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Flessibilità, “al 2030 ancora preponderanti Ccgt e reti”

Accumuli in crescita nel prossimo decennio, ma in seguito favoriti idrogeno e generazione a biogas. Studio Ue (articolo di Quotidiano Energia)

Quotidiano Energia - L’età dell’oro degli accumuli elettrochimici sara il prossimo decennio, perché nell’attuale le centrali a gas e le interconnessioni elettriche saranno più competitive per le esigenze di flessibilità, mentre gli anni ’40 e ’50 del secolo saranno dominati in misura crescente da idrogeno, carburanti sintetici e impianti di generazione a ciclo aperto alimentati a gas rinnovabili e decarbonizzati. E’ quanto emerge da uno studio commissionato dalla DG Energia a Artelys, Enerdata e Trinomics, che sulla base della Strategia climatica di lungo-termine della Ue propone uno scenario al 2030 (Metis-Baseline) e due al 2050 (Metis-1.5C e Metis-2C-P2X).


”Study on energy storage – Contribution to the security of the electricity supply in Europe”, questo il titolo dello studio, rileva che in Europa il settore dello stoccaggio di energia è attualmente dominato dai pompaggi idro, con oltre il 90% del totale.

Negli accumuli elettrochimici di grandi dimensioni (in funzione e in progetto), in testa alla classifica della Ue a 28 è il Regno Unito con 5.499 MW, seguito da Irlanda (1.337 MW), Germania (509 MW), Spagna (196 MW) e Italia (81 MW). Se si guarda però alla sola capacità in funzione, il nostro Paese è al terzo posto con 56 MW, preceduto soltanto da UK (570 MW) e Germania (406 MW).
Il comparto degli accumuli domestici è considerato “molto promettente” nel medio-termine, ma non è stato considerato a causa della scarsità dei dati disponibili.

Lo scenario al 2030 mostra che alla fine del decennio la maggior parte della flessibilità europea sarà assicurata dalle centrali a gas, che metteranno a disposizione 348 GW di cui 285 GW Ccgt e 63 GW Ocgt, e che gli investimenti nelle reti avranno aggiunto interconnessioni transfrontaliere per 41 GW rispetto al 2020. Le batterie stazionarie raggiungeranno i 67 GW, che però, in caso di utilizzo ottimale della flessibilità dei veicoli elettrici e del riscaldamento degli edifici potrebbero scendere a 34 GW.

Ben diversa la situazione all’orizzonte 2050, quando grazie a un sensibile calo dei costi gli elettrolizzatori saranno la prima soluzione di flessibilità in termini di capacità installata con 550 GW. Gli scenari indicano che idrogeno ed e-fuel forniranno un alto grado di flessibilità sia immagazzinando direttamente l’idrogeno che attraverso le attuali infrastrutture petrolifere utilizzate per gli e-liquid.

Nel 2050 le centrali a gas continueranno ad avere un ruolo importante, anche se in un assetto rivoluzionato: saranno alimentate a biogas – e in misura minore a e-gas prodotti con il ciclo “power to gas to power” - e principalmente Ocgt, più convenienti dei Ccgt dato il ridotto numero di ore cui lavoreranno. Un forte sviluppo si avrà anche per le interconnessioni, che rappresenteranno una crescente fonte di flessibilità arrivando a 142 GW in entrambe gli scenari considerati.

La concorrenza delle varie risorse di flessibilità non favorirà le batterie e i pompaggi idro, che a metà secolo saranno inferiori al livello del 2030 con circa 50 GW, che potranno salire a 73 GW nell’eventualità che i costi degli elettrolizzatori si rivelino più alti del previsto.

Lo studio fornisce quindi ai decisori politici una serie di raccomandazioni per sostenere lo sviluppo dello storage, a cominciare dall’applicazione delle norme del Pacchetto Energia al fine di consentire allo stoccaggio di partecipare ai mercati dei servizi energetici e ai capacity market ed essere “adeguatamente remunerato nei diversi mercati e attraverso un’appropriata tassazione e oneri di rete che riflettano i costi”.

Le istituzioni Ue - in particolare la Commissione, Acer, Entso-E ed EntsoG - e gli Stati membri dovrebbero poi sviluppare procedure non discriminatorie per i servizi ancillari non di frequenza.

A livello nazionale, secondo lo studio, dovrebbero essere eliminati lo scambio sul posto ("al fine di separare nettamente l’elettricità immessa in rete da quella consumata") e il doppio addebito delle tariffe di rete (sia durante l’immagazzinamento che il ritiro), nonché introdotti prezzi dinamici e tariffe di rete legate al tempo di utilizzo.

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