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Quello dello sbilanciamento, ossia dello scostamento tra la produzione prevista e quella effettiva delle rinnovabili non programmabili, è stato un problema molto dibattuto a livello regolatorio. Questo disequilibrio ha creato costi alla collettività, anche se quasi mai si è fatto notare come essi siano in realtà relativamente bassi: nel 2013 circa 33 milioni di € (da confrontare ad esempio per esempio con i circa 500 milioni che ci costano ogni anno gli interconnector, cioè sconti sull’elettricità che già anticipiamo ai privati che stanno finanziando nuove connessioni elettriche con l’estero). Ora però, recependo le indicazioni del Tar (che aveva bocciato le regole precedenti, troppo penalizzanti per le rinnovabili), l’Autorità per l’Energia – con la nuova delibera 522/2014 – ha scritto nuove regole in cui il costo dello sbilanciamento ricade completamente sugli operatori. Con l’aiuto di Andrea Marchisio, analista di eLeMeNS, cerchiamo di spiegare cosa cambia con le nuove regole.
Partiamo dalla fine: qualcuno dice che con le nuove tecnologie per la previsione della produzione da rinnovabili non programmabili quello dello sbilanciamento è un problema ormai in fase di superamento …
Sicuramente molti soggetti importanti hanno investito in sistemi di previsione quanto più accurati possibile, ma soprattutto a livello orario e sul singolo impianto l’efficacia delle previsioni resta limitata, soprattutto per l’eolico, dove molto dipende dall’orografia del sito. Ad esempio è molto più difficile prevedere la produzione degli impianti eolici in Sicilia rispetto ad altre aree. L’incidenza media dello sbilanciamento medio dell’eolico nel 2013 è stata del 58%: cioè più della metà dell’energia prevista è stata sbilanciata.
Quanto costa tutto ciò per la collettività?
Complessivamente stimiamo che per il 2013 il costo dello sbilanciamento arrivi a 71 milioni di euro; di questi, 33 milioni socializzati e altri 38 a carico dei produttori. Con il nuovo sistema la parte socializzata sarà annullata e tutti i costi saranno fatti ricadere sui produttori.
Come funzioneranno gli oneri di sbilanciamento con la nuova delibera?
La delibera definisce un nuovo sistema di corrispettivi. Le soglie di franchigia sono sostituite da ‘bande’, percentuali di energia sbilanciata differenziate per fonte sulle quali viene applicato un nuovo corrispettivo. Come nella normativa precedente, per l’energia sbilanciata fuori dalla franchigia, all’energia fuori banda viene sempre applicato il corrispettivo applicato alle unità non abilitate. All’energia sbilanciata in banda viene, invece, applicata una componente di perequazione zonale: un corrispettivo legato alla cosiddetta quota residua, cioè alla differenza tra i corrispettivi di sbilanciamento e i prezzi zonali, che l’Autorità individua come indice del costo degli sbilanciamenti delle rinnovabili che andrebbero a gravare sui consumatori.
Dunque, la differenza principale è che ora i produttori dovranno pagare anche per l’energia sbilanciata all’interno della banda ammessa, che prima era soggetta a franchigia.
Sì, l’obiettivo infatti era di non socializzare i costi di sbilanciamento, che così rimangono in capo ai produttori da rinnovabili non programmabili. La particolarità di questo corrispettivo è che il valore non dipende dal comportamento del singolo impianto, ma dalla somma della quota residua di tutti gli impianti non programmabili di una determinata zona. Si crea così una uniformità di corrispettivo tra gli impianti a rinnovabili non programmabili di una stessa zona, che siano eolici, fotovoltaici o da idroelettrico ad acqua fluente. Corrispettivo che dunque varia di zona in zona e di ora in ora.
Quali sono gli impianti tenuti a pagare gli oneri di sbilanciamento?
Teoricamente tutti gli impianti, ad esempio gli impianti in Conto Energia o quelli che si sono aggiudicati l’incentivo tramite aste. Non ne sono però soggetti gli impianti in scambio sul posto, quelli incentivati con il Cip6 e gli impianti più piccoli, incentivati con tariffa omnicomprensiva. In genere possiamo dire che la questione sbilanciamento riguarda fondamentalmente i grandi impianti. Per il fotovoltaico gli impianti soggetti sono, comunque, in maggioranza “non rilevanti” (quelli sotto i 10 MVA, cioè circa 10 MW, ndr), ad esempio i molti con taglie da circa 1 MW.
Quanto impatterà tutto questo sui business plan degli operatori?
È molto difficile riuscire a determinare un valore prospettico del nuovo corrispettivo, soprattutto per gli scarsi dati che abbiamo a disposizione sul costo della quota residua e sullo sbilanciamento caratteristico zonale di ogni fonte. Quello che possiamo dire è che, vista l’ampiezza notevolmente maggiore della banda stabilita per l’eolico rispetto alle bande assegnate altre fonti, il corrispettivo dipenderà soprattutto dal comportamento aggregato degli impianti eolici. Anche perché la banda per il fotovoltaico per la stragrande maggioranza è quella dell’8%, cioè quella degli impianti non rilevanti. L’Aeegsi infatti assume che gli impianti non rilevanti, potendosi aggregare come un unico utente del dispacciamento in una zona, abbiano un beneficio in termini di prevedibilità della produzione dato appunto dal fatto di agire in forma aggregata.
L’Autorità lascia agli operatori anche la possibilità di rinunciare alla banda, evitando quindi che una parte degli sbilanciamenti sia valorizzata sulla base di corrispettivi medi non differenziati per fonte e pagando per tutta l’energia sbilanciata il corrispettivo applicato alle unità non abilitate. Per quali soggetti questa opzione può essere interessante?
Per gli operatori che hanno investito su una partecipazione più diretta ai mercati elettrici. Dentro le bande, invece, andranno presumibilmente tutti quei soggetti che non hanno avuto attenzione per meccanismi alternativi di valorizzazione dell’energia sui mercati elettrici. Penso a tutti gli impianti in ritiro dedicato, dato che presumibilmente il GSE sceglierà il sistema delle bande per i suoi impianti. La maggior parte degli impianti al di fuori del ritiro dedicato, comunque, vende l’energia a dei trader: saranno probabilmente questi ultimi a valutare il sistema cui aderire, se con bande o senza bande.
Accanto a quella sugli oneri di sbilanciamento, l’Autorità ha pubblicato un’altra delibera che potrebbe produrre effetti per gli impianti a rinnovabili non programmabili: la 521/2014 (allegato in basso) che regola la nuova disciplina per gli ‘impianti essenziali’ in Sicilia …
La norma (articolo 23, comma 3bis, del decreto-legge ‘Competitività’ 91/14, vedi qui, ndr) prevede che tutti gli impianti programmabili siciliani sopra i 50 MW (essenzialmente tutto il termoelettrico, ndr) siano qualificati come essenziali; la delibera 521 dell’Autorità regola il regime con cui questi operatori sono chiamati a produrre da Terna. L’effetto è che questi, chiamati a fornire energia dietro corrispettivo amministrato definito in modo da coprire i costi, perdono potere di mercato, specialmente quando si interrompe la connessione con la zona Sud, per saturazione della capacità di trasmissione dei collegamenti. Questo si traduce in un effetto al ribasso sui prezzi di mercato e, dunque, sui ricavi che gli impianti eolici e fotovoltaici della zona potranno ottenere. Ipotizziamo che Terna sfrutti questi impianti essenziali nelle ore in cui i costi dei servizi di dispacciamento sono più alti: ciò produrrebbe un ribasso dei prezzi oltre che sul MSD anche sul MGP e questo proprio nelle ore di maggior produzione degli impianti a rinnovabili non programmabili.
La partecipazione attiva delle rinnovabili al mercato del dispacciamento potrebbe essere un’opportunità per le fonti pulite in un futuro prossimo? Cosa dovrebbe cambiare per permetterlo?
Le rinnovabili non programmabili essenzialmente possono offrire solo un servizio di riserva a scendere, cioè un riacquisto da parte dell’operatore dell’energia programmata. Affinché ciò sia praticabile, cioè affinché ai produttori convenga rinunciare agli incentivi che avrebbero producendo, si dovrebbero però avere prezzi negativi sul citato riacquisto dell’energia programmata. Anche qui, va detto, solo gli operatori con una struttura tecnica che gli permetta di interagire in tempo reale con il mercato elettrico potrebbero approfittare della possibilità. Su questo argomento però va fatto un discorso sulle possibili evoluzioni future dei meccanismi di sbilanciamento: l’Autorità nel suo documento definisce transitoria la nuova regolazione e accenna di voler arrivare in futuro alla terza delle ipotesi delineate nel dco (si veda qui, ndr). In quello scenario, tutto sarebbe accentrato su Terna, che si occuperebbe delle previsioni della produzione in forma aggregata, diventando una sorta di superbidder. Se ciò si verificasse, segnerebbe un cambio netto rispetto alla attuale tendenza regolatoria che si è mossa verso una sempre maggiore responsabilizzazione dei singoli operatori.
