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Ieri, 3 gennaio 2018, si è avuto in Europa un record di produzione di elettricità dal vento.
Anche a causa della tempesta che stava imperversando sull’Europa settentrionale e centrale, con venti fino a 160 km/h e con una media sui 90-100 km/h, sono stati generati grazie all’energia eolica più di 2,1 miliardi di chilowattora (2,1 TWh) che hanno soddisfatto il 22,7% del fabbisogno elettrico dell’UE28.
Di questi, circa 1,9 TWh sono stati prodotti dalle turbine installate su terraferma, con un capacity factor del 57% (rapporto tra produzione di energia elettrica effettiva fornita dall’impianto per un periodo di tempo e la fornitura teorica di energia che avrebbe potuto offrire se avesse operato alla piena potenza nominale in modo continuativo nel tempo).
Le macchine offshore hanno invece generato 0,229 TWh con un capacity factor del 76%.
Nel grafico l’andamento delle diverse fonti nell’UE28 nell’arco della giornata del 3 gennaio.
Questa produzione, secondo i dati forniti da WindEurope, sarebbe l’equivalente dei consumi elettrici di circa 215 milioni di famiglie europee (oppure è pari il 75% della richiesta elettrica dell’industria del continente).
Il record di produzione si è registrato in Germania con 925 milioni di kWh, quindi poco meno della metà del totale; una quantità di elettricità mai generata dal vento nel paese che ieri ha potuto soddisfare il 60,1% della richiesta tedesca: cioè pari al consumo di circa 93 milioni di abitazioni e molto più della richiesta dell’industria nazionale (148%). Tutto ciò nonostante siano state rese operative solo i due terzi delle turbine installate.
Altro record nazionale si è avuto in Francia, con 218 milioni di kWh, pari al 14,6% della domanda elettrica domestica del 3 gennaio.
Elevata la produzione eolica spagnola (267 GWh, 37,3% della domanda) e della Gran Bretagna (205 GWh, 22,1% della domanda). Buono anche il dato di ieri dell’Italia: 113 GWh da eolico, pari al 14,5% della richiesta elettrica giornaliera.
Vista la notevole produzione da eolico e la bassa domanda tipica di questo periodo dell’anno in Germania si stanno registrando ripetuti prezzi negativi dell’elettricità sul mercato spot. Si sono avuti soprattutto nei giorni 24 e 25 dicembre, come in diversi altri momenti di quest’anno, molti anche d’estate. Il motivo è che non sono ancora diffusi affidabili sistemi di stoccaggio per questa energia pulita a volte in eccesso. Il 3 gennaio i prezzi negativi si sono registrati soprattutto di notte e nelle primissime ore del mattino, ma oggi, con il calo della ventosità i prezzi in Germania sono risaliti del 23%.
Cosa sono i prezzi negativi, tipici di un sistema elettrico ancora poco flessibile come quello tedesco?
Per fornire un esempio facciamo riferimento a un proprietario di una centrale a carbone che richiede 5-6 ore per entrare in funzione (ciò vale anche per la scarsa flessibilità delle centrali nucleari). Se alle 12-13 di un giorno estivo, a causa della forte produzione solare, i prezzi in Borsa diventano negativi, il proprietario dell’impianto pagherà per mantenerlo acceso e far ritirare la propria energia, sapendo che dalle ore 14 in poi ritornerà a guadagnare, mentre se spegnesse le caldaie, ad esempio, alle 11 perderebbe molte ore di profitti (una nostra analisi sui prezzi negativi).
Si può anche accettare di pagare prezzi negativi per non variare la produzione prevista e non incorrere nelle sanzioni dello sbilanciamento, cioè al fine di rendere in equilibrio domanda e offerta.
Al contrario della Germania, ma anche del Belgio, della Francia e di altri paesi europei, in Italia, al momento, i prezzi per le regole del nostro mercato non possono andare sotto lo zero.
Va detto che in caso di prezzi negativi i consumatori possono comunque beneficiare di una riduzione dei costi dell’elettricità in bolletta.
