I meccanismi definiti nel Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) favoriranno le nuove tecnologie, come lo stoccaggio, anche in configurazioni più articolate, spiega Virginia Canazza, partner di MBS Consulting – Cerved Group.
“La riforma del dispacciamento elettrico è importantissima, rivoluziona il passato. Il nuovo disegno di mercato apre il mercato a tutte le risorse flessibili, indipendentemente dalla taglia e dalle caratteristiche tecniche”, dice Canazza a pv magazine Italia.
Secondo le stime di MBS Consulting, la capacità di stoccaggio che potrebbe entrare in operazione nei prossimi anni, circa 6 GW, è trascinata per circa due terzi dalle batterie senza meccanismi di remunerazione a lungo termine.
“Questi 4 GW di batterie risultano dall’analisi delle autorizzazioni inviate ad oggi al Ministero. Non hanno partecipato ad alcun meccanismo di remunerazione a lungo termine ma potrebbero entrare nel nuovo mercato storage delineato dal dlgs 210/2021 oppure in una nuova fast Reserve – non si sa ancora nulla ma è prevista dal TIDE”, spiega Canazza.
La società di consulenza prevede poi 1.7 GW di batterie nel quadro del mercato della capacità del 2024. Altri 250 MW di capacità sono stati già stati assegnati nel progetto pilota Fast Reserve partito a gennaio 2023.
“Il mercato è ancora concentrato tra le principali utility, ma si aggiungono molti sviluppatori di energie rinnovabili, arrivando a circa una settantina di diversi player”, spiega Canazza.
Il TIDE non affronta direttamente il tema della remunerazione degli investimenti, ma ha l’ambizione di definire un quadro regolatorio certo.
Per gli sviluppatori il quadro regolatorio è attraente perché possono recuperare l’investimento e hanno meno esposizione ai rischi di mercato. Gli sviluppatori perdono tuttavia la possibilità di catturare il valore della flessibilità sul mercato.
Nella revisione di questo modello di mercato, la partecipazione ai servizi è possibile per le risorse già abilitate, come anche quelle più piccole che, con gli aggregatori, possono creare un self-dispatching dell’aggregato, bilanciando consumi e generazione distribuita, ed estraendo poi da questo aggregato flessibilità per il sistema.
Prima del TIDE, solo gli impianti programmabili di taglia rilevante (di potenza superiore a 10 MVA) e alcuni progetti pilota potevano offrire il loro contributo alla sicurezza ed al bilanciamento del sistema elettrico.
“Terna, responsabile della sicurezza, espliciterà anche a livello nodale, quindi subzonale, una domanda di specifici servizi di regolazione per la sicurezza del sistema a cui potranno partecipare le risorse abili ad erogare questi servizi, a prescindere dalla tipologia”, dice Canazza.
Per ogni richiesta, Terna organizzerà un’asta e le risorse competeranno sulla base dei prezzi richiesti per la disponibilità ad erogare il servizio. “È responsabilità dell’utente del dispacciamento, aggregato o unità fisica, gestire le risorse sui mercati dell’energia per farle arrivare in tempo reale con la banda contrattualizzata disponibile. La remunerazione sarà condizionata all’attivazione di Terna,” aggiunge.
Secondo la partner di MBS Consulting, il mercato dello stoccaggio rifletterà inevitabilmente le condizioni di criticità strutturale della rete a livello locale.
“Le opportunità emergono dove c’è un ritardo temporale tra la criticità attuale e lo sviluppo della rete. In questo intervallo c’è spazio per queste tecnologie. Ora lo stoccaggio colma e si prende il valore della flessibilità necessaria per risolvere la criticità legata alla limitata capacità che abbiamo di integrare le rinnovabili.”
Canazza si aspetta poi soluzioni di accumulo dove la rete non possa essere sviluppata per motivazioni ambientali o autorizzative.
“Nel futuro, quando avremmo tantissime rinnovabili che coprono la domanda, lo storage servirà per bilanciare la domanda. Adesso di fatto serve per fare servizi di sicurezza e, solo parzialmente, per bilanciare la domanda”.
Secondo gli scenari di Terna e Snam, il fabbisogno di accumulo addizionale rispetto ai pompaggi esistenti necessario per supportare la penetrazione delle rinnovabili è di 95 GWh, di cui 16 GWh da comunità energetiche e piccoli impianti distribuiti, 8 GWh già assegnati nelle aste del Capacity Market e i restanti 71 GWh da impianti di grande taglia.
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