito alcune considerazioni più generali sulle procedure concorsuali per l’approvvigionamento di capacità di accumulo, affinché possano essere discusse assieme ad ARERA nell’ottica della definizione e del perfezionamento della regolazione in materia, rimandando la discussione in merito al design d’asta alle future discussioni in ambito di definizione della Disciplina.
Ribadiamo l’importanza di escludere l’applicazione di una regola che identifichi come cap al premio di assegnazione per le aste PHES equivalente al premio in esito alle aste BESS. Come espresso anche nella nostra risposta al DCO 393/2022/R/eel, non risulta corretto trasferire il riferimento di prezzo di un’asta per tecnologie la cui delivery è ipotizzata nei prossimi anni anche per aste di tecnologie diverse la cui delivery potrebbe, in alcuni casi, anche essere distante nel tempo, influenzandone le offerte e gli esiti. Anche l’anno di inizio delivery (e le conseguenti aspettative, per esempio, sui costi di fornitura dei dispositivi e delle materie prime necessarie per la loro costruzione) influenza le offerte che vengono effettuate in asta e quindi il premio in esito alle stesse. A ciò si aggiunge l’importanza di un maggior approfondimento sugli elementi tecnici prestazionali delle tecnologie di riferimento (e.g. funzione di accumulo stagionale per PHES) e sulle strutture di costo, indispensabile per una più coerente e precisa .strutturazione delle aste
Inoltre, per quanto riguarda la tecnologia PHES lo Studio non approfondisce la categoria dei rifacimenti di pompaggi esistenti e riconversioni di impianti idroelettrici di sola produzione in impianti di pompaggio. Queste tipologie di progetto potrebbero avere tempi di realizzazione molto diversificati a seconda della complessità dei lavori necessari. Si richiede di approfondire questa casistica, sulle cui tempistiche di realizzazione si rimanda al paragrafo di dettaglio, per tenerne conto nel futuro disegno delle aste.
Osservazioni di dettaglio
INDIVIDUAZIONE DELLE TECNOLOGIE DI RIFERIMENTO
Si ritiene che la lista delle sette macrocategorie tecnologiche comprenda tutte le tecnologie di stoccaggio elettrico ad oggi presente?
Innanzitutto, riteniamo che alle sette macrocategorie indicate nello Studio andrebbe aggiunta, per completezza, anche lo stoccaggio gravitazionale e la macro-categoria tecnologica di stoccaggio termico (Thermal Energy Storage – TES) a calore sensibile (tramite l’utilizzo, per esempio, di sali fusi o sabbia) o latente (per esempio criogenico), in quanto anch’essa permette la conversione power-to-heat-to-power.
Per quanto riguarda le tecnologie di riferimento, ribadiamo quanto espresso in premessa. Suggeriamo infatti che già da questa prima versione dello Studio che determinerà le tecnologie che potranno concorrere nelle prime aste per l’approvvigionamento di capacità di accumulo, si effettui un'analisi più approfondita sulle tecnologie di riferimento ammissibili (rivedendo le metriche da utilizzare per distinguere se una tecnologia può ottenere status “di riferimento”), valutando quindi l’inclusione anche ai BESS diversi dalle batterie Li-Ion (accumuli elettrochimici NaS, agli alogenuri di zinco o al vanadio), e l’accumulo gravitazionale, CAES o a CO2.
Ribadiamo anche le nostre riserve sull’utilizzo del parametro della potenza installata a livello globale/nazionale per determinare la maturità tecnologico-commerciale o meno di una tecnologia di accumulo. Se utilizzato indistintamente, il rischio è che si escludano dal novero delle tecnologie di riferimento quelle tecnologie che nei prossimi anni raggiungeranno una piena maturità tecnologica e affidabilità ma inevitabilmente (visto ormai il forte divario) non il livello di installato globale delle BESS Li-Ion o dei PHES.
Sia in questa prima versione, che nell’ottica dei futuri aggiornamenti, sarebbe utile avere anche un approfondimento sia su una “roadmap” sull’evoluzione del grado di maturità delle varie tecnologie che un’analisi strutturata del potenziale delle varie tecnologie usando come riferimento una durata anche superiore alle 8h.
CARATTERISTICHE PRESTAZIONALI
Si ritiene che questa sezione descriva accuratamente le caratteristiche prestazionali delle tecnologie di riferimento?
Si concorda che gli impianti di pompaggio idroelettrico di tipo full-converter possano essere progettati in modo tale da fornire regolazione di potenza attiva in fase di assorbimento?
Riteniamo che la lista delle caratteristiche prestazionali con cui descrivere le tecnologie di riferimento è completa. Come espresso in premessa, chiediamo però che si indichi, per ciascun dato, la fonte bibliografica precisa da cui è tratto e, se è stato soggetto a rielaborazione, le motivazioni sottostanti tale scelta.
Qui di seguito alcune considerazioni puntuali:
Nello Studio è specificato che “si dovrà comunque garantire che le prestazioni dell’impianto, in termini ad esempio di RTE ed energia nominale, rispettino le specifiche contrattuali durante l’intero periodo di contrattualizzazione e che il rendimento non scenda al di sotto di una determinata soglia, impattando sulle modalità di gestione del sistema elettrico”. Sottolineiamo inoltre che il degrado delle prestazioni, e quindi la vita utile dell’impianto, dipendono strettamente dall’esercizio dello stesso, in particolare dal numero di cicli di carica-scarica. Tali cicli saranno definiti dai prodotti di time-shifting e dalle offerte che Terna accetterà su MSD, poiché l’operatore che realizzerà l’impianto non avrà l’opportunità di gestire autonomamente l’asset sui mercati. Pertanto, per far fronte a questa richiesta contrattuale, l’aggiudicatario di capacità dovrebbe o sovradimensionare l’impianto in fase di progettazione (con aumento dei CAPEX, inefficienze nell’approvvigionamento di capacità nelle aste e, in ultima analisi, un maggiore esborso per il sistema), oppure mettere in conto dei costi di augmentation della batteria durante la sua vita utile (in questo secondo caso l’operatore si esporrebbe sia al rischio di incremento prezzi che di shortage di materie prime: l’operatore sarebbe quindi spinto ad effettuare una “scommessa” che potrebbe esporre tutto il sistema al rischio di azzardo morale). Nel primo caso, Terna si troverebbe costretta ad aumentare la curva di fabbisogno per tenere conto della capacità energetica che verrebbe a mancare a causa del degrado, o a rimpiazzarla in aste successive. Nel secondo caso, gli eventuali costi aggiuntivi per il mantenimento delle specifiche contrattuali dovranno essere considerati nel calcolo del CONE e non dovranno costituire un onere a carico dell’assegnatario di capacità (che non percepisce ulteriori revenues per compensare il CAPEX aggiuntivo legato al sovradimensionamento). Pertanto, dato che la previsione inserisce un elemento di rischio e di potenziale inefficienza nella selezione concorrenziale dei fabbisogni di capacità in asta, chiediamo che questo vincolo venga eliminato (incorporando nel CONE e nel contratto stesso una curva di degrado annuo massimo consentito, definendo i criteri di utilizzo della risorsa da parte di Terna in termini di n° cicli/anno), oppure che si preveda il relativo sovradimensionamento nel calcolo dei CAPEX (e del CONE).
COSTI DI INVESTIMENTO E DI ESERCIZIO
Si ritengono coerenti con gli attuali valori di mercato i range di CAPEX e OPEX indicati per le due tecnologie di riferimento?
Preliminarmente, sottolineiamo che il presente Studio è sicuramente necessario per effettuare una disamina e raccolta di dati e informazioni, ma ai fini della procedura di gara riteniamo quantomai opportuno che successivamente ARERA (in una fase temporale più ravvicinata alle aste stesse) proceda ad una consultazione specifica per la definizione dei parametri.
Come anticipato nelle osservazioni generali, i valori di CAPEX, OPEX e CONE appaiono sottostimati anche perché si basano su riferimenti non aggiornati (2021/2022), che dunque non scontano le dinamiche osservate negli ultimi due anni in termini di aumento dei prezzi delle materie prime, maggiori complessità nella catena di fornitura, stress di domanda componentistiche delle batterie ed elettriche. Inoltre, non sono precisati i riferimenti bibliografici utilizzati da Terna per l’identificazione delle voci di costo incluse nei CAPEX né le considerazioni fatte e tutti gli elementi utilizzati (sul CAPEX, infatti, si parla di “principali voci di costo” mentre per gli OPEX di “componenti a titolo di esempio) per il calcolo dei range proposti. Chiediamo quindi a Terna di specificare l’anno di riferimento dei valori proposti (2023 o l’anno presunto della delivery) per tutti gli indicatori economico-finanziari definiti nello Studio nonché se tali valori siano reali (ed in caso il valore ipotizzato dell’inflazione) o nominali e suggeriamo l’opportunità di condurre una survey tra gli operatori al fine di identificare le condizioni economiche che riflettano effettivamente lo status quo del mercato.
In dettaglio:
A tal fine, i dati di Bloomberg (BloombergNEF, “Energy Storage System Cost Survey 2022”) riportano, per il 2023, 378 $/kWh come valore di CAPEX[1], pari alla sommatoria delle seguenti voci di costo: margine degli sviluppatori, costi generali degli sviluppatori, EPC, margine del system integrator, costo del trasformatore, costo dell’energy management, costo per la conversione DC/AC e viceversa, altri costi per la gestione del sistema (“balance of system”, che include anche i costi relativi al sistema di controllo termico), costo dei moduli della batteria (“battery rack”). Tali dati sono il risultato di una rielaborazione di Bloomberg a partire da una survey sui dati di costo del 2022 che, però, si riferisce al 87% dei costi totali di progetto[2]. Inoltre, essi sono riferiti alla “usable capacity” e non alla capacità installata (andrebbe, quindi convertito considerando il minimo stato di carica pari a 17%).Tale valore esclude, comunque, i costi di connessione e di acquisto dei terreni, esclusi dai dati di Bloomberg ma che andrebbero comunque considerati dato che l’assegnatario non percepirà revenues aggiuntive rispetto al CONE riconosciuto. Per costruire la forchetta di CAPEX sarebbe, inoltre, necessario, considerare anche una variabilità dei costi.
Come riportato nel paragrafo “vita utile e degrado”, con riferimento al degrado delle prestazioni e la vita utile dell’impianto, segnaliamo che se si incorporano anche i costi per il sovradimensionamento, necessario per garantire la costanza nel tempo della capacità energetica risultata assegnataria, il valore di CAPEX sarebbe superiore. Su questo particolare aspetto ribadiamo che, anche al fine di garantire la massima efficienza nella selezione concorrenziale dei fabbisogni di capacità in asta, andrebbe incorporata nel CONE (e anche nel contratto) una curva di degrado annuo massimo consentito, definendo i criteri di utilizzo della risorsa da parte di Terna (n° cicli/anno). In alternativa, dovranno essere incorporati i costi aggiuntivi per il mantenimento delle specifiche contrattuali. Costi che non devono costituire un onere a carico dell’assegnatario di capacità, che non percepisce ulteriori revenues per compensare il CAPEX aggiuntivo legato al sovradimensionamento.
Infine, Terna dovrebbe considerare il sovraccosto dovuta alla potenziale volontà di esercire le BESS a C-rate inferiori rispetto al valore nominale. Infatti, non è solo il convertitore di potenza che deve essere opportunamente dimensionato per poter permettere l’esercizio a C-rate ridotti, ma tutta la catena di conversione, interfaccia e trasporto (e.g. trasformatori BT/MT, protezioni, cavi, etc.). Inoltre, è opportuno evidenziare che i valori di RTE riportati nello Studio, si riferiscono a C-rate prossimi al valore nominale. In letteratura (Modeling a Large-Scale Battery Energy Storage System for Power Grid Application Analysis [Rancilio 2019], Ageing and energy performance analysis of a utility-scale lithium-ion battery for power grid applications through a data-driven empirical modelling approach [Grimaldi 2023]) è riportato che il rendimento ha una riduzione già a C-rate del 60% e crolla in modo marcato per C-rate inferiori (a causa in particolare di autoconsumo e servizi ausiliari). Quanto evidenziato porta a rimarcare quanto già evidenziato nelle osservazioni generali, ovvero la complessità economica nell’esercizio di sistemi di accumulo a C-rate limitati. Infine, per gli OPEX, tenuto conto dell’esperienza maturata dagli operatori e della letteratura in materia (ad esempio NREL – Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage: 2021 Update) riteniamo congrua una revisione al rialzo di circa 100-200%.
Inoltre, tale indicazione, come tutti i riferimenti presenti in letteratura, difficilmente riesce a considerare le peculiarità di ciascun contesto nazionale che, invece, rappresenta una variabile molto impattante per questa tecnologia. Preme, infatti, far notare come alcuni fattori (quali la difficile morfologia di alcuni territori italiani e le complessità – e quindi i costi – legate alle connessioni di rete) incidono negativamente sul costo riportato in letteratura. I riferimenti presenti in letteratura, in aggiunta, non considerano neanche che i progetti più complessi (che prevedono, ad esempio, la realizzazione di entrambi i bacini di monte e di valle) risulterebbero ancora più onerosi. Dall’analisi empirica di grandi opere di ingegneria civile emerge infatti come l’arco temporale in cui si sviluppano è medio-lungo (in media 7 anni) ed è fisiologico che si registri un aumento dei costi del 30% rispetto alle stime iniziali. Pertanto, riteniamo che, considerando sia la conversione del range individuato da Terna rispetto alla capacità di scarica (ipotizzando un RTE pari a 75%, coerentemente con quanto riportato da Terna al paragrafo 2.2 dello Studio in consultazione), sia la variabilità dei costi e gli imprevisti a cui sono soggetti questo tipo di progetti, la forchetta di CAPEX che deve essere presa come riferimento da Terna dovrebbe essere più ampia ed elevata (sulla quantificazione del range di CAPEX rimandiamo alle stime di dettaglio dei singoli operatori).
È inoltre da considerare che impianti di pompaggio che sfruttano opere esistenti, come ad esempio nel caso di implementazione di pompaggi nell’ambito di configurazioni idroelettriche esistenti, sono caratterizzati da costi specifici di realizzazione sensibilmente inferiori.
Infine, per quanto invece attiene agli OPEX relativi agli impianti di pompaggio idroelettrico, riteniamo che debbano essere considerate, tra le componenti di questi, anche i diritti di concessione.
POTENZIALI DI SVILUPPO
RISCHI
[1] Cfr. figura 38, paragrafo 5.2, BloombergNEF, “Energy Storage System Cost Survey 2022”
[2] Cfr. paragrafo 2.3, BloombergNEF, “Energy Storage System Cost Survey 2022”
[3] Valore ottenuto rapportando i costi di investimento al quantitativo di energia elettrica assorbita riportati nella nota 35 del report (pari, rispettivamente, a 350 M€ e 1.200 MWh).
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