Il modo in cui la tua azienda locale compensa le esportazioni di energia solare determina ogni decisione importante del tuo progetto: dimensioni del sistema, strategia di stoccaggio e rendimenti finanziari. Lo scambio netto e le tariffe feed-in sono i due meccanismi dominanti a livello globale, ma i dettagli variano enormemente a seconda del mercato e sono soggetti a continui cambiamenti normativi.
Scambio sul posto: credito all'esportazione a tariffe al dettaglio
Nello scambio netto (NEM), un contatore bidirezionale misura la differenza tra generazione e consumo. Quando la produzione solare supera la domanda in loco, l’elettricità in eccesso fluisce nella rete e il contatore funziona all’indietro, accreditando al cliente la tariffa elettrica al dettaglio. Quando il consumo supera la produzione (di notte, nelle giornate nuvolose), il cliente preleva dalla rete e paga la normale tariffa al dettaglio.
Alla fine del periodo di fatturazione il cliente paga solo il consumo “netto” meno i crediti di generazione. La caratteristica fondamentale dello scambio sul posto è che l’elettricità esportata viene valutata alla tariffa al dettaglio intera, che nella maggior parte dei mercati è pari a 0,10–0,30 dollari/kWh. Ciò rende lo scambio netto estremamente vantaggioso per l’economia solare.
Lo scambio sul posto è ampiamente disponibile negli Stati Uniti (sebbene con significative variazioni da stato a stato), in alcune parti dell’Australia, del Sud Africa, delle Filippine, dell’India e di altri mercati. Viene progressivamente rivisto o ridotto in molti mercati poiché gli operatori di rete cercano di allineare meglio la compensazione solare con il valore effettivo della generazione esportata nelle diverse ore del giorno.
Tariffa feed-in: pagamento fisso per la generazione esportata
Una tariffa feed-in (FiT) paga una tariffa fissa per ogni unità di elettricità solare esportata nella rete, indipendentemente dalla tariffa elettrica al dettaglio. I primi programmi FiT (Erneuerbare-Energien-Gesetz in Germania, il programma FiT originale del Regno Unito, il programma FiT in Giappone) pagavano tariffe premium – 0,30-0,60 dollari/kWh – molto al di sopra dei prezzi al dettaglio, il che ha portato a un massiccio impiego dell’energia solare ma ha creato notevoli costi di sussidio per i governi.
La maggior parte dei programmi FiT contemporanei pagano a tariffe al dettaglio o inferiori – essenzialmente una Smart Export Guarantee (l’attuale sistema del Regno Unito), che paga un piccolo premio per le unità esportate ma non fornisce l’intero credito a tariffa al dettaglio. I FiT attuali nella maggior parte dei mercati sono ora significativamente meno generosi rispetto ai primi schemi.
Confronto diretto
| Caratteristica | Scambio netto | Tariffa incentivante |
|---|---|---|
| Tariffa per l'esportazione | Tariffa al dettaglio (spesso $ 0,10–0,30/kWh) | Tasso fisso (varia; attualmente spesso $ 0,03–0,15/kWh) |
| Valuta la certezza | Varia in base alla tariffa al dettaglio | Fisso per un periodo (10-20 anni negli schemi classici) |
| Incentivo alle dimensioni delle esportazioni | Alto: più esportazioni = più credito | Inferiore nella maggior parte dei mercati attuali |
| Incentivo allo stoccaggio | Basso quando il tasso NEM è alto | Elevato quando FiT < tariffa al dettaglio (negozio per autoconsumo) |
| Dimensionamento del sistema | Dimensioni al consumo; gli array più grandi vengono esportati in modo redditizio | Taglia all'autoconsumo quando FiT < tariffa al dettaglio |
| Mercati (esempi) | Stati Uniti, India, Filippine, Sud Africa | Regno Unito (SEG), Germania (attuale EEG ridotto), Australia (piccolo) |
In che modo la compensazione delle esportazioni influisce sul dimensionamento del sistema
La dimensione ottimale del sistema dipende in modo critico dalla compensazione delle esportazioni. Con lo scambio netto completo (esportazione a tariffa al dettaglio), il sovradimensionamento è economicamente interessante: un sistema da 200 kWp su un profilo di carico di 150 kW può esportare il surplus in modo redditizio. Con un FiT basso (esportazione a 0,04 dollari/kWh ma vendita al dettaglio a 0,20 dollari/kWh), la strategia ottimale è dimensionare il sistema per soddisfare i consumi e ridurre al minimo le esportazioni, con lo stoccaggio in batterie che cattura la generazione in eccesso per l’uso serale anziché esportarla a tariffe basse.
Questo è esattamente il cambiamento causato da NEM 3.0 in California: sistemi dimensionati in base al consumo (non per massimizzare l’esportazione), co-installati con BESS per catturare la generazione in surplus di mezzogiorno, hanno sostituito i grandi array “export-first” che caratterizzavano l’economia NEM 2.0.
L’imperativo della massimizzazione dell’autoconsumo
Nei mercati in cui i tassi di esportazione sono inferiori ai tassi di vendita al dettaglio – la maggior parte dei mercati attuali a livello globale – La massimizzazione dell’autoconsumo è la strategia economica corretta. Ogni kWh consumato dalla produzione solare anziché esportato evita di pagare la tariffa al dettaglio (un risparmio di "costi evitati"). Per ogni kWh esportato si guadagna solo la tariffa FiT bassa. L’aritmetica favorisce fortemente il consumo rispetto all’esportazione.
Strategie per massimizzare l’autoconsumo:
- Accumulo di energia della batteria: Conserva l'eccedenza di mezzogiorno per l'uso serale: lo strumento più efficace nei siti con un carico serale significativo
- Spostamento del carico: Sposta i carichi flessibili (preraffreddamento HVAC, ricarica di veicoli elettrici, riscaldamento dell'acqua calda) alle ore di punta solare di mezzogiorno
- Risposta alla domanda: Coordinarsi con i segnali della rete per aumentare il consumo durante i periodi di alta generazione e bassa tariffa
- Giusto dimensionamento del sistema: Non sovradimensionare in modo significativo: abbina la generazione dell'array al profilo di consumo diurno