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L’attuale narrativa sulle energie rinnovabili intermittenti indica nel time-shifting la soluzione al curtailment, a tal fine si è introdotto nell’architettura del mercato elettrico italiano un nuovo sistema di approvvigionamento a termine delle risorse di stoccaggio elettrico, il MACSE, da affiancare ai mercati esistenti dell’energia, dei servizi ancillari e della capacità.

Tuttavia, sono opportune alcune precisazioni ad una narrativa che tende a indicare l’energia, proveniente dalle batterie, verde. Sostenere che le batterie «immagazzinano automaticamente l’energia che sarebbe stata tagliata» è quantomeno fuorviante. Inoltre, ad oggi, sulla convenienza economica del MACSE  sarebbe arduo dare risposte certe.

L’energia delle batterie non è solo “verde”.

Una batteria connessa alla rete si carica con il mix elettrico disponibile nella propria zona in quel momento: non è possibile distinguere fisicamente gli elettroni provenienti da un parco fotovoltaico da quelli prodotti da una centrale a gas. Nelle ore solari con forte sovrapproduzione, così come nelle ore molto ventose, può evitare il taglio di produzione rinnovabile. Parimenti, quando sole e vento scarseggiano, non è la produzione rinnovabile aleatoria a ricaricare le batterie.

Le batterie possono evitare una parte del curtailment assorbendo energia, nella zona e nelle ore in cui la produzione rinnovabile eccede la capacità di trasporto o la domanda locale. L’energia sottoposta a curtailment è energia che non viene prodotta a seguito di un ordine di riduzione, non entra prima nella rete per essere successivamente recuperata. Una batteria può salvarla soltanto se la propria ricarica consente all’impianto rinnovabile di non ridurre la produzione, per fare questo deve trovarsi nella zona giusta, avere capacità disponibile e poter caricare proprio nelle ore in cui si verifica l’eccedenza.

Se torniamo al nostro caso esemplare, dove un impianto fotovoltaico potrebbe produrre 100 MWh ma una congestione consente di trasportarne soltanto 70, senza batterie, 30 MWh devono essere tagliati. Una batteria con una capacità di almeno 30 MWh collocata a monte della congestione, nella stessa area eccedentaria, può assorbire quei 30 MWh e permettere al fotovoltaico di produrli. Tuttavia, se la batteria è collocata dall’altra parte della congestione non risolve il problema, perché l’energia non riesce comunque a raggiungerla.

La loro utilità climatica ed economica è massima quando assorbono eccedenze eoliche o fotovoltaiche che, nella stessa zona e nelle stesse ore, sarebbero altrimenti tagliate. La disponibilità di capacità di accumulo, tuttavia, non garantisce da sola che ciò avvenga: servono la localizzazione corretta, coincidenza temporale con le eccedenze ed un differenziale di prezzo sufficiente a coprire perdite e costi di esercizio.

Come si ricaricano le batterie?

Il dato certo di cui disponiamo, ad oggi, è il costo sostenuto per il curtailment fornitoci da ARERA, 545 GWh remunerati per un costo di circa 32 milioni di euro, pari a 59 €/MWh ed è su questa base che è opportuno stimare la convenienza del MACSE. Un altro dato certo di cui disponiamo è il costo lordo della prima asta del MACSE pari a 129,59 milioni di euro/anno per 15 anni per una capacità complessiva di 10 GWh.

Le batterie MACSE non ricevono gratuitamente un flusso predeterminato di energia rinnovabile, prelevano energia dalla rete e possono quindi caricarsi con il mix disponibile in quel momento. Non c’è nessuno che orchestri la disponibilità ad assorbire eccedenze eoliche o fotovoltaiche ed evitare il curtailment, il coordinamento avviene su due livelli: mercato e dispacciamento.

Sul fronte del mercato, la capacità delle batterie MACSE verrà messa a disposizione degli operatori attraverso contratti di time shifting che verranno retribuiti a Terna. Gli operatori programmano, principalmente sul Mercato del Giorno Prima, la ricarica nelle ore di maggiore disponibilità e minor prezzo dell’energia. Terna definisce le caratteristiche dei prodotti e i vincoli tecnici; il GME li assegna agli operatori, che a loro volta decidono quando acquistare e rivendere l’energia entro tali vincoli.

In questa fase, quindi, il segnale principale è il prezzo. Un’eccedenza fotovoltaica tende ad abbassare il prezzo nelle ore centrali: ciò incentiva la batteria a caricarsi. È un coordinamento economico, non un ordine diretto di Terna.

ARERA stabilisce che il corrispettivo per i prodotti di time shifting che gli operatori pagano a Terna riduca il costo MACSE posto a carico del sistema. Tuttavia, al momento, non esiste ancora un prezzo osservato per l’utilizzo della capacità MACSE tramite i prodotti di time shifting. Le relative aste GME non hanno ancora prodotto prezzi pubblici, perché i primi 10 GWh di batterie MACSE entreranno nel periodo di consegna nel 2028 e le offerte saranno sulla base del valore che gli operatori attribuiranno alla possibilità di acquistare energia nelle ore meno costose e rivenderla nelle ore più care. Naturalmente se il differenziale fra ore economiche e costose fosse molto ridotto, il valore del prodotto di time shifting potrebbe risultare basso o persino nullo.

Il MACSE garantisce al proprietario della batteria il premio fisso anche se il valore commerciale dei prodotti di time shifting risulta modesto. Il rischio di scarso utilizzo viene quindi in buona parte trasferito al sistema elettrico: se le aste dei prodotti rendono poco, diminuiscono i ricavi destinati a compensare il costo del premio MACSE.

Il dispacciamento

In seconda battuta interviene il dispacciamento. Alla chiusura dei mercati dell’energia l’eventuale capacità MACSE fisicamente non impegnata dai contratti di time shifting deve essere offerta sul Mercato per il Bilanciamento e il Ridispacciamento, se tutta la capacità MACSE fosse fisicamente impegnata in un dato momento, Terna non potrebbe contare su ulteriore flessibilità MACSE e bilancerebbe la rete con le altre risorse acquistate sul medesimo Mercato.

Quello che emerge è come le batterie, oltre che un sistema di time-shifting funzionale a spostare parte della produzione delle rinnovabili non programmabili dalle ore di alta disponibilità a quelle di bassa o nulla disponibilità, si rivelino uno strumento per bilanciare la rete. La batteria può ottenere ricavi quando presta servizi di bilanciamento a Terna e, non a caso, nel MACSE le batterie non sono obbligate a caricarsi esclusivamente con energia verde. La libertà di utilizzare il mix disponibile sulla rete aumenta il valore commerciale del prodotto e, soprattutto, riduce il rischio di aste deserte. Infatti, se la ricarica fosse limitata all’energia verde l’operatore potrebbe caricare soltanto quando coincidono tutte queste condizioni:

• elevata produzione eolica o fotovoltaica;
• eccedenza nella stessa zona della batteria;
• capacità libera nella batteria;
• assenza di vincoli che impediscano il prelievo;
• successiva possibilità di vendere l’energia a un prezzo maggiore;
• rendimento e differenziale di prezzo tali da coprire perdite e costi.

Non sarebbe quindi sufficiente avere 150 giornate di sole o di vento: servirebbero 150 occasioni economicamente e tecnicamente utilizzabili. Se queste occasioni fossero poche, il valore della capacità diminuirebbe quasi proporzionalmente al numero dei cicli attesi.

Se dovessimo assumere come livello di riferimento i 59 €/MWh che ci costa il curtailment, considerando la capacità MACSE di 10 GWh ed il premio annuo da recuperare pari a 129,59 milioni di euro, l’energia annua “da non tagliare” sarebbe di circa 2,2 TWh/anno: servirebbero circa 220 cicli di carica all’anno per restituire, al netto del rendimento dell’85%, circa 1,87 TWh. Traguardo che prevederebbe di recuperare l’intera quota di curtailment prevista nello scenario centrale al 2030 ma il cui raggiungimento sarebbe impossibile con la sola energia verde. Naturalmente queste considerazioni non comprendono il costo dell’energia di carica.

Il costo di adeguatezza teoricamente evitato

A portare in equilibrio i costi di un sistema che difficilmente garantirebbe un costo minore dell’energia ci pensa l’adeguatezza. Terna attribuisce agli accumuli un beneficio di adeguatezza pari a circa 8.000 €/MWh di capacità all’anno. Attribuendo alle batterie un fattore di affidabilità (rating factor) del 67%, per i 2,5 GW di potenza, relativi ai 10 GWh della prima asta, si ottiene un costo di capacità evitato di circa 1,6 MW che moltiplicato per 48.000 €/MW/anno (premio massimo riconoscibile alla capacità esistente nell’asta del Capacity Market 2028) porta ad un premio di adeguatezza di 80 milioni di euro.

Quindi, secondo il modello di Terna, le batterie potrebbero consentire al sistema di acquistare meno capacità nel Capacity Market, evitando quella spesa. La stima dipende tuttavia da ipotesi piuttosto forti:

• che i 10 GWh siano tutti costituiti da sistemi da quattro ore;
• che il rating factor del 67% rappresenti correttamente la disponibilità nei momenti critici;
• che ogni MW affidabile di batteria sostituisca effettivamente capacità convenzionale;
• che il valore corretto della capacità evitata sia 48.000 €/MW/anno, che è un tetto massimo e non necessariamente il prezzo medio effettivamente pagato.

Una batteria scarica non garantisce adeguatezza.

Una batteria può sostituire una centrale nell’adeguatezza soltanto se, nel momento critico è sufficientemente carica, non è già impegnata per altri programmi, è connessa nella zona utile, la rete consente di utilizzare la sua energia, può sostenere la scarica per la durata richiesta. Una centrale a gas, purché abbia combustibile disponibile, può teoricamente continuare a produrre per molte ore. Una batteria da quattro ore, invece, esaurisce la propria energia dopo quattro ore alla potenza nominale e deve successivamente essere ricaricata.

Parrebbe quindi eccessivo il rating factor del 67% attribuito da Terna. Tuttavia, va considerato che le batterie possono ricaricarsi con il mix energetico della rete, e non solo con energia verde, e Terna può adeguare il comportamento della batteria alle sue esigenze, richiedendo di aumentare il prelievo e quindi caricarsi o di mantenere una parte della capacità come riserva o di scaricarsi e immettere energia.

Da ultimo, analizziamo il beneficio energetico che Terna valorizza assumendo un costo variabile della produzione a ciclo combinato di circa 118 €/MWh. Tuttavia, Terna non espone, con la stessa evidenza, una voce autonoma denominata “costo dell’energia di carica”. La simulazione del mercato dovrebbe incorporare i programmi di carica e scarica e, come già osservato, la quantificazione divulgativa dei benefici può far sembrare che tutta l’energia recuperata abbia costo nullo. Così non è.

L’energia di carica.

Se il prezzo dell’energia di carica fosse di 70 €/MWh, il costo per MWh restituito, al netto del rendimento - l’85% - della batteria, sarebbe di 82,4 €/MWh con un risparmio rispetto al gas di 35,6 €/MWh.

A questo valore però bisogna aggiungere la quota unitaria del premio MACSE. Con 150 cicli l’anno, l’ipotesi limite che avevamo fatto per ricaricarle con energia verde, il costo MACSE sarebbe di 101,6 €/MWh che porterebbe il costo complessivo a circa 184 €/MWh ampiamente superiore a quello assunto per la produzione a gas.

Il premio di adeguatezza di 80 milioni di euro stimato da Terna è una stima modellistica non un risparmio già osservato e non rappresenta il beneficio economico complessivo della batteria quanto un beneficio di capacità. Tuttavia, anche se detraessimo interamente questo premio, il residuo costo MACSE, pari a 49,59 milioni di euro, significherebbe un aggravio di 38,9 €/MWh che porterebbe il costo complessivo a 121,3 €/MWh ancora superiore a quello del gas.

In conclusione, il beneficio climatico del time shifting delle batterie andrebbe calcolato solo su quella parte di tempo che effettivamente trasferisce energia verde, per il resto è soltanto un’altra forma di bilanciamento della rete che resta a carico del consumatore: diversamente sarebbe difficile comprendere, ai fini climatici, quale differenza ci sia tra gli elettroni messi in rete da una centrale a gas e quelli da una batteria ricaricata dalla medesima centrale.