{"id":16121,"date":"2016-02-24T15:33:08","date_gmt":"2016-02-24T14:33:08","guid":{"rendered":"http:\/\/en.sma-sunny.com\/?p=16121"},"modified":"2019-10-31T16:25:01","modified_gmt":"2019-10-31T15:25:01","slug":"integrazione-dei-sistemi-di-accumulo-negli-impianti-fotovoltaici-residenziali-utopia-o-realta","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.sma-sunny.com\/it\/integrazione-dei-sistemi-di-accumulo-negli-impianti-fotovoltaici-residenziali-utopia-o-realta\/","title":{"rendered":"Integrazione dei sistemi di accumulo negli impianti fotovoltaici residenziali: utopia o realt\u00e0?"},"content":{"rendered":"

L\u2019offerta nel campo dei sistemi di accumulo destinati agli impianti privati \u00e8 in costante miglioramento. I clienti possono infatti beneficiare di proposte sempre pi\u00f9 complete e variegate. Nomi noti di prima grandezza come Daimler e Tesla esercitano pressione sul mercato e potrebbero dar vita a cambiamenti decisivi. Schede tecniche, opuscoli e comunicati stampa di molti dei sistemi oggi disponibili decantano i concreti vantaggi di un\u2019integrazione a posteriori dell\u2019accumulo. Si tratta di un mercato isolato o di un business dal grande potenziale?<\/strong><\/p>\n

In Germania, per quanto riguarda i sistemi di accumulo per impianti privati il ruolo centrale spetta chiaramente alle nuove installazioni. Gli incentivi finanziari del governo federale tedesco riguardano infatti solo queste ultime. Chi gi\u00e0 gestisce un impianto resta a bocca asciutta. Dal 2009 la Legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG) consente l\u2019autoconsumo. I sistemi installati prima del 2013 ricevono una remunerazione dell\u2019energia immessa che rende poco allettante l\u2019integrazione dei sistemi a batteria prima dello scadere dei 20 anni di esercizio. Gli analisti della PricewaterhouseCoopers prevedono pertanto che soltanto fra alcuni anni \u2013\u00a0fra il 2019 e il 2022\u00a0\u2013\u00a0si potr\u00e0 apprezzare un aumento numericamente rilevante dei casi di integrazione di sistemi di accumulo.<\/p>\n

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Casi d\u2019uso sui mercati fotovoltaici privati<\/h5>\n

A livello mondiale vi sono alcuni interessanti mercati che vantano un numero molto elevato di impianti residenziali. Tralasciando la Germania, in Europa vale la pena di soffermarsi anche sui paesi del Benelux e in parte su Francia, Italia e Gran Bretagna. Sul piano globale bisogna poi ricordare anche Australia, Giappone e Stati Uniti. In questi paesi esistevano o esistono tuttora modelli specifici di incentivazione volti a promuovere una produzione di energia decentralizzata. E sono proprio questi modelli ad aver spianato la strada al mercato dello storage.<\/p>\n

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Fine in vista negli Stati Uniti per lo scambio sul posto?<\/h5>\n

Gli USA sono una delle maggiori potenze economiche mondiali, motivo per cui gli sviluppi che li riguardano sono sempre di particolare interesse. Il mercato statunitense degli impianti fotovoltaici ha vissuto una forte crescita negli ultimi anni, ma qui l\u2019accumulo di energia presenta uno svantaggio molto semplice: perlomeno negli stati pi\u00f9 soleggiati lungo la costa occidentale, il modello di remunerazione pi\u00f9 diffuso nel campo della produzione decentralizzata \u00e8 rappresentato dal cosiddetto \u201cNet Metering\u201d (lo scambio sul posto: un meccanismo di conteggio in base al quale l\u2019energia elettrica immessa in rete viene accreditata al proprietario dell\u2019impianto). Facciamo un po\u2019 di chiarezza: un cliente con un generatore decentralizzato, come ad es. un impianto fotovoltaico, pu\u00f2 produrre di giorno pi\u00f9 energia elettrica di quanta ne consumi effettivamente. Se si applica il \u201cNet Metering\u201d, il contatore gira in questo caso all\u2019indietro. L\u2019energia consumata di notte viene dunque compensata con quella accreditata per l\u2019immissione diurna. La fatturazione si basa quindi esclusivamente sul consumo \u201cnetto\u201d di energia del cliente. In questo caso, la rete funge sostanzialmente da sistema di stoccaggio senza perdite che il cliente pu\u00f2 sfruttare senza dover sostenere alcun costo. Sembra il paese dei balocchi…<\/p>\n

Alla fin fine, negli Stati Uniti i sistemi di accumulo privati erano pertanto finora considerati come una semplice soluzione di backup in caso di interruzione della fornitura di energia elettrica e nessuno ha mai pensato che la situazione potesse cambiare. \u00c8 nato quindi un mercato di nicchia per chi teme i blackout, ma era difficilmente prevedibile lo stesso si sviluppasse in un mercato di massa. Sebbene fosse chiaro a tutti che prima o poi lo scambio sul posto sarebbe scomparso dal mercato, nessuno aveva idea di quando e di come ci\u00f2 sarebbe potuto avvenire. Alla fine dello scorso anno la situazione \u00e8 cambiata in modo improvviso e molto pi\u00f9 rapido di quanto si potesse prevedere. Il governo del Nevada ha stabilito una nuova struttura tariffaria, decretando la fine del \u201cNet Metering\u201d a partire dal 1o<\/sup> gennaio e arrivando addirittura al punto di applicare retroattivamente la nuova legge, in combinazione con una tariffa a fasce orarie, anche a tutti i sistemi gi\u00e0 installati. Per chi punta alla redditivit\u00e0, l\u2019integrazione di un sistema di accumulo nell\u2019impianto fotovoltaico \u00e8 diventata cos\u00ec la prima scelta. Alcune delle grandi aziende che operano nel cosiddetto regime di \u201cthird party ownership\u201d \u2013 le quali detengono una gran parte della base di impianti installati, che mettono a disposizione dei propri clienti attraverso formule di leasing \u2013 cercheranno di opporsi a questa decisione con tutti i mezzi. Qualora non dovessero farcela, il \u201ccaso Nevada\u201d potrebbe fungere da precedente per altri stati federali e comportare la fine dello scambio sul posto.<\/p>\n

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Le prospettive di un mercato orientato all\u2019integrazione dei sistemi di accumulo migliorano anche negli altri paesi<\/h5>\n

In Australia la maggioranza dei proprietari di impianti beneficia di sistemi di remunerazione classici. Sotto il profilo della durata, le condizioni quadro variano tuttavia rispetto ai modelli tedeschi, per i quali la connessione di un impianto segna l\u2019inizio di un periodo di 20 anni durante i quali viene pagato un prezzo garantito al kilowattora. Nel Nuovo Galles del Sud gli incentivi pagati per gli impianti residenziali privati scadranno il 31 dicembre 2016. Da quel momento in poi nessun gestore di impianto ricever\u00e0 pi\u00f9 alcuna retribuzione per l\u2019energia immessa nella rete pubblica. L\u2019unica soluzione sar\u00e0 dunque l\u2019autoconsumo. E un sistema di accumulo \u00e8 in grado ottimizzare ulteriormente la quota di energia fotovoltaica prodotta utilizzata in modo diretto. Anche questo \u00e8 un mercato dove la domanda si concentrer\u00e0 sull\u2019integrazione dello storage.<\/p>\n

C\u2019\u00e8 motivo di credere che il mercato dell\u2019accumulo domestico assumer\u00e0 una maggiore importanza anche in Gran Bretagna. Qui il modello di remunerazione consente l\u2019autoconsumo fin dall\u2019inizio. Sarebbe dunque possibile equipaggiare di batterie aggiuntive circa 700\u00a0000 impianti privati residenziali senza alcun ostacolo normativo. Le speculazioni sui numeri dell\u2019autoconsumo non costituiscono di per s\u00e9 un business case convincente, ma lo sviluppo dei prezzi dell\u2019energia elettrica potrebbe comportare assieme alle previste tariffe a fasce orarie un ulteriore sconvolgimento. Questa combinazione comporta casi d\u2019uso bivalenti, che rendono necessaria una chiara separazione di produzione e accumulo. E ci\u00f2 pu\u00f2 funzionare solo se i sistemi sono idonei per l\u2019integrazione.<\/p>\n

Sembra quindi che siamo giunti al punto di ribaltare la discussione originaria: in molti degli odierni mercati principali, l\u2019integrazione dell\u2019accumulo nei sistemi fotovoltaici ricopre un ruolo evidentemente decisivo per il successo dello stoccaggio di energia.<\/p>\n

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C\u2019\u00e8 una tecnologia specifica che consente di integrare i sistemi di accumulo negli impianti fotovoltaici esistenti?<\/h5>\n

L\u2019integrazione presuppone un impianto preesistente, dotato di un generatore fotovoltaico dimensionato per le specifiche caratteristiche del tetto e di un inverter conforme alle disposizioni dell\u2019utility vigenti alla data della messa in servizio. Nella maggior parte dei casi i clienti non desiderano sostituire l\u2019inverter fotovoltaico gi\u00e0 disponibile. In particolare, negli Stati Uniti la maggioranza degli impianti realizzati negli ultimi anni prevede microinverter collegati direttamente ai moduli fotovoltaici. E anche quando un cliente \u00e8 disposto a sostituire il proprio inverter, generalmente ci\u00f2 non \u00e8 consigliabile sotto il profilo tecnico.<\/p>\n

I sistemi idonei per l\u2019integrazione dell\u2019accumulo devono poter essere collegati direttamente all\u2019impianto domestico, di solito vicino alla distribuzione principale. A tale scopo \u00e8 necessaria una struttura flessibile per la quale l\u2019unica soluzione idonea \u00e8 la combinazione di un sistema di stoccaggio e un inverter con batteria. In un precedente articolo per Energy Storage News <\/a>(disponibile in lingua inglese all\u2019indirizzo) abbiamo descritto le differenze tecniche fra l\u2019accumulo in corrente alternata e quello in corrente continua.<\/p>\n

Una volta fatta un po\u2019 di chiarezza sulla situazione, non deve quindi sorprendere che i tre principali fornitori tedeschi attivi in questo segmento di mercato si concentrino su soluzioni flessibili collegate sul lato CA. Non appena le aziende elettriche promuoveranno i sistemi decentralizzati a batterie quali impianti di accumulo virtuale per l\u2019ottimizzazione della rete, il collegamento diretto agli impianti fotovoltaici sar\u00e0 definitivamente accantonato. I punti di forza delle soluzioni in corrente continua con inverter ibridi riguardano le nuove installazioni, in particolare quando l\u2019obiettivo principale \u00e8 l\u2019autoconsumo, il tetto \u00e8 abbastanza regolare e rettangolare e non vengono impiegati inverter di modulo. Per tutti gli altri sistemi \u2013 in particolare in caso di integrazione a posteriori dell\u2019accumulo \u2013 il collegamento in corrente alternata \u00e8 la soluzione pi\u00f9 corretta.<\/p>\n

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L\u2019articolo \u00e8 stato originariamente pubblicato su PV Tech Storage Blog<\/a>.\u00a0<\/em><\/p>\n

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