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Le fonti rinnovabili protagoniste in un mercato elettrico da ripensare

Il mercato elettrico va cambiato per adeguarlo alla trasformazione degli ultimi anni: calo della domanda, overcapacity, crescita della generazione distribuita e delle nuove rinnovabili. Ma la riforma deve essere organica e valorizzare il nuovo ruolo da protagoniste delle fonti pulite. Se ne è parlato ad un convegno organizzato da Assorinnovabili.

Fornendo servizi alla rete, le rinnovabili possono fare molto per il sistema elettrico. Ma questa possibilità non può fare molto per le rinnovabili, almeno non con le regole attuali. In generale, il mercato elettrico va cambiato, per adeguarlo alla trasformazione vissuta dal sistema negli ultimi anni, fatta di calo della domanda, overcapacity, crescita della generazione distribuita e delle nuove rinnovabili. La riforma deve essere organica e non può prescindere dal nuovo ruolo da protagoniste delle fonti pulite. Sono queste alcune delle conclusioni emerse dallo studio “Il settore elettrico italiani, quale market design?”, commissionato da Assorinnovabili ad Althesys e presentato ieri a Roma al convegno Ripensare il mercato elettrico, organizzato dall'associazione delle rinnovabili.

Nel presentare lo studio, l'a.d. di Althesys, Alessandro Marangoni, ha iniziato dai noti cambiamenti avvenuti in questi anni nel sistema elettrico italiano, parlando di un“effetto valanga” rappresentato dal calo della domanda e dalla crescita delle rinnovabili. Tra i 'travolti', come sappiamo, c'è una parte del termoelettrico (nel grafico sotto, dalla presentazione di Marangoni, la crisi dei cicli combinati a gas). La situazione di overcapacity, ha previsto Marangoni, “dovrebbe portare a dismissioni per circa 20 GW nei prossimi 2-3 anni”.

Proprio nel corso del convegno, Carlo Tamburani, country manager di Enel, ha confermato l'intenzione del gruppo di chiudere definitivamente 23 centrali “per 11,5-12 GW di potenza, in parte già ferme”. “Nel giro di 3 settimane - ha annunciato - Enel presenterà un piano per riconvertirle”: le sedi degli impianti pensionati, a seconda dei casi, “potrebbero diventare musei, data center o altro.”

Si è parlato ovviamente anche di capacity market. Secondo Marangoni questo meccanismo, che remunera gli impianti per la potenza che mettono a disposizione, anziché per la sola produzione, “avrà uno spazio limitato in un contesto di overcapacity come quello italiano e comunque dovrà essere applicato con un principio di neutralità tecnologica”.

Anche per Tamburani di Enel il mercato della capacità “non sarà decisivo”. Fiduciosa nel nuovo meccanismo, la cui entrata in vigore vuole anticipare al 2017, è invece l'Autorità per l'Energia: “un mercato della capacità da affiancare a quello dell'energia è essenziale e guiderà anche in maniera razionale le dismissioni, facendo fermare per primi gli impianti meno efficienti”, ha dichiarato il presidente dell'Aeegsi, Guido Bortoni.

Tra i motivi che stanno mettendo a dura prova impianti costosi come i cicli combinati, per i quali il capacity market potrebbe essere una sorta di salvagente, c'è la concorrenza, sul Mercato del Giorno Prima, dell'offerta a costo marginale pressoché nullo di eolico e FV. Solo il peak shaving solare, quantifica lo studio di Althesys, nel 2013 ha abbassato il PUN di 15-21 euro/MWh e nel primo semestre 2014 di 6,5-17,4 euro MWh (vedi tabella, da presentazione Althesys).

La caduta del prezzo unico nazionale, se produce risparmi per il sistema, come ha sottolineato Bortoni, “può rivelarsi insostenibile per i produttori, sia per quelli da fossili che per quelli da rinnovabili”. Per questo, come ha auspicato anche Marangoni nel suo intervento, “è necessario stabilizzare il mercato con meccanismi di lungo termine, come PPA e futures.”

La strada verso un maggior uso dei contratti a lungo termine, a parte la modifica necessaria delle regole, non sembra affatto facile: “in un contesto come quello attuale, con prezzi che si prevede continuino a calare, non è facile trovare controparti disposte a legarsi a prezzi fissi”, ha osservato il rappresentante di Enel.

Altro argomento affrontato, quello del peso delle rinnovabili sui costi di dispacciamento, cioè il costo delle attività per il mantenimento in costante equilibrio del sistema elettrico. Lo studio Althesys (vedi grafico sotto) mostra come il peso di questi costi (cioè del MSD, mercato servizi dispacciamento) non sia in realtà superiore a quello di altri Paesi.

La differenza in questo ambito sembrano farla, più che la quota di rinnovabili non programmabili, i tempi di chiusura dei mercati: lo dimostra il caso della Germania, dove, a fronte di una maggiore penetrazione delle rinnovabili non programmabili, i costi di dispacciamento pesano solo per il 4% del mercato.

“Bisogna ridurre i tempi di chiusura del mercato per avvicinarlo al tempo reale, in modo da abbassare consistentemente gli oneri di dispacciamento”, ha raccomandato Marangoni. “È una direzione nella quale il Gestore Mercati Elettrici si sta muovendo, con l'obiettivo di arrivare a una negoziazione continua sul mercato infraday”, ha rassicurato Stefano Alaimo, responsabile mercati del GME.

Tra i contributi che le rinnovabili possono dare al sistema elettrico c'è poi una loro maggiore partecipazione ai servizi di rete. Il potenziale stimato al 2013 dallo studio Althesys è di circa 9,5 GW: 4,4 GW da eolico,  410 MW da FV e 4,6 GW da idroelettrico ad acqua fluente. Tuttavia, alle condizioni attuali, “i rischi per gli operatori sarebbero superiori ai possibili benefici. Un reale contributo sarebbe possibile con l’introduzione di disposizioni tecniche e regolatorie e una remunerazione dei servizi ben definita".

Insomma, gli interventi da fare sono molti: "La trasformazione del settore elettrico italiano - avverte Agostino Re Rebaudengo, presidente di Assorinnovabili - richiede un processo organico e strutturato di ridisegno del mercato. È quindi importante che a monte vi sia un atto di legislazione primaria a copertura dei principi generali qui enucleati, che comprenda tutti gli aspetti normativi ad esso collegati, quali ad esempio quelli fiscali. Qualsiasi revisione del sistema deve fondarsi sul principio basilare di tutela delle condizioni legislative in cui sono stati realizzati gli investimenti esistenti, prevedendo un assetto del mercato equilibrato in tutte le sue componenti, per assicurare un'adeguata prosecuzione al naturale percorso di integrazione delle rinnovabili."

La presentazione di Marangoni (pdf)

L'executive summary dello studio Althesys (pdf)

L'introduzione di Re Rebaudengo (pdf)

La presentazione sull'Unione dell'Energia di Guido Volpi, DG Energia Commissione Europea (pdf)





Commenti

....costo marginale

Ragazzi, anche se le FER non avessero incentivi, nell'attuale meccanismo di mercato, offrirebbero a zero.
Questo perchè il mercato elettrico funziona con il meccanismo del prezzo marginale ...
In altre parole, il costo di una unità di energia prodotta IN PIU' da un campo di fv o di eolico...sarà 0.....metre per produrre una unità in più con una centrale termica...devi bruciare più petrolio.
Del resto, una volta che produco "se c'è più sole o vento", più energia, anche a venderla per pocoonulla....è meglio che non venderla no?
Spero di essere stato chiaro....

Beh Alsarago, l'incentivo

Beh Alsarago, l'incentivo tipo Conto Energia (aggiuntivo al prezzo di vendita) è stato un'anomalia, qui si parla di organizzare un mercato per le rinnovabili che verranno magari creando una 'riserva naturale' per il fotovoltaico in Conto Energia.

"il prezzo di produzione reale delle FER e' quello offerto in Borsa Elettrica"

Mi sembra che questa tua frase sia priva di significato. Se intendi il costo marginale di produzione questo dovrebbe essere pari almeno a 20-30 €/MWh (gestine, manutenzione...).La gran parte delle rinnovabili in borsa vengono offerte a prezzo ZERO.

Gb, non ti sapevo cultore del

Gb, non ti sapevo cultore del tafazzismo.

Cioè: paghiamo con gli oneri di rete ricchi incentivi alle FER, il che gli permette di essere offerte in borsa elettrica a prezzo 0, così che almeno, fanno abbassare il PUN. Dovremmo invece pagare di più anche il costo industriale del kWh? E poi, che altro vuoi, che ci cospargiamo il capo di cenere e giriamo per i paesi fustigandoci a vicenda?

E' chiaro che con gli incentivi il prezzo di produzione reale delle FER E' quello offerto in Borsa Elettrica.
Quando si offrirà energia da FER in Borsa elettrica, senza incentivi, il prezzo delle FER rifletterà il loro costo di allora.

.... a mio parere è stato

.... a mio parere è stato sbagliatissimo dal punto di vista della comunicazione fare leva sul fatto che le FER fanno calare il prezzo di borsa dell'energia elettrica... sappiamo tutti benissimo che non lo abbassa perchè le rinnovabili costano meno ma perchè l'energia che le FER producono viene offerta in borsa in un certo modo, cambio meccanismo di mercato e cambia tutto.
Sarebbe da cominciare a pensare appunto ad un mercato cost-reflective e far pagare tutte le fonti ad un prezzo equo... FER in base a costo di produzione reale e fossili in base a costo reale (generazione + emissioni + sanitario). Poi finiremo pagare l'energia elettrica in borsa qualcosa come 90 €/MWh, prezzo più alto ma più 'giusto'.

Bellissima iniziativa,

Bellissima iniziativa, difficile però pensare ad un mercato elettrico più favorevole alle FER dell'attuale... ma si può provare a costruire un mercato più equo e cost-reflective.

Bella anche l'idea dei contratti a lungo termine ma in pratica la difficoltà è coniugare un costo di generazione delle rinnovabili di 90-100 €/MWh con prezzi di mercato intorno ai 50 €/MWh.