Gentari combina 243 MWp di solare con batteria LFP da 172 MW/409 MWh
All’inizio dello scorso agosto, il progetto Maryvale Solar and Energy Storage da 243 MWp vicino a Dubbo, nel New South Wales, ha raggiunto il completamento meccanico. Il dato che conta non è più la potenza di picco dei moduli: secondo l’annuncio di Gentari Australia, l’impianto integra i 243 MWp con un sistema di accumulo da 172 MW/409 MWh in configurazione DC-coupled, cioè con l’array solare collegato alla batteria sul lato in corrente continua, prima della conversione in alternata per l’immissione in rete.
L’anatomia dell’ibrido: DC-coupled, LFP e limiti di export
Il dettaglio impiantistico è il punto di partenza. La batteria usa una chimica litio-ferro-fosfato (LFP), con 172 MW di potenza e 409 MWh di capacità. In uno schema DC-coupled i moduli fotovoltaici non passano prima da un inverter separato: l’energia raccolta in corrente continua arriva alla batteria e solo dopo viene convertita in alternata per l’esportazione. Questo spiega i due numeri che definiscono il rapporto tra impianto e rete: la capacità massima di esportazione nel National Electricity Market (NEM) è di 172 MW, mentre l’impianto può importare fino a 91 MW. PCL Construction ha ricoperto il ruolo di appaltatore per ingegneria, approvvigionamento e costruzione. Una volta in esercizio, il progetto potrà fornire fino a 172 MW di elettricità pulita dispacciabile, sufficiente per alimentare circa 82.000 abitazioni all’anno ed evitare fino a 411.788 tonnellate di emissioni di carbonio ogni anno. Il completamento meccanico ha portato il portafoglio australiano di energia pulita di Gentari a circa 814 MW distribuiti tra impianti solari utility-scale e progetti ibridi in New South Wales, Queensland e Victoria.
Ma un impianto così configurato ha bisogno di regole di mercato che ne garantiscano i ricavi: è qui che entra il LTESA.
Il paradosso del prezzo minimo: come il LTESA rende bancabile l’ibrido
Dopo aver visto come è costruito, serve capire perché è stato finanziato. Project Maryvale ha ottenuto un Long-Term Energy Service Agreement (LTESA) nell’ambito dell’Electricity Infrastructure Roadmap del governo del New South Wales. L’accordo è amministrato da ASL in qualità di NSW Consumer Trustee e fornisce certezza finanziaria tramite un’opzione di prezzo minimo dell’energia. Qui sta il paradosso: un impianto progettato per spostare l’energia solare nelle ore di maggior valore e per fare arbitraggio sulla batteria dipende, per la sua bancabilità, non dal mercato puro ma da un pavimento di prezzo fissato a livello amministrativo. L’opzione di prezzo minimo riduce l’incertezza sui ricavi, ma non elimina il rischio legato alla disponibilità della batteria. Il supporto non cancella i rischi tecnici: sposta la discussione dal prezzo di vendita alla tenuta dell’accumulo nel tempo.
La corsa a 8 GW e il confronto con Octopus
Se il meccanismo è solido, il passo successivo è la scala. Gentari, unità di energia pulita del gruppo malese Petronas, punta a gestire fino a 8 gigawatt di rinnovabili in Australia entro il 2030. A supervisionare il progetto Maryvale e il progetto Barnawartha nel Victoria è Andrew Barson, CEO di Gentari Solar Australia. Il confronto con Octopus Australia è immediato: la società ha raggiunto la chiusura finanziaria su (587 milioni di dollari statunitensi), che combina 300 MW di solare con una batteria da 243 MW/486 MWh nel New South Wales. Numeri più grandi, stesso schema tecnico. Resta aperta la domanda se la corsa alla capacità possa compromettere la qualità tecnica e la durata effettiva dei sistemi di accumulo.
Per chi installa o gestisce, Maryvale non è solo un traguardo di cantiere: è un banco di prova su quanto il solare con batterie DC-coupled possa diventare una risorsa affidabile, a patto che il supporto di prezzo e la durata dell’accumulo reggano alla prova del tempo.
