Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni alla Consultazione del 4 agosto u.s. inerente lo Studio sulle tecnologie di riferimento per lo stoccaggio di energia elettrica.
L’Associazione ritiene che lo Studio sia un passaggio fondamentale per la definizione della Disciplina delle aste. Per tale ragione, Elettricità Futura ritiene utile integrarlo per garantire un maggior livello di approfondimento in alcune sue componenti, tra cui:
- cosi di investimento e di esercizio;
- potenzialità di sviluppi e rischi;
- tempi di autorizzazione delle diverse tecnologie;
- tecnologie utilizzabili e ammissibili alle aste.
L’Associazione segnala inoltre che per quanto riguarda le tecnologie di riferimento, è comprensibile in linea generale la scelta effettuata da Terna di ricadere su BESS Li-Ion e PHES, ma è necessaria un'analisi più approfondita sulle tecnologie utilizzabili e ammissibili alle aste e sui parametri impiegati per classificare una tecnologia come “di riferimento“: altre classi di accumulo elettrochimico, quali le batterie al sodio-zolfo, agli alogenuri di zinco o al vanadio, oppur l’accumulo gravitazionale o ad aria (CAES) o CO2 compressa potrebbero essere valutate per l’inclusione tra le “tecnologie di riferimento”. Occorre infatti evitare che, limitando la partecipazione a solo due tecnologie per tutto il contingente da approvvigionare, si generino rischi legati al lock-in tecnologico nonché alla forte dipendenza dai fornitori delle necessarie materie prime (sia in termini di volumi che di prezzi).
Elettricità Futura esprime inoltre considerazioni più generali sulle procedure concorsuali per l’approvvigionamento di capacità di accumulo, affinché possano essere discusse assieme ad ARERA nell’ottica della definizione e del perfezionamento della regolazione in materia, rimandando la discussione in merito al design d’asta alle future discussioni in ambito di definizione della Disciplina.
Leggi il testo integrale delle osservazioni
Osservazioni generali
Lo Studio Terna è un passaggio fondamentale per la definizione della Disciplina delle aste art.18, poiché tutti i dati e le informazioni raccolte concorrono in maniera determinante alle scelte sulla struttura stessa che dovrà avere il meccanismo.
Per le suddette ragioni, pur ritenendo la versione in consultazione dello Studio una buona bozza di partenza, riteniamo fin da subito utile integrarlo per garantire un maggior livello di approfondimento in alcune sue componenti e anche consentire agli operatori una valutazione e un’analisi più adeguata. Considerato l’ambizioso obiettivo di implementare il meccanismo ex. art. 18 e affinché il meccanismo e le procedure concorsuali siano efficaci, è importante che lo Studio sia il più preciso e dettagliato possibile sia nel descrivere le diverse variabili che concorrono a definire quante e quali tecnologie di accumulo costituiscono delle “tecnologie di riferimento”, sia nel fornire le motivazioni e i ragionamenti, comprese i calcoli effettuati, su cui Terna si è basata per redigerlo.
A nostro avviso, la sezione meritevole di maggiori approfondimenti è quella relativa ai costi di investimento e di esercizio. Non solo è necessaria maggiore chiarezza nell’esposizione delle diverse voci di costo che concorrono al calcolo di CAPEX/OPEX e CONE, ma servirebbero anche riferimenti più precisi alle fonti bibliografiche impiegate, oltre a un’indicazione delle eventuali rielaborazioni svolte per raggiungere i valori finali indicati nello Studio e le motivazioni su cui Terna si è basata per fare tali calcoli. I valori di CAPEX, OPEX e CONE, in generale, appaiono sottostimati. Nelle osservazioni di dettaglio riportiamo alcune considerazioni generali, ma per l’identificazione di valori più specifici rimandiamo alle osservazioni dei singoli associati.
Analogo ragionamento vale per le sezioni su potenzialità di sviluppi e rischi. La prima dovrebbe essere finalizzata, partendo dai target indicati nel Documento di Descrizione degli Scenari 2022, a una quantificazione dell’effettivo potenziale di sviluppo delle tecnologie di accumulo selezionate almeno a livello di zona di mercato (anche considerando le caratteristiche morfologiche dell’Italia), mentre nello Studio è riportata unicamente la ripartizione tecnologica e geografica delle richieste di connessione pervenute a Terna nel mese di luglio 2023. La seconda, invece, non approfondisce adeguatamente le voci di rischio e si limita ad un’analisi che appare meramente qualitativa.
Un’importante lacuna dello Studio è che non sono considerati i tempi di autorizzazione delle diverse tecnologie. Tale variabile è di essenziale importanza per consentire di programmare con adeguato anticipo lo svolgimento delle aste, dato che tra la pubblicazione della data dell’asta e quella della sua esecuzione concreta dovrà essere garantito un lasso temporale coerente con i tempi medi di autorizzazione di nuovi progetti.
Per quanto riguarda le tecnologie di riferimento, comprendiamo in linea generale che la scelta effettuata da Terna sia ricaduta su BESS Li-Ion e PHES, ma riteniamo necessaria un'analisi più approfondita sulle tecnologie utilizzabili e ammissibili alle aste, poiché limitare la partecipazione a solo due tecnologie per tutto il contingente da approvvigionare potrebbe comportare diversi rischi legati al conseguente lock-in tecnologico nonché alla forte dipendenza dai fornitori delle necessarie materie prime (sia in termini di volumi che di prezzi). Riteniamo che usare il solo livello di maturità (in termini di installato globale) come metrica alla base della scelta delle tecnologie di riferimento non sia sufficientemente rigoroso sul piano metodologico, perché potrebbe escludere dalle aste, anche in una prospettiva di medio/lungo termine, alcune tecnologie che recentemente hanno raggiunto buoni livelli di affidabilità e performance (ed anche LCoS) nonostante le capacità installate globali non siano ovviamente ai livelli delle BESS e dei pompaggi. Per le stesse ragioni, verrebbe in buona parte vanificata anche la valenza dell’aggiornamento biennale dello Studio, previsto dalla delibera dell’Autorità. Ad esempio, altre classi di accumulo elettrochimico, quali le batterie al sodio-zolfo, agli alogenuri di zinco o al vanadio, oppure l’accumulo gravitazionale o ad aria (CAES) o CO2 compressa potrebbero essere valutate per l’inclusione tra le “tecnologie di riferimento”.
Riportiamo qui di seguito alcune considerazioni più generali sulle procedure concorsuali per l’approvvigionamento di capacità di accumulo, affinché possano essere discusse assieme ad ARERA nell’ottica della definizione e del perfezionamento della regolazione in materia, rimandando la discussione in merito al design d’asta alle future discussioni in ambito di definizione della Disciplina.
Ribadiamo l’importanza di escludere l’applicazione di una regola che identifichi come cap al premio di assegnazione per le aste PHES equivalente al premio in esito alle aste BESS. Come espresso anche nella nostra risposta al DCO 393/2022/R/eel, non risulta corretto trasferire il riferimento di prezzo di un’asta per tecnologie la cui delivery è ipotizzata nei prossimi anni anche per aste di tecnologie diverse la cui delivery potrebbe, in alcuni casi, anche essere distante nel tempo, influenzandone le offerte e gli esiti. Anche l’anno di inizio delivery (e le conseguenti aspettative, per esempio, sui costi di fornitura dei dispositivi e delle materie prime necessarie per la loro costruzione) influenza le offerte che vengono effettuate in asta e quindi il premio in esito alle stesse. A ciò si aggiunge l’importanza di un maggior approfondimento sugli elementi tecnici prestazionali delle tecnologie di riferimento (e.g. funzione di accumulo stagionale per PHES) e sulle strutture di costo, indispensabile per una più coerente e precisa .strutturazione delle aste
Inoltre, per quanto riguarda la tecnologia PHES lo Studio non approfondisce la categoria dei rifacimenti di pompaggi esistenti e riconversioni di impianti idroelettrici di sola produzione in impianti di pompaggio. Queste tipologie di progetto potrebbero avere tempi di realizzazione molto diversificati a seconda della complessità dei lavori necessari. Si richiede di approfondire questa casistica, sulle cui tempistiche di realizzazione si rimanda al paragrafo di dettaglio, per tenerne conto nel futuro disegno delle aste.
Osservazioni di dettaglio
INDIVIDUAZIONE DELLE TECNOLOGIE DI RIFERIMENTO
Si ritiene che la lista delle sette macrocategorie tecnologiche comprenda tutte le tecnologie di stoccaggio elettrico ad oggi presente?
Innanzitutto, riteniamo che alle sette macrocategorie indicate nello Studio andrebbe aggiunta, per completezza, anche lo stoccaggio gravitazionale e la macro-categoria tecnologica di stoccaggio termico (Thermal Energy Storage – TES) a calore sensibile (tramite l’utilizzo, per esempio, di sali fusi o sabbia) o latente (per esempio criogenico), in quanto anch’essa permette la conversione power-to-heat-to-power.
Per quanto riguarda le tecnologie di riferimento, ribadiamo quanto espresso in premessa. Suggeriamo infatti che già da questa prima versione dello Studio che determinerà le tecnologie che potranno concorrere nelle prime aste per l’approvvigionamento di capacità di accumulo, si effettui un'analisi più approfondita sulle tecnologie di riferimento ammissibili (rivedendo le metriche da utilizzare per distinguere se una tecnologia può ottenere status “di riferimento”), valutando quindi l’inclusione anche ai BESS diversi dalle batterie Li-Ion (accumuli elettrochimici NaS, agli alogenuri di zinco o al vanadio), e l’accumulo gravitazionale, CAES o a CO2.
Ribadiamo anche le nostre riserve sull’utilizzo del parametro della potenza installata a livello globale/nazionale per determinare la maturità tecnologico-commerciale o meno di una tecnologia di accumulo. Se utilizzato indistintamente, il rischio è che si escludano dal novero delle tecnologie di riferimento quelle tecnologie che nei prossimi anni raggiungeranno una piena maturità tecnologica e affidabilità ma inevitabilmente (visto ormai il forte divario) non il livello di installato globale delle BESS Li-Ion o dei PHES.
Sia in questa prima versione, che nell’ottica dei futuri aggiornamenti, sarebbe utile avere anche un approfondimento sia su una “roadmap” sull’evoluzione del grado di maturità delle varie tecnologie che un’analisi strutturata del potenziale delle varie tecnologie usando come riferimento una durata anche superiore alle 8h.
CARATTERISTICHE PRESTAZIONALI
Si ritiene che questa sezione descriva accuratamente le caratteristiche prestazionali delle tecnologie di riferimento?
Si concorda che gli impianti di pompaggio idroelettrico di tipo full-converter possano essere progettati in modo tale da fornire regolazione di potenza attiva in fase di assorbimento?
Riteniamo che la lista delle caratteristiche prestazionali con cui descrivere le tecnologie di riferimento è completa. Come espresso in premessa, chiediamo però che si indichi, per ciascun dato, la fonte bibliografica precisa da cui è tratto e, se è stato soggetto a rielaborazione, le motivazioni sottostanti tale scelta.
Qui di seguito alcune considerazioni puntuali:
- C-rate: segnaliamo che se si ritiene veritiero che non esistono vincoli tecnici nell’esercire batterie a C-rate inferiori al rispettivo valore nominale, d’altro canto non è solo il convertitore di potenza che deve essere opportunamente dimensionato per poter permettere l’esercizio a C-rate inferiori, ma tutta la catena di conversione, interfaccia e trasporto (e.g. trasformatori BT/MT, protezioni, cavi, etc.). Pertanto, l’esercizio dell’impianto a C-rate più bassi (ad esempio E/P=8h) avrà degli aspetti economici che determineranno sicuramente un incremento dei CAPEX (circa +25%) rispetto ad impianti eserciti a C-rate nominali.
- Prestazioni PHES: segnaliamo che sono disponibili tecnologie di pompaggio, ormai mature, che si basano sull’adozione di gruppi ternari con corto-circuito idraulico e macchina elettrica sincrona, che possono fornire regolazione di potenza attiva in fase di assorbimento senza comportare limitazioni al contributo inerziale e possono garantire dinamiche molto rapide rispetto ai tradizionali pompaggi. Inoltre, questa soluzione tecnica, con opportuni accorgimenti (ad esempio, installazione di una clutch per disconnettere la turbina dalla pompa) consente di ottimizzare il rendimento del sistema. Infine, a differenza della tecnologia full-converter, il gruppo ternario non ha componenti elettroniche (converter) per la gestione della flessibilità dell’impianto. Queste tecnologie dovrebbero essere contemplate nello Studio, così da dettagliarne le specificità, i relativi parametri economici e le opportunità di utilizzo. Inoltre, segnaliamo un elemento di differenziazione tra BESS Li-Ion e PHES legato al fatto che alcune progettualità nell’ambito di quest’ultima tecnologia possono garantire anche la funzione di stoccaggio stagionale.
- RTE: A pagina 12 dello Studio, Terna riporta: “risulta fondamentale che sia l’efficienza che altre caratteristiche d’impianto, come ad esempio la capacità energetica, rispettino le specifiche contrattuali durante tutta la durata del contratto. Sarà quindi a cura dell’aggiudicatario valutare se – a mero titolo di esempio – sovradimensionare la capacità di accumulo ad inizio vita oppure prevedere degli interventi di manutenzione straordinaria durante l’esercizio” Per le batterie elettrochimiche agli ioni di litio, come anticipato, risulta quindi essenziale che il CONE tenga conto del RTE (che comporta un’energia installata maggiore di quella erogabile) e inoltre segua l’approccio indicato al successivo bullet “vita utile e degrado”. In generale, è necessario un maggiore approfondimento della definizione e del calcolo del rendimento. A titolo di esempio, nello studio non è esplicitato se all’interno del valore del rendimento sono considerate le perdite legate alla trasformazione in AT e se la valutazione dello stesso è da intendersi calcolata fino al punto di connessione dell’impianto. Inoltre, sempre con particolare riferimento alle batterie elettrochimiche, per parità di trattamento con le altre tecnologie, è necessario fare riferimento al rendimento DC/AC in quanto esso considera tutte le perdite energetiche nel processo di carica e scarica, inclusa la conversione DC/AC dell’inverter, l’efficienza energetica dei trasformatori e il consumo degli ausiliari (ivi inclusi quelli necessari per il controllo termico della batteria).
- Tasso di indisponibilità: concordiamo con la scelta di esprimere il tasso di indisponibilità dei sistemi di accumulo in termini di percentuale delle ore annue in cui l’impianto non è disponibile a causa di manutenzioni o guasti. Suggeriamo che negli schemi di contratto standard Terna replichi le regole sull’indisponibilità già adottate nel Mercato della Capacità, in quanto ben note agli operatori.
- Temperatura di esercizio: è essenziale che per le BESS Terna consideri anche i consumi dei servizi ausiliari per la gestione termica dei moduli. Tale voce andrebbe inserita negli OPEX, che invece sembrano non considerare tale costo. È infatti una variabile fondamentale per garantire l’esercizio delle batterie in sicurezza e per il mantenimento delle prestazioni richieste e non è controllabile direttamente dall’utilizzatore delle batterie stesse (si tratta di sistemi di controllo implementati dagli sviluppatori, da cui dipendono direttamente anche i termini di garanzia sulle prestazioni dello storage nel tempo, e il cui onere è a carico dell’utilizzatore). Inoltre, sottolineiamo come la temperatura di esercizio, direttamente correlata alle logiche di condizionamento termico del locale batterie, giochi un ruolo primario nell’invecchiamento delle celle come ampiamente documentato in letteratura (Effect of Temperature on the Aging rate of Li Ion Battery Operating above Room Temperature [Leng 2015], Temperature dependent ageing mechanisms in Lithium-ion batteries e A Post-Mortem study [Waldmann 2014]). L’esercizio a temperature di cella che si scostano anche di ±10°C dal riferimento tipico di temperatura di esercizio a 25°C, comporta un decadimento più accentuato dello State of Health delle celle, dell’ordine del 10%. I valori di decadimento si accentuano per scostamenti maggiori. Pertanto, riteniamo opportuno che Terna definisca i parametri/soglie/criteri a cui riferirsi, così da definire delle condizioni standard di riferimento.
- Vita utile e degrado: Il vincolo di mantenere la stessa energia nominale per tutta la vita utile dell’impianto indicato negli ultimi due capoversi del par. 2.2. a pag. 12, andrebbe riformulato - soprattutto con riferimento alle BESS - definendo una curva di decadimento annuo massimo, o eliminato.
Nello Studio è specificato che “si dovrà comunque garantire che le prestazioni dell’impianto, in termini ad esempio di RTE ed energia nominale, rispettino le specifiche contrattuali durante l’intero periodo di contrattualizzazione e che il rendimento non scenda al di sotto di una determinata soglia, impattando sulle modalità di gestione del sistema elettrico”. Sottolineiamo inoltre che il degrado delle prestazioni, e quindi la vita utile dell’impianto, dipendono strettamente dall’esercizio dello stesso, in particolare dal numero di cicli di carica-scarica. Tali cicli saranno definiti dai prodotti di time-shifting e dalle offerte che Terna accetterà su MSD, poiché l’operatore che realizzerà l’impianto non avrà l’opportunità di gestire autonomamente l’asset sui mercati. Pertanto, per far fronte a questa richiesta contrattuale, l’aggiudicatario di capacità dovrebbe o sovradimensionare l’impianto in fase di progettazione (con aumento dei CAPEX, inefficienze nell’approvvigionamento di capacità nelle aste e, in ultima analisi, un maggiore esborso per il sistema), oppure mettere in conto dei costi di augmentation della batteria durante la sua vita utile (in questo secondo caso l’operatore si esporrebbe sia al rischio di incremento prezzi che di shortage di materie prime: l’operatore sarebbe quindi spinto ad effettuare una “scommessa” che potrebbe esporre tutto il sistema al rischio di azzardo morale). Nel primo caso, Terna si troverebbe costretta ad aumentare la curva di fabbisogno per tenere conto della capacità energetica che verrebbe a mancare a causa del degrado, o a rimpiazzarla in aste successive. Nel secondo caso, gli eventuali costi aggiuntivi per il mantenimento delle specifiche contrattuali dovranno essere considerati nel calcolo del CONE e non dovranno costituire un onere a carico dell’assegnatario di capacità (che non percepisce ulteriori revenues per compensare il CAPEX aggiuntivo legato al sovradimensionamento). Pertanto, dato che la previsione inserisce un elemento di rischio e di potenziale inefficienza nella selezione concorrenziale dei fabbisogni di capacità in asta, chiediamo che questo vincolo venga eliminato (incorporando nel CONE e nel contratto stesso una curva di degrado annuo massimo consentito, definendo i criteri di utilizzo della risorsa da parte di Terna in termini di n° cicli/anno), oppure che si preveda il relativo sovradimensionamento nel calcolo dei CAPEX (e del CONE).
- Tempi di realizzazione: per maggiori dettagli sulle tempistiche medie di realizzazione dei BESS Li-Ion e sull’impatto delle varie fasi della progettazione, rimandiamo alle singole considerazioni ed evidenze degli operatori. Evidenziamo che non sono stati indicati gli interventi di rifacimento/conversione degli impianti idro esistenti: per tali interventi le tempistiche di realizzazione dipendono della complessità dell’intervento che può variare significativamente. Per i nuovi PHES, riteniamo adeguato l’intervallo di realizzazione stimato (5-7 anni). In generale, il tempo di costruzione è un fattore che deve essere considerato nel calcolo del CONE. A tal riguardo, suggeriamo di utilizzare una curva di esborso dei CAPEX lungo tutto il periodo di realizzazione dell’investimento (ad esempio, nel caso di realizzazione in 6 anni, 1/6 del CAPEX per ogni anno). In aggiunta a ciò, occorre ricordare che i tempi di realizzazione potrebbero essere influenzati anche dalla necessità di realizzare delle opere di connessione (in particolare per i BESS, in considerazione dei minori tempi di installazione, la realizzazione delle opere di connessione può avere un più significativo impatto).
- Tempistiche per l’ottenimento degli iter autorizzativi: è un fattore non preso in esame nello Studio, ma che riteniamo estremamente importante dato che, se ne considera l’entità (tali tempistiche sono spesso molto lunghe), va necessariamente contemplato in quanto influisce sullo svolgimento delle aste sulle tempistiche di realizzazione degli impianti. Queste tempistiche, studiate per le varie tecnologie, dovrebbero essere tenute in considerazione nel disegno delle procedure concorsuali, tenendone conto per definire il periodo di preavviso minimo intercorrente tra la data in cui l’asta viene indetta e quella in cui si svolge. Rimandiamo comunque alle osservazioni dei singoli operatori per dettagli maggiori sulle tempistiche di autorizzazione osservate nell’ambito dei rispettivi progetti.
- Tecnologie di accumulo elettrochimico: notiamo che i valori riportati nello Studio sulle BESS riguardano solo la tecnologia NMC, mentre si dovrebbe inserire i valori per le batterie con tecnologia LFP.
- Servizio di riaccensione Black Start: nello studio viene indicata la possibilità per le batterie Li-Ion di fornire il servizio di riaccensione Black Start. Riteniamo necessario esplicitare che questo requisito si applica ai soli impianti il cui servizio è già richiesto dall’Allegato A.79 al Codice di Rete (ossia gli impianti con taglia >20MW) poiché, per gli impianti ad oggi non impattati dall’Allegato, potrebbero emergere problematiche di adeguamento.
COSTI DI INVESTIMENTO E DI ESERCIZIO
Si ritengono coerenti con gli attuali valori di mercato i range di CAPEX e OPEX indicati per le due tecnologie di riferimento?
Preliminarmente, sottolineiamo che il presente Studio è sicuramente necessario per effettuare una disamina e raccolta di dati e informazioni, ma ai fini della procedura di gara riteniamo quantomai opportuno che successivamente ARERA (in una fase temporale più ravvicinata alle aste stesse) proceda ad una consultazione specifica per la definizione dei parametri.
Come anticipato nelle osservazioni generali, i valori di CAPEX, OPEX e CONE appaiono sottostimati anche perché si basano su riferimenti non aggiornati (2021/2022), che dunque non scontano le dinamiche osservate negli ultimi due anni in termini di aumento dei prezzi delle materie prime, maggiori complessità nella catena di fornitura, stress di domanda componentistiche delle batterie ed elettriche. Inoltre, non sono precisati i riferimenti bibliografici utilizzati da Terna per l’identificazione delle voci di costo incluse nei CAPEX né le considerazioni fatte e tutti gli elementi utilizzati (sul CAPEX, infatti, si parla di “principali voci di costo” mentre per gli OPEX di “componenti a titolo di esempio) per il calcolo dei range proposti. Chiediamo quindi a Terna di specificare l’anno di riferimento dei valori proposti (2023 o l’anno presunto della delivery) per tutti gli indicatori economico-finanziari definiti nello Studio nonché se tali valori siano reali (ed in caso il valore ipotizzato dell’inflazione) o nominali e suggeriamo l’opportunità di condurre una survey tra gli operatori al fine di identificare le condizioni economiche che riflettano effettivamente lo status quo del mercato.
In dettaglio:
- BESS Li-Ion: chiediamo che si esplicitino e si includano tutti i fattori di costo (es. costi di connessione, costi dei terreni, margine degli sviluppatori, costi generali degli sviluppatori, EPC, margine del system integrator, costo del trasformatore, costo dell’energy management, costo per la conversione DC/AC e viceversa, altri costi per la gestione del sistema, costo dei moduli della batteria) i relativi riferimenti bibliografici e le rielaborazioni effettuate che hanno permesso di individuare il range del CAPEX di 207 – 228 k€/MWh, che comunque risulta sottostimato rispetto agli attuali valori di CAPEX. Questo range di valori, infatti, sembra disallineato con i valori riscontrabili in commercio negli ultimi due anni ed in particolare con quelli odierni, necessitando quindi di un significativo aggiornamento. Per il calcolo del CONE riteniamo essenziale che Terna consideri ed espliciti tutte le voci di costo che concorrono alla formazione dei CAPEX sostenuti dagli operatori, inclusi i margini degli sviluppatori (che non dipendono e non sono controllabili dagli operatori) e il sistema di controllo termico della batteria. Per la stima degli OPEX andrebbero inclusi il costo per le garanzie sulle prestazioni, che incide tra l’1,5% e il 2% del costo delle batterie, nonché il costo per il consumo dei servizi ausiliari. Inoltre, bisognerebbe considerare anche la variabilità dei costi che si può verificare sull’orizzonte temporale di validità dello studio, in particolare delle materie prime, che potrebbe causare un aumento importante dei CAPEX sostenuti (la sola voce “battery rack”, infatti, secondo Bloomberg presenta una variabilità da 213 a quasi 300 $/kWh).
A tal fine, i dati di Bloomberg (BloombergNEF, “Energy Storage System Cost Survey 2022”) riportano, per il 2023, 378 $/kWh come valore di CAPEX[1], pari alla sommatoria delle seguenti voci di costo: margine degli sviluppatori, costi generali degli sviluppatori, EPC, margine del system integrator, costo del trasformatore, costo dell’energy management, costo per la conversione DC/AC e viceversa, altri costi per la gestione del sistema (“balance of system”, che include anche i costi relativi al sistema di controllo termico), costo dei moduli della batteria (“battery rack”). Tali dati sono il risultato di una rielaborazione di Bloomberg a partire da una survey sui dati di costo del 2022 che, però, si riferisce al 87% dei costi totali di progetto[2]. Inoltre, essi sono riferiti alla “usable capacity” e non alla capacità installata (andrebbe, quindi convertito considerando il minimo stato di carica pari a 17%).Tale valore esclude, comunque, i costi di connessione e di acquisto dei terreni, esclusi dai dati di Bloomberg ma che andrebbero comunque considerati dato che l’assegnatario non percepirà revenues aggiuntive rispetto al CONE riconosciuto. Per costruire la forchetta di CAPEX sarebbe, inoltre, necessario, considerare anche una variabilità dei costi.
Come riportato nel paragrafo “vita utile e degrado”, con riferimento al degrado delle prestazioni e la vita utile dell’impianto, segnaliamo che se si incorporano anche i costi per il sovradimensionamento, necessario per garantire la costanza nel tempo della capacità energetica risultata assegnataria, il valore di CAPEX sarebbe superiore. Su questo particolare aspetto ribadiamo che, anche al fine di garantire la massima efficienza nella selezione concorrenziale dei fabbisogni di capacità in asta, andrebbe incorporata nel CONE (e anche nel contratto) una curva di degrado annuo massimo consentito, definendo i criteri di utilizzo della risorsa da parte di Terna (n° cicli/anno). In alternativa, dovranno essere incorporati i costi aggiuntivi per il mantenimento delle specifiche contrattuali. Costi che non devono costituire un onere a carico dell’assegnatario di capacità, che non percepisce ulteriori revenues per compensare il CAPEX aggiuntivo legato al sovradimensionamento.
Infine, Terna dovrebbe considerare il sovraccosto dovuta alla potenziale volontà di esercire le BESS a C-rate inferiori rispetto al valore nominale. Infatti, non è solo il convertitore di potenza che deve essere opportunamente dimensionato per poter permettere l’esercizio a C-rate ridotti, ma tutta la catena di conversione, interfaccia e trasporto (e.g. trasformatori BT/MT, protezioni, cavi, etc.). Inoltre, è opportuno evidenziare che i valori di RTE riportati nello Studio, si riferiscono a C-rate prossimi al valore nominale. In letteratura (Modeling a Large-Scale Battery Energy Storage System for Power Grid Application Analysis [Rancilio 2019], Ageing and energy performance analysis of a utility-scale lithium-ion battery for power grid applications through a data-driven empirical modelling approach [Grimaldi 2023]) è riportato che il rendimento ha una riduzione già a C-rate del 60% e crolla in modo marcato per C-rate inferiori (a causa in particolare di autoconsumo e servizi ausiliari). Quanto evidenziato porta a rimarcare quanto già evidenziato nelle osservazioni generali, ovvero la complessità economica nell’esercizio di sistemi di accumulo a C-rate limitati. Infine, per gli OPEX, tenuto conto dell’esperienza maturata dagli operatori e della letteratura in materia (ad esempio NREL – Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage: 2021 Update) riteniamo congrua una revisione al rialzo di circa 100-200%.
- PHES: anche in questo caso, chiediamo che si esplicitino le voci di costo (e i relativi riferimenti bibliografici) che hanno portato all’identificazione del range di CAPEX 213 - 363 €/kWh. Come per i BESS, riteniamo che i margini degli sviluppatori debbano essere inclusi nel calcolo del CAPEX per i PHES in quanto rappresentano un onere per gli operatori. Segnaliamo poi che il report “Il ruolo strategico dei pompaggi idroelettrici nella transizione energetica” di The European House Ambrosetti riporta 290 €/kWh[3] come valore medio di CAPEX. Tuttavia, tale valore (nota 35 del report) è riferito alla capacità di carica e, pertanto, andrebbe diviso per il RTE al fine di riferirlo alla capacità di accumulo di scarica e renderlo, quindi, coerente con gli altri valori considerati da Terna.
Inoltre, tale indicazione, come tutti i riferimenti presenti in letteratura, difficilmente riesce a considerare le peculiarità di ciascun contesto nazionale che, invece, rappresenta una variabile molto impattante per questa tecnologia. Preme, infatti, far notare come alcuni fattori (quali la difficile morfologia di alcuni territori italiani e le complessità – e quindi i costi – legate alle connessioni di rete) incidono negativamente sul costo riportato in letteratura. I riferimenti presenti in letteratura, in aggiunta, non considerano neanche che i progetti più complessi (che prevedono, ad esempio, la realizzazione di entrambi i bacini di monte e di valle) risulterebbero ancora più onerosi. Dall’analisi empirica di grandi opere di ingegneria civile emerge infatti come l’arco temporale in cui si sviluppano è medio-lungo (in media 7 anni) ed è fisiologico che si registri un aumento dei costi del 30% rispetto alle stime iniziali. Pertanto, riteniamo che, considerando sia la conversione del range individuato da Terna rispetto alla capacità di scarica (ipotizzando un RTE pari a 75%, coerentemente con quanto riportato da Terna al paragrafo 2.2 dello Studio in consultazione), sia la variabilità dei costi e gli imprevisti a cui sono soggetti questo tipo di progetti, la forchetta di CAPEX che deve essere presa come riferimento da Terna dovrebbe essere più ampia ed elevata (sulla quantificazione del range di CAPEX rimandiamo alle stime di dettaglio dei singoli operatori).
È inoltre da considerare che impianti di pompaggio che sfruttano opere esistenti, come ad esempio nel caso di implementazione di pompaggi nell’ambito di configurazioni idroelettriche esistenti, sono caratterizzati da costi specifici di realizzazione sensibilmente inferiori.
Infine, per quanto invece attiene agli OPEX relativi agli impianti di pompaggio idroelettrico, riteniamo che debbano essere considerate, tra le componenti di questi, anche i diritti di concessione.
- CONE: dato che il RTE e la degradazione della capacità energetica sono parametri importanti per confrontare le tecnologie di accumulo e calcolare il MWh effettivo accumulato e immesso in rete, Terna dovrebbe definire meglio il parametro del MWh utilizzabile tenendo quindi conto del RTE e dell’effettiva quantità di energia erogabile durante la vita utile (considerando, come già riportato in precedenza, una curva di degradazione standard, oppure il necessario sovradimensionamento per garantire la capacità energetica assegnataria per tutto il periodo contrattuale). Come principio generale, il CONE dovrebbe essere fissato a un livello tale da garantire la più ampia partecipazione possibile lasciando al processo competitivo dell’asta la definizione del prezzo di assegnazione. Pertanto, i parametri utilizzati nelle aste dovranno rappresentare al meglio il contesto di analisi (costi ulteriori derivanti dalle opere di connessione, particolari morfologie territoriali, variabilità delle materie prime, etc.) per riflettere in maniera adeguata i costi che gli operatori devono sostenere per lo sviluppo dei sistemi di accumulo sul territorio nazionale. Chiediamo inoltre che Terna espliciti la formula di calcolo del CONE usata per entrambe le tecnologie di riferimento al fine di assicurare la massima trasparenza verso gli operatori. Infine, data la rilevanza nell’attuale contesto del tasso di inflazione, analogamente a quanto previsto per le recenti proposte in relazione al Decreto Ministeriale di sostegno allo sviluppo delle fonti rinnovabili (c.d. DM FER-X) e nell’ottica della prossima consultazione sulla disciplina delle aste, suggeriamo a Terna di valutare l’opportunità e la fattibilità di un meccanismo di aggiornamento periodico del valore del CONE e del prezzo di aggiudicazione dell’asta per tener conto dell’inflazione registrata.
- WACC: oltre a confermare se i valori di WACC (e anche di CAPEX e OPEX) sono reali o nominali, chiediamo che Terna giustifichi la differenza tra i valori per BESS e PHES (6% vs 8%) e dia evidenza dei parametri che hanno portato a tali valori. Questo perché per i BESS il valore di WACC indicato sembra basso se si considera il rischio di variabilità dei prezzi e della dipendenza dall’estero per l’acquisizione delle materie prime. Anche per i PHES il valore di WACC proposto da Terna appare insufficiente in quanto bisogna considerare l’incertezza dei costi dovuti alle difficoltà intrinseche dei progetti idroelettrici e relativi alle opere civili. Considerato che nell’ambito della regolazione degli impianti essenziali a reintegro dei costi il WACC reale pre-tasse implicito nella definizione del WACC vigente (definito in termini nominali) è superiore al 6%, in base ai maggiori costi e rischi inerenti agli investimenti allo Studio il livello del 6% è da ritenere del tutto inadeguato. Potrebbe essere utile, anche in questo caso, prevedere un range di valori di WACC, per tenere conto della diversa propensione al rischio degli operatori relativamente alle diverse tecnologie. In generale chiediamo di chiarire come Terna intende applicare questi valori nelle proprie valutazioni.
POTENZIALI DI SVILUPPO
- Valori di occupazione del suolo: il range di valori di occupazione del suolo di un impianto agli ioni di litio proposto (i.e. 250-350 MWh/ettaro) si discosta da quanto riscontrato dagli operatori. Per maggiori dettagli sull’entità di tali valori, rimandiamo alle osservazioni dei singoli operatori.
RISCHI
- Con riferimento a quest’ultima sezione riteniamo che Terna debba fornire maggior dettaglio a supporto delle valutazioni fornite nella tabella 9 dove esprime un giudizio sui principali rischi associati alle due tecnologie di riferimento, in particolare con riferimento alla variabilità dei costi fra preventivo e consuntivo e ai rischi connessi all’approvvigionamento.
[1] Cfr. figura 38, paragrafo 5.2, BloombergNEF, “Energy Storage System Cost Survey 2022”
[2] Cfr. paragrafo 2.3, BloombergNEF, “Energy Storage System Cost Survey 2022”
[3] Valore ottenuto rapportando i costi di investimento al quantitativo di energia elettrica assorbita riportati nella nota 35 del report (pari, rispettivamente, a 350 M€ e 1.200 MWh).
