Le opportunità dell`accumulo nel Quinto Conto

Le opportunità dell’accumulo nel Quinto Conto Energia
Sottotitolo: Il contributo degli accumuli per aumentare la quota di autoconsumo dei
consumatori con impianto di generazione FV
Autori: Renato Urban, Giuseppe Mauri, Massimo Gallanti
INTRODUZIONE
Negli ultimi anni si sono succeduti più provvedimenti per incentivare la produzione di energia da
conversione fotovoltaica (FV). Tale incentivazione nota come “Conto Energia” ha l’obiettivo di ripagare il
maggior costo dell’energia prodotta dagli impianti FV rispetto all’energia prodotta da fonti fossili
convenzionali (es. cicli combinati a gas). Con il susseguirsi dei provvedimenti di incentivazione, il valore
dell’incentivo per l’energia FV prodotta è andato progressivamente riducendosi. Con il “Quinto Conto
Energia”, attualmente in vigore, è cambiato il meccanismo di incentivazione. Mentre con i precedenti
provvedimenti veniva incentivata allo stesso modo tutta l’energia prodotta e si poteva usufruire dello
“scambio sul posto” (ovvero era possibile e vantaggioso utilizzare la rete elettrica come un accumulo di
energia infinito), con il Quinto Conto Energia è stato eliminato lo “scambio sul posto” e introdotta
l’incentivazione dell’autoconsumo, cioè dell’energia FV che viene contestualmente consumata là dove è
collocato l’impianto FV. Per aumentare la frazione di autoconsumo del FV è possibile utilizzare gli accumuli
di energia posti nella rete elettrica dell’utente. L’acquisto e l’utilizzo di un sistema di accumulo diviene
economicamente conveniente quando i benefici economici derivanti dall’incremento di energia
autoconsumata per effetto del sistema di accumulo sono in grado di ammortizzare l’investimento nel
sistema di accumulo prima che esso arrivi a fine vita. Questo articolo esegue una valutazione economica
sulla convenienza economica di un sistema di accumulo integrato con un sistema di produzione FV da 3 kW
presso un cliente domestico e individua la taglia ottimale del sistema di accumulo nei casi in cui esso risulta
economicamente conveniente.
INQUADRAMENTO NORMATIVO
Il cosiddetto Quinto Conto Energia è stato introdotto con il Decreto Ministeriale del 5 luglio 2012. Esso
ridefinisce le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica, che
sono entrate in vigore il 27 agosto 2012 1. Il Quinto Conto Energia cesserà di applicarsi decorsi 30 giorni
solari dalla data in cui si raggiungerà un costo cumulato degli incentivi 2 di 6,7 miliardi di euro l’anno.
1
Ovvero decorsi 45 giorni solari dalla data di pubblicazione della deliberazione con cui l’Autorità per l’Energia Elettrica
e il Gas (AEEG) ha determinato, su indicazione del GSE, il raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli
incentivi pari a 6 miliardi di euro(Deliberazione AEEG 12 luglio 2012, 292/2012/r/efr)
2
Comprensivo dei costi impegnati dagli impianti iscritti in posizione utile nei Registri, che sarà comunicata dall’AEEG sulla base degli elementi forniti dal GSE attraverso il proprio Contatore fotovoltaico - con un’apposita deliberazione.
Rispetto alle precedenti versioni del Conto Energia, il Quinto Conto introduce il meccanismo della tariffa
onnicomprensiva per l’energia FV immessa in rete: si tratta di una tariffa che accorpa in sé sia il valore
dell'incentivazione sia quello dell'energia ceduta alla rete. La tariffa onnicomprensiva si applica quindi alla
sola energia FV immessa in rete. L'energia che invece non viene immessa ma è autoconsumata gode di un
incentivo definito premio per l'autoconsumo. Nei precedenti Conti Energia, invece, la tariffa incentivante
era applicata su tutta l'energia prodotta dall'impianto, indipendentemente dall'uso che ne veniva fatto
(cessione alla rete o autoconsumo). Utilizzando un tecnicismo, è corretto affermare che con il Quinto Conto
Energia si è passati da un meccanismo di incentivazione di tipo di feed in premium ad uno di tipo feed in
tariff. Il valore della tariffa onnicomprensiva e del premio per l'autoconsumo varia in funzione della potenza
dell'impianto (gli impianti piccoli godono di una tariffa più alta) e del sito di installazione. Il valore
dell’incentivo si riduce con cadenza semestrale. Sia la tariffa onnicomprensiva che quella per l'autoconsumo
possono essere maggiorate se si realizzano impianti in sostituzione dell'eternit (+0,03 €/kWh) e se si
utilizzano materiali europei (+0,02 €/kWh). Le due maggiorazioni sono cumulabili.
L'IMPORTANZA DI AUTOCONSUMARE L'ENERGIA PRODOTTA
Il passaggio al nuovo meccanismo di incentivazione basato su tariffa onnicomprensiva e al premio per
l’autoconsumo ha importanti ripercussioni sull’impiego che l’utente fa dell’energia FV prodotta dal proprio
impianto. Diviene molto importante valutare la quota di autoconsumo sul totale dell'energia prodotta:
maggiore è questa quota, maggiore sarà la redditività dell'impianto. Ancorché il solo incentivo per
l'autoconsumo sia inferiore al valore della tariffa onnicomprensiva, il vantaggio per il cliente che auto
consuma l’energia FV prodotta cresce significativamente considerando il risparmio che esso ottiene
(indicativamente intorno a 0,25 €/kWh) per non dover acquistare dalla rete l’energia autoprodotta.
Facciamo un esempio per chiarire il concetto. Per un impianto su tetto da 3 kWp, il valore della tariffa
onnicomprensiva è di 0,208 €/kWh e quello del premio per autoconsumo è di 0,126 €/kWh. Al premio per
l’autoconsumo vanno però sommati gli 0,25 €/kWh (0,18 € più oneri di rete, di sistema e tasse) del valore
dell'energia che non viene prelevata dalla rete in quanto sostituita da quella autoprodotta. Per ogni kWh di
energia da FV autoconsumata, si avrà un beneficio economico complessivo di 0,376 €/kWh, superiore di
circa l’81% rispetto al valore della tariffa onnicomprensiva. Diviene quindi fondamentale per il consumatore
dotato di impianto FV incrementare la quota di autoconsumo al fine di massimizzare la redditività del
proprio impianto. Per farlo, può spostare i consumi elettrici nelle ore di funzionamento dell'impianto
fotovoltaico, vale a dire nelle ore diurne. Ciò però comporta un cambiamento nello stile di vita delle
famiglie, che consumano l’energia elettrica prevalentemente nelle ore serali. Lo stesso risultato può essere
conseguito dotando l’impianto FV di un sistema di accumulo che, nelle ore in cui l’energia prodotta
dall’impianto FV eccede il consumo, immagazzina l’energia in eccesso per poi renderla disponibile quando
la richiesta di energia dell’utente supera quella prodotta dal FV.
Per meglio comprendere il concetto di autoconsumo e della sua “massimizzazione” facciamo riferimento
alla Figura 1, dove, con riferimento ad un cliente domestico dotato di impianto FV, è mostrata una
rappresentazione grafica dell’energia prelevata dalla rete (area rossa), dell’energia prodotta dall’impianto
FV e auto consumata (area verde) e dell’energia prodotta dall’impianto FV e immessa in rete (area gialla).
Figura 1: esemplificazione del concetto di energia prodotta, autoconsumata ed immessa in rete
La somma delle aree rossa e verde rappresenta l’energia complessivamente consumata dall’utente, mentre
la somma delle aree verde e gialla rappresenta l’energia prodotta dall’impianto FV. In figura si vede che il
giorno 5 tutta l’energia prodotta risulta essere autoconsumata, mentre nel giorno successivo solo un 70%
circa dell’energia prodotta viene autoconsumata. L’introduzione di un accumulo permette di “spostare” la
parte di energia prodotta ma non autoconsumata in ore della giornata in cui si ha un consumo di energia
senza una contemporanea produzione FV. Tale periodo è rappresentato dalle ore serali della giornata (si
veda ad esempio il picco attorno alle 19 del giorno 6). Spostando la quota parte di energia prodotta ma non
autoconsumata nelle ore in cui il fabbisogno di energia supera la produzione FV, aumenta la percentuale di
energia autoconsumata, e quindi, in virtù della forma di incentivazione introdotta con il Quinto Conto
Energia, la reddittività dell’impianto (si veda la Figura 2, in cui l’energia immessa in rete nel giorno 6 è stata
“spostata” nelle ore serali permettendo di abbattere il picco di energia assorbita dalla rete).
Figura 2: Spostamento dell'energia immessa in rete nelle ore serali e conseguente abbattimento del picco di
prelievo di energia dalla rete
VALUTAZIONE DELLA QUOTA DI AUTOCONSUMO
Al fine di valutare il contributo che potrebbero fornire gli accumuli, è necessario stimare la quota di
autoconsumo che un cliente domestico dotato di impianto FV già consegue senza far ricorso ad un sistema
di accumulo o a modifiche della propria curva di consumo elettrico. A tal fine si è fatto riferimento ai dati di
monitoraggio dei consumi di energia elettrica su base oraria nell’anno 2011 di circa 1000 clienti domestici
distribuiti sul territorio italiano, e ai dati relativi alla produzione fotovoltaica oraria, aggregati per area
geografica, del 2010. I dati dei consumi fanno parte delle informazioni utilizzate da RSE per lo studio
sull’impatto della tariffa bioraria sulla curva dei consumi domestici, svolto per conto dell’Autorità per
l’energia elettrica ed il gas. Tra i circa 1.000 clienti domestici monitorati, sono stati considerati solo quelli
per i quali era disponibile la curva di consumo per l’intero anno. Questa scrematura ha portato
all’individuazione di 399 clienti. Una prima analisi ha permesso di ricavare la suddivisione degli utenti in
base alle 4 fasce di consumo annue fissate dall’Autorità (Figura 3).
Figura 3: Suddivisione dei clienti in base al consumo annuo
Per ogni cliente del campione si conosce inoltre l’area geografica di appartenenza (Nord, Centro, Sud, Sicilia
e Sardegna). Questo dato permette di associare il cliente ad un profilo di produzione FV coerente con la sua
collocazione geografica.
Per quanto riguarda la produzione FV, si è fatto uso dei valori orari di produzione aggregati per area
geografica, correlando tali valori con la potenza FV installata nell’area geografica nello stesso periodo a cui
si riferiscono i dati di produzione.
Rapportando l’energia oraria prodotta in un’area geografica con la potenza FV installata in quell’aerea si è
ricavato il “fattore di produzione orario medio ” per ciascuna area geografica, costituito da un vettore di
8760 valori orari compresi tra 0 e 1.
Tale fattore di produzione permette di stimare, su base oraria, la potenza generata da un qualsiasi impianto
fotovoltaico in ciascuna delle cinque aree geografiche considerate. In Figura 4 è mostrata la curva di
produzione media annua, aggregata per area geografica, di un impianto fotovoltaico da 3 kWp. Le
produzioni mensili mostrate nel grafico di Figura 4 sono state ottenute integrando su base mensile le curve
di produzione orarie ottenute applicando il fattore ad un impianto di potenza pari a 3 kWp. Come è facile
intuire, i picchi di produzione si hanno nei mesi estivi e sono più marcati al sud e nelle isole.
Figura 4: Curva di produzione media annua per un impianto da 3 kWp
I profili di consumo orario di ogni singolo cliente vengono quindi messi in relazione con i profili di
produzione stimati di un ipotetico impianto FV collocato presso il cliente, ottenendo così la quota di
autoconsumo di ciascun cliente. In Figura 5 è mostrata l’aggregazione dei clienti in funzione della
percentuale di autoconsumo raggiunta da ciascun cliente. Come si vede la maggior parte dei clienti
avrebbe una quota di autoconsumo dell’energia FV prodotta compresa tra il 20% ed il 45%.
Figura 5: Aggregazione degli utenti in base alla percentuale di autoconsumo
L’USO DELL’ACCUMULO PER AUMENTARE LE QUOTE DI AUTOCONSUMO
L’integrazione di un sistema domestico di accumulo in un impianto FV permette di recuperare una parte
dell’energia prodotta in eccesso rispetto alle necessità di consumo dell’utente, evitando quindi di
immetterla in rete, per impiegarla per autoconsumo in un periodo successivo della giornata, nel quale
l’impianto FV non produce a sufficienza per soddisfare la domanda dell’utente. L’accumulo deve quindi
essere dimensionato in base all’energia prodotta in eccesso, facendo quindi riferimento alla specifica curva
della domanda del cliente. Per determinare la taglia ottima del sistema di accumulo, cioè la dimensione
dell’accumulo in grado di massimizzare il ritorno economico dell’utente, è stato messo a punto l’algoritmo
rappresentato in Figura 6.
Figura 6: Rappresentazione black box dell’algoritmo
L’algoritmo prende in ingresso i dati orari di consumo e di produzione FV dello specifico utente, per un
periodo di un anno, e genera gli andamenti temporali degli scambi ottimali di energia con il sistema di
accumulo, oltre ai flussi economici derivanti dallo scambio di energia con la rete e ottenuti dagli incentivi
previsto dal Quinto Conto Energia. L’algoritmo è inoltre parametrizzabile relativamente ai parametri
dell’accumulo (es., rendimento e DOD 3) e alle tariffe dell’energia elettrica. Le tariffe utilizzate nella
simulazione sono quelle fornite dall’autorità e sono aggiornate al gennaio 2013.
LOGICA DI FUNZIONAMENTO DEL SISTEMA DI ACCUMULO
La logica di funzionamento del sistema di accumulo considerata in questo studio è estremamente semplice,
ma al contempo molto efficace. In pratica, istante per istante, se la potenza prodotta dall’impianto è
maggiore di quella consumata dall’utente, l’energia in eccesso viene stoccata nell’accumulo. Se l’accumulo
3
DOD: profondità di scarica della batteria (Depth Of Discharge)
risulta essere carico al suo valore massimo, l’energia prodotta in eccesso viene immessa in rete. Quando la
potenza generata dall’impianto è minore di quella consumata dall’utente, l’energia mancante viene fornita
dall’accumulo. Qualora l’energia contenuta nel sistema di accumulo non sia sufficiente a soddisfare il
fabbisogno dell’utente, la quota mancante viene prelevata dalla rete elettrica. Con questa logica di
funzionamento, l’accumulo eroga energia elettrica quando la produzione da parte dell’impianto scende al
di sotto del consumo dell’utente. Questa situazione accade tipicamente nel tardo pomeriggio, cioè in un
orario in cui il prezzo dell’energia è più alto. Nella Figura 7 viene mostrata una esemplificazione grafica di
quanto appena spiegato. In questo esempio la taglia dell’accumulo considerata è pari a 3,5 kWh. Come si
può notare, intorno alle 17 del primo giorno si ha una saturazione dell’accumulo, e quindi l’energia
prodotta in eccesso viene immessa in rete. Tra le 19 e le 23 circa tutta l’energia richiesta dall’utente viene
fornita dall’accumulo mentre tra le ore 11 e le 14 la produzione FV è tale sia da soddisfare i consumi
dell’utente, sia da caricare l’accumulo. Da notare il vincolo sulla minima carica residua che l’accumulo deve
mantenere per non danneggiarsi; in questa esemplificazione, al fine di meglio evidenziare gli andamenti
delle grandezze in Figura 7 è stato posto un DOD pari al 95%, che comporta una carica minima residua pari
a 0,175 kWh. Nelle simulazioni che seguono è stato invece utilizzato un DOD più realistico, pari all’80% e un
rendimento del ciclo di carica/scarica pari all’85%.
Commento [P1]: In analogia alle figure
precedenti cambierei assorbimento dalla
rete in prelievo dalla rete
Figura 7: Andamenti temporali delle grandezze elettriche di interesse (capacita accumulo pari a 3,5 kWh)
Si noti che nella logica di funzionamento illustrata si è ipotizzato che il sistema di accumulo sia in grado,
istante per istante, di erogare tutta la potenza richiesta dall’utente. In questo scenario il sistema di
accumulo deve quindi essere dimensionato per poter erogare la potenza massima contrattuale dell’utente
(tipicamente 3 kW). Per gestire l’accumulo si possono ovviamente applicare altre logiche di funzionamento.
Per esempio si può ripartire l’energia accumulata tra le ore del tardo pomeriggio e quelle della prima
mattina (ore piene), per minimizzare l’assorbimento dalla rete nelle ore con tariffa più alta. La
sperimentazione di ulteriori algoritmi è attualmente in fase di studio.
VARIAZIONE DELLE QUOTE DI AUTOCONSUMO
Tramite l’impiego del sistema di accumulo con la logica descritta precedentemente è possibile
incrementare la quota di autoconsumo dell’energia FV prodotta. In Figura 8 è mostrato questo incremento
a partire dalla situazione senza accumulo, sul campione di clienti considerato nello studio.
Figura 8: Variazione della percentuale di autoconsumo al variare della capacità del sistema di accumulo
Con un accumulo da 4 kWh, che corrisponde alla taglia più idonea a supportare un impianto fotovoltaico
domestico da 3 kWp, è possibile incrementare l’autoconsumo in media di circa 800 kWh in un anno, con
picchi fino a 1100 kWh/anno, e con valori minimi pari a circa 150 kWh/anno.
VALUTAZIONE ECONOMICA
Il simulatore messo a punto è in grado di stimare, per ciascuno dei clienti del campione, il suo flusso di
cassa annuo considerando la produzione fotovoltaica, i consumi dell’utente e l’energia assorbita dalla rete.
Per fare questo, oltre agli andamenti temporali di tali grandezze, è necessario fissare il costo di acquisto
dell’energia elettrica (Figura 9). A tal fine si è fatto riferimento ai costi della tariffa D2 relativa ad un cliente
domestico in regime di maggior tutela, con potenza impegnata di 3 kW.
TARIFFA
Quota energia (€/kWh)
Monoraria
Bioraria
Fascia unica Fascia F1 Fascia F23
kWh/anno: da 0 a 1800
0,13193
0,13840
0,12867
da 1801 a 2640
0,18648
0,19295
0,18322
da 2641 a 4440
0,24901
0,25548
0,24575
da 4441
0,29577
0,30224
0,29251
Quota fissa (€/anno)
21,6050
Quota potenza (€/kW/anno)
5,6729
Figura 9: Costi di acquisto dell'energia elettrica per cliente in regime di maggior tutela (fonte AEEG)
Per ciascun utente il simulatore genera due curve che mettono in relazione la capacita (taglia) del sistema
di accumulo con:
•
•
il beneficio economico dovuto all’incremento dell’autoconsumo per effetto del sistema di accumulo
il costo di investimento annualizzato del sistema di accumulo stesso.
Un esempio di queste curve è rappresentato nella Figura 10.
All’aumentare della taglia del sistema di accumulo, cresce l’autoconsumo e quindi il beneficio economico
dato dall’uso del sistema di accumulo. I valori di capacità corrispondenti ai punti in cui la curva del beneficio
economico, dovuto all’incremento dell’autoconsumo, interseca quella del costo di investimento
annualizzato dell’accumulo, definiscono gli estremi dell’intervallo di capacità del sistema di accumulo entro
cui il beneficio economico dovuto all’incremento dell’autoconsumo è maggiore del costo di investimento
annualizzato dell’accumulo stesso. La taglia del sistema di accumulo che massimizza la differenza tra il
beneficio economico dato dall’uso dell’accumulo e il suo costo di investimento annualizzato corrisponde
alla taglia ottima dell’accumulo.
Lo studio ha messo in evidenza che il beneficio economico dovuto all’incremento dell’autoconsumo è
fortemente dipendente dal costo di investimento del sistema di accumulo. Si è assunto di calcolare il costo
di investimento tramite una formula binomia, nella quale i due termini sono funzione, rispettivamente,
della potenza nominale erogata dal sistema di accumulo (termine legato principalmente al costo
dell’inverter) e della sua capacità di carica (costo legato al pacco batterie). Inizialmente si è fatto
riferimento agli attuali costi della tecnologia di accumulo elettrochimico a ioni di litio, assumendo come
termine relativo alla potenza un valore di 1000 € per una potenza di 3 kW, e un costo per capacità di carica
pari a 700 €/kWh. Si è inoltre ipotizzata una vita tecnica del sistema di accumulo di 10 anni. Il costo di
investimento annualizzato dell’accumulo è stato quindi considerato pari ad 1/10 dei valori
precedentemente indicati, trascurando l’attualizzazione dei costi di investimento.
Commento [P2]: Cambiare in
Costo investimento accumulo
Beneficio per incremento autoconsumo
Figura 10: Esemplificazione della variazione dei flussi economici al variare della taglia dell'accumulo
A titolo di esempio, in Figura 11 sono mostrate 4 situazioni tipiche riscontrate nell’analisi dell’impiego di un
sistema di accumulo accoppiato all’impianto FV da 3 kW per ciascuno dei 399 clienti domestici considerati.
Commento [P3]: Cambiare in
Beneficio per incremento autoconsumo
Ritorno economico complessivo del
sistema di accumulo
Costo investimento accumulo
Figura 11: Andamenti rappresentativi dei flussi economici (costo di investimento annualizzato dell’accumulo pari a
100€/anno + 70€/kWh/anno)
Si osserva come in tutti i casi considerati non c’è mai convenienza economica ad installare un sistema di
accumulo domestico: le curve del beneficio economico per incremento dell’autoconsumo sono infatti
sempre posizionate al di sotto della corrispondente curva del costo di investimento annualizzato del
sistema di accumulo. E’ interessante notare che la curva del beneficio economico per incremento
dell’autoconsumo presenta un asintoto orizzontale al crescere della capacità dell’accumulo. Questo
andamento è indice del fatto che, oltre un determinato valore di capacità del sistema di accumulo (diverso
da utente ad utente) non si hanno più significativi aumenti delle quote di autoconsumo in quanto, nella
grande maggioranza dei casi, la produzione su base annua di un impianto fotovoltaico da 3 kWp è maggiore
del consumo annuo dell’utente e l’aggiunta di ulteriore capacità di accumulo non consente ulteriori
recuperi di autoproduzione.
Una prima conclusione dello studio ha quindi evidenziato che, con gli attuali costi dell’energia elettrica –
incentivi inclusi – e con i costi correnti per i sistemi di accumulo, non c’è convenienza economica
nell’installare un sistema di accumulo domestico abbinato ad un impianto fotovoltaico da 3 kWp. Occorre
notare che le simulazioni sono state fatte considerando un tasso di attualizzazione dell’investimento pari a
zero. Questo scelta, di carattere conservativo, è stata adottata per ragioni di semplicità nella simulazione,
che trascura anche possibili variazioni del prezzo dell’energia prelevata dalla rete nel periodo di tempo
considerato. Se si considerasse un tasso di attualizzazione non nullo aumenterebbe ulteriormente il divario
tra il costo di investimento del sistema di accumulo e il beneficio economico conseguente all’aumento della
quota di autoconsumo, rendendo di fatto ancora meno conveniente l’installazione di un sistema di
accumulo.
La simulazione è stata in seguito ripetuta andando a ridurre i costi del sistema di accumulo, sulla base delle
proiezioni di costo riportate in un recente studio 4 relativo ai sistemi di accumulo per autotrazione. In
particolare si è ipotizzato un costo fisso pari a 750 € (stima del costo prospettico di un inverter da 3 kW) ed
un costo variabile pari a 300 €/kWh (costo prospettico del pacco batterie). I risultati della nuova
simulazione sono presentati in Figura 12.
4
Si veda http://www.mckinsey.it/idee/mckinsey_quarterly/battery-technology-charges-ahead.view
Commento [P4]: Modificare come nel
caso precedente
Figura 12: Andamento dei flussi economici (costo accumulo pari a 70 €/anno + 30 €/kWh/anno)
Le valutazioni si riferiscono allo stesso campione di clienti domestici fin qui considerato. A fronte di una
riduzione del 38% del costo complessivo del sistema di accumulo, solo 5 dei 399 clienti del campione
presentano una convenienza economica nell’introdurre un sistema di accumulo a fianco dell’impianto FV.
Peraltro anche per questi 5 utenti il ritorno economico annuo derivante dal sistema di accumulo è di entità
assai modesta: nel migliore di casi considerati si ha un beneficio annuo pari a 11,35 €.
Si noti che in tale scenario per le tariffe dell’energia elettrica, così come per gli incentivi per l’autoconsumo,
sono stati utilizzati i valori del 2013, ancorché per costi di investimento dell’accumulo si sia fatto
riferimento a valori di proiezioni future. Nonostante vi sia uno sfasamento temporale tra i costi
dell’accumulo e le tariffe, questa simulazione lascia intravedere che con la progressiva riduzione dei costi
delle batterie, i sistemi di accumulo potranno raggiungere la convenienza economica.
CONCLUSIONI
Lo studio ha valutato i benefici economici derivanti dall’impiego di un sistema di accumulo da parte di un
utente domestico dotato di un impianto FV da 3 kWp, che permette di sfruttare al meglio il premio per
l’autoconsumo introdotte con il Quinto Conto Energia. Lo studio fa riferimento ai valori di consumo di 399
utenti domestici relativi all’anno 2011, e alle stime dei valori orari di produzione FV di un ipotetico impianto
FV da 3 kWp installato presso ciascun utente del campione. Tali stime sono ottenute a partire da dati
aggregati di produzione FV acquisiti nel 2010. Lo studio ha calcolato l’incremento della quota di
autoconsumo che si otterrebbe al variare della taglia di un sistema di accumulo da installarsi presso i clienti
del campione, e ha fornito una valutazione circa il beneficio economico conseguente a tale incremento,
confrontandola con il costo di investimento annualizzato del sistema di accumulo. L’esito della valutazione
è che con gli attuali costi delle tecnologie di accumulo non c’è convenienza economica all’impiego
dell’accumulo. Qualora i prezzi degli accumuli si abbassassero secondo i trend previsti da recenti proiezioni
di mercato, in qualche caso (5 utenti dei circa 400 clienti analizzati) il sistema di accumulo avrebbe un
ritorno economico essendo il beneficio derivante dall’impiego del sistema di accumulo superiore al costo di
investimento annualizzato dello stesso. In questi casi la taglia ottimale del sistema di accumulo è pari a
poco più di 4 kWh (con riferimento ad una potenza dell’impianto FV pari a 3 kWp).
La convenienza economica di un sistema di accumulo potrebbe anche essere conseguita ottimizzando le
configurazioni impiantistiche. Ad esempio, si potrebbe inserire il sistema di accumulo a monte dell’inverter
dell’impianto FV, realizzando un unico apparato per il controllo dei flussi tra pannelli FV, batteria e rete
dell’utente, apparato a sua volta integrato con un unico inverter per la connessione dei dispositivi connessi
in corrente continua (pannelli FV e batterie) con la rete elettrica domestica in corrente alternata. In tal
modo si ridurrebbero i costi del sistema di accumulo, eliminando un secondo inverter e conseguendo una
maggior efficienza di conversione. La definizione di nuove architetture per una miglior integrazione di
produzione FV e accumulo presso un utente finale e le loro implicazioni normative e regolatorie sono
attualmente oggetto di studio.