Accumuli e rinnovabili, studio AGICI: le batterie nei siti di consumo sono il modello più redditizio

Con l’aumento delle rinnovabili cresce il bisogno di flessibilità del sistema elettrico, e tra le soluzioni di storage oggi disponibili la più redditizia è la batteria installata presso un sito di consumo industriale o commerciale. È una delle evidenze dello studio di AGICI “Rinnovabili, flessibilità ed innovazione: i nuovi modelli di business per produttori e industrie“, presentato a Vicenza nell’ambito della prima edizione di SSEC – Storage & Solar Expo Conference. L’analisi riguarda il mercato italiano ed europeo e mette a confronto tecnologie, quadro regolatorio e profili di rischio e rendimento dei sistemi di accumulo, in uno scenario in cui la produzione da fotovoltaico ed eolico richiede strumenti sempre più efficaci per bilanciare offerta e domanda.

Il fotovoltaico, principale motore della nuova capacità installata, concentra la produzione nelle ore centrali della giornata e nei mesi di maggiore insolazione. Proprio in quei momenti può ampliarsi il divario tra energia prodotta e richiesta, e il sistema deve essere in grado di assorbire l’eccesso, immagazzinarlo e renderlo disponibile quando serve. Una batteria può svolgere questa funzione in configurazioni molto diverse, come impianto stand-alone di grande taglia, abbinata a un sito industriale o commerciale oppure integrata con un impianto rinnovabile, accedendo di volta in volta a mercati e meccanismi di remunerazione differenti. Lo studio individua i modelli con il miglior equilibrio tra rischio e rendimento, temi discussi anche nelle due tavole rotonde dell’evento, dedicate agli accumuli di grande taglia e alle applicazioni presso i clienti finali, in particolare nell’industria e nella grande distribuzione.

Storage, rischio e rendimento: l’integrazione fa la differenza

AGICI ha confrontato BESS, pompaggi idroelettrici, fotovoltaico, eolico e le principali configurazioni ibride. La prima evidenza è che un rischio più alto non garantisce un rendimento più elevato.

I grandi accumuli stand-alone sostenuti da meccanismi che assicurano ricavi stabili, come il MACSE (Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico), hanno un profilo di rischio contenuto ma rendimenti limitati. Le configurazioni full merchant, interamente esposte ai prezzi di mercato, assumono invece rischi sensibilmente maggiori senza ottenere, allo stato attuale, ritorni proporzionalmente più alti. Più in generale, batterie e pompaggi stand-alone faticano ancora a produrre ritorni particolarmente attrattivi.

Batterie presso i siti di consumo, ROI oltre il 9%

Il quadro cambia quando l’accumulo è integrato con i consumi e può svolgere più funzioni. Una batteria installata in un sito industriale o commerciale raggiunge un ritorno sull’investimento di circa il 6% con la sola partecipazione al servizio di ex interrompibilità, che remunera la disponibilità a modulare rapidamente i consumi. Aggiungendo il servizio di modulazione dei prelievi, il ROI stimato supera il 9%.

Il risultato dipende dal revenue stacking, ovvero la possibilità di combinare sullo stesso impianto più servizi e fonti di ricavo. Resta un elemento di incertezza, perché alcuni di questi servizi sono assegnati con aste annuali, una durata che rende meno prevedibili le entrate nel medio-lungo periodo e complica la pianificazione degli investimenti.

Fotovoltaico e accumulo, un vantaggio più contenuto

Anche abbinare una batteria a un impianto fotovoltaico migliora il rendimento rispetto al solo FV, ma in misura inferiore. La condivisione di terreno, connessione alla rete e altre infrastrutture riduce i costi complessivi e, nel modello AGICI, il costo di investimento della batteria in configurazione ibrida è inferiore del 15% rispetto al caso stand-alone. L’energia accumulata può inoltre essere venduta nelle ore con prezzi più alti, e il beneficio cresce con la potenza della batteria e con le opportunità di arbitraggio. Gli impianti rinnovabili sostenuti dal meccanismo FER X mantengono un profilo di rischio contenuto e buoni rendimenti anche senza ricavi da servizi di flessibilità, mentre la partecipazione al mercato del bilanciamento può aumentare le entrate ma anche la loro volatilità.

Accumuli in Italia al 2030, fabbisogno e condizioni per investire

Tra il 2022 e il 2025 la potenza fotovoltaica in Italia è cresciuta di circa il 75%. Per centrare gli obiettivi del PNIEC al 2030, il fotovoltaico dovrebbe aumentare in media del 12,7% annuo e l’eolico del 15,7%. Ipotizzando una crescita lineare, nel 2030 il parco rinnovabile nazionale potrebbe raggiungere circa 131 GW di potenza installata (così composto: 79 GW fotovoltaico, 28 GW eolico, 19 GW idroelettrico, 5 GW altre fonti).

Lo scenario di riferimento richiamato dallo studio stima per la stessa data un fabbisogno di circa 122 GWh di capacità di accumulo, 72 GWh dei quali provenienti da nuova capacità elettrochimica. Mentre i GW misurano la potenza degli impianti, i GWh indicano quanta energia batterie e pompaggi dovranno immagazzinare e restituire alla rete. Circa due terzi della nuova capacità si concentrerà tra Sud, Sicilia e Sardegna, le aree con la maggiore espansione di fotovoltaico ed eolico.

Gli operatori si stanno già muovendo. Il 90% delle imprese energetiche analizzate da AGICI include lo stoccaggio elettrochimico in portafoglio e il 50% dispone di capacità BESS, per circa 13 GW nel 2025, di cui quasi il 20% in Italia. La prima asta per l’approvvigionamento di lungo termine di nuova capacità di stoccaggio ha assegnato circa 1,5 GW e 10 GWh, distribuiti tra 14 impianti e sette aggiudicatari, per investimenti stimati in circa un miliardo di euro. Oltre metà della capacità si trova in Puglia, seguita da Basilicata e Isole.

Per trasformare il fabbisogno in investimenti, lo studio indica alcune priorità regolatorie e infrastrutturali. Tra queste il completamento della disciplina dei mercati locali gestiti dai distributori, un accesso più semplice per aggregatori, consumatori industriali e comunità energetiche, servizi di durata più breve, la revisione del regime degli impianti essenziali alla sicurezza del sistema, segnali di prezzo territoriali più forti e investimenti in smart meter, piattaforme di mercato in tempo reale e strumenti di previsione.

«Per trasformare questo potenziale in investimenti serve un quadro regolatorio più completo e stabile, che favorisca la partecipazione di nuovi soggetti e renda più prevedibili i flussi di ricavo», ha commentato Marco Carta, Amministratore Delegato di AGICI.

FAQ accumuli e rinnovabili

Quanta capacità di accumulo servirà in Italia nel 2030?

Secondo lo scenario richiamato dallo studio AGICI, circa 122 GWh, di cui 50 GWh dai pompaggi idroelettrici esistenti e circa 72 GWh da nuova capacità elettrochimica.

Qual è la configurazione di storage più redditizia?

Tra quelle analizzate da AGICI, la batteria installata presso un sito industriale o commerciale, con un ROI che può superare il 9% combinando ex interrompibilità e modulazione dei prelievi.

Che cos’è il revenue stacking?

È la combinazione, su uno stesso sistema di accumulo, di più servizi e fonti di ricavo, che permette di aumentare la redditività complessiva dell’investimento.

Conviene abbinare una batteria a un impianto fotovoltaico?

Sì, il rendimento migliora rispetto al solo fotovoltaico, anche se in misura più contenuta. La condivisione delle infrastrutture riduce del 15% il costo di investimento della batteria rispetto al caso stand-alone.

Che differenza c’è tra GW e GWh?

I GW misurano la potenza che un impianto può erogare in un dato momento, i GWh la quantità di energia che un sistema di accumulo può immagazzinare e restituire alla rete.

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