Quanto costa integrare il fotovoltaico nel sistema elettrico?

Il fotovoltaico si può integrare nel sistema elettrico europeo a costi ragionevoli anche in dosi massicce e in Italia le spese da sostenere per accogliere questa fonte nella nostra rete sono più basse che altrove: al momento da noi, con una penetrazione di FV di circa il 7%, i costi sono sui 10 €/MWh, potremmo arrivare al 18% con meno di 16 €/MWh che diverrebbero poco più di 6 con idonee politiche di gestione della domanda.
È quanto emerge dall'ultimo report del PV Parity Project (allegato in basso) che indaga appunto come potrebbero cambiare i costi per il sistema elettrico in relazione a diverse ipotesi di penetrazione della produzione fotovoltaica in Europa, dal 2 al 18%. Obiettivo è capire quanto sia fattibile l'idea di arrivare entro il 2030, a livello europeo, a 480 GW di potenza fotovoltaica, abbastanza da soddisfare il 10% della domanda.

Come sappiamo l'aumento della produzione non programmabile delle nuove rinnovabili impone diversi costi al sistema elettrico: da quello di mantenere comunque un'adeguata capacità di back-up, all'adeguamento delle reti di trasmissione e distribuzione, fino alla necessità di avere servizi di bilanciamento adeguati, ossia impianti flessibili (solitamente termoelettrici come i cicli combinati a gas) che entrino in azione rapidamente per garantire l'equilibrio sulla rete di prelievo ed immissione.

Quanto tutto ciò possa pesare è appunto stimato dal lavoro di PV Parity Project e lo si vede chiaramente nel grafico sotto (clicca per ingrandire), che mostra i costi stimati per i vari paesi a seconda della percentuale di penetrazione del FV: dal 2% (estremità bassa delle asticelle) al 18% (estremità alta). Al 2% si va dal valore negativo della Grecia, dove ogni MWh di FV fa risparmiare 50 euro, fino a 13 €/MWh. Con penetrazioni del 18% si arriverebbe fino a 26 €/MWh.

A pesare molto su questi conti è la necessità di avere una capacità di back-up; un costo che è maggiore nei paesi del Nord Europa (fino a 14,5 €/MWh) e che è molto più basso, in alcuni casi negativo, nei paesi del Sud, dove il picco di domanda corrisponde in larga parte alle fasce orarie di maggior produzione del FV.

La seconda voce tra i costi sono gli investimenti necessari sulle reti di distribuzione: per integrare 480 GW di potenza FV al 2030 questi salirebbero fino a 9 €/MWh al 2030; anche qui la spesa necessaria è tanto più bassa quanto più i picchi di domanda e produzione FV coincidono. Minore la spesa che servirebbe alle reti di distribuzione per spostare su lunghe distanze l'energia solare: 0,5 € /MWh al 2020 che diventano 2,8 €/MWh al 2030. Relativamente contenuti anche i costi per il bilanciamento: 1 €/MWh al 2030.

Infine, nel conto vanno messe anche le perdite di rete: finché si resta sotto a un certa soglia di penetrazione il fotovoltaico le riduce, ma all'aumentare della penetrazione le fa crescere. In genere la soglia di penetrazione critica – sopra la quale il FV fa aumentare le perdite - è del 10%, ma questa si alza quanto più picco di domanda e produzione FV vanno a coincidere, come avviene nel Sud Europa. In Italia, ad esempio, anche con una penetrazione FV del 18% si avrebbe un risparmio netto sulle perdite.

Interessante poi l'impatto che politiche di gestione della domanda (demand response o DR) o adozione di sistemi di accumulo potrebbero avere sui costi. Come abbiamo visto sono tanto minori quanto più produzione FV e picco della domanda coincidono temporalmente. Come mostra il grafico sotto, poltiche di DR in media a livello europeo alleggerirebbero il conto del 20% e il costo massimo si fermerebbe a 21,6 €/MWh.


Da sfogliare, infine, il capitolo sull'Italia (pag. 39 e seguenti), che ci fa capire come siamo relativamente fortunati in quanto a integrazione del FV: i costi (vedi grafico) vanno da 5,2 €/MWh con una penetrazione del 2% (da tempo superata) a 15,9 €/MWh con una penetrazione del 18%. Al valore di penetrazione attuale, circa il 7%, siamo sui 10 €/MWh.


Il nostro paese, si spiega, ha una domanda caratterizzata non solo da picchi diurni, ma anche da picchi serali, specie in inverno; questo limita il capacity credit del FV in Italia (ossia, semplificando, la potenza convenzionale che il FV riesce a sostituire in maniera fissa), alzando pertanto i costi. Proprio per questo avrebbe senso mettere in atto politiche di gestione della domanda: in questo modo potremmo più che dimezzare i costi, arrivando al massimo a 6,2 €/MWh anziché 15,9, con la massima penetrazione ipotizzata, del 18% (vedi grafico sopra, linea rossa).

Il report (pdf)

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