Grid parity per decreto e mercato elettrico

Se si vogliono veramente inserire nel sistema energetico le fonti rinnovabili per renderle competitive e raggiungere la grid parity è necessario operare interventi decisi sul mercato elettrico. Sistemi efficienti di utenza, accumuli, servizi di dispacciamento, carbon tax: diverse le aree sulle quali si dovrebbe lavorare. Alcune idee.

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Il fotovoltaico è prossimo alla competitività commerciale. Il Governo ne ha preso atto, al punto da incorporarne un significativo contributo, su base non incentivata, negli obiettivi al 2020 di penetrazione delle rinnovabili. Quindi? Ovvio, si smantella il conto energia: la bozza di decreto taglia da 7 a 6,5 miliardi il budget annuo massimo, e quanto residua è allocato (fatta eccezione per gli impianti residenziali) con un sistema a registro che si è già dimostrato ingestibile. In ogni caso, dal 2015 grid parity per tutti, per decreto.

La scelta è chiara: si getta il bimbo in acqua senza salvagente. Filosofia educativa estrema o infanticidio premeditato? Diamo al Governo il beneficio del dubbio, ma sgombriamo il campo da un equivoco: grid parity non è una formula magica, una specie di “apriti, Sesamo!” di politica energetica. Che in alcuni casi i numeri stiano in piedi senza incentivi (o quasi) è un risultato formidabile, ma non è sufficiente. Accogliere le fonti rinnovabili nell’arena competitiva richiede interventi sul mercato elettrico, drastici e immediati (come il quinto conto energia, del resto). E non per restaurare presunti equilibri, travolti dal boom “drogato” delle rinnovabili. Ma per crearne di nuovi, in cui lo sfruttamento di risorse pulite, inesauribili e domestiche sia fattore decisivo di affermazione commerciale, invece che giustificazione di un incentivo.

Lungi da un’agenda esaustiva, le aree di intervento urgente sarebbero almeno quattro:   

  1. “Sistemi semplici di produzione e consumo” (fra cui i “sistemi efficienti di utenza” – SEU) e “reti private”. Sono schemi regolatori standard per la realizzazione, con capitale di terzi, di impianti di generazione presso le utenze, e la cessione diretta dell’elettricità “dietro il contatore”. Consentono lo sviluppo della generazione distribuita, risparmiando però alle utenze il rilevante investimento iniziale, che viene invece intrapreso da operatori specializzati. Se ne parla dal 2008 e la legge c’è già, quella sull’efficienza energetica. L’ultima consultazione dell’Autorità al riguardo è del settembre 2011, poi il buio. Perché? L’Autorità teme forse l’erosione della “base imponibile” per la copertura degli oneri di sistema, dato che l’energia prodotta e consumata “dietro al contatore” ne sarebbe esente? È un problema reale, se ne parli apertamente. Ma lo stallo è inaccettabile (Qualenergia.it, SEU, la grid parity dietro al contatore?).
  2. Accumuli. Ben vengano le batterie di Terna per stabilizzare la rete, ma in Italia ci sono 7 GW di impianti idroelettrici a pompaggio, costruiti pre-liberalizzazione con i soldi dei cittadini. Giacciono quasi inutilizzati e farne di nuovi è difficilissimo. I pompaggi esistenti dovrebbero essere equiparati agli stoccaggi gas e messi a disposizione, a tariffa regolata, dei differenti attori del sistema elettrico, anche con contratti di lungo termine (su base use it or lose it). Questo permetterebbe già oggi una gestione commerciale attiva della produzione delle rinnovabili intermittenti, con rilevanti benefici anche per l’equilibrio della rete.
  3. Servizi di dispacciamento. Il codice di rete deve prevedere la possibilità per la generazione distribuita (eventualmente su base aggregata) di fornire servizi a Terna (per esempio aumentare o ridurre la produzione e regolare la frequenza, ndr), differenziando fra servizi erogabili grazie alle funzionalità degli inverter e servizi che richiedono l’installazione di dispositivi di accumulo in loco.  Al momento la possibilità di fornire servizi alla rete è limitata agli impianti sopra i 10 MW: un primo passo sarebbe abbassare la soglia, per permettere agli impianti da fonti rinnovabili, gestiti su base aggregata da operatori specializzati, di svolgere questa funzione. La partecipazione alla gestione della rete è un’opportunità per le rinnovabili, non solo una minaccia. Per ora sono chiamate in causa solo per contribuire alla copertura dei costi di sbilanciamento: è ora di cambiare approccio.
  4. Carbon tax. Il quasi-naufragio del sistema europeo di cap & trade delle emissioni di CO2  (ETS) ha l’effetto perverso (non solo in Italia) per cui le rinnovabili stanno spiazzando gas, non carbone (Qualenergia.it, L’ETS e la competizione tra rinnovabili e fossili in Italia). Il prezzo dei diritti di emissione è infatti troppo basso (non a caso gli inglesi stanno introducendo un floor), e assieme all’alto prezzo del gas fa sì che i cicli combinati non siano competitivi con gli impianti a carbone: questo non ha senso rispetto agli obiettivi di decarbonizzazione del parco di generazione. Il cortocircuito dell’ETS non è solo un problema degli impianti a gas, lo è anche per le rinnovabili, e per due ragioni: tecnicamente, per l’equilibrio della rete le fonti non programmabili convivono bene con impianti flessibili come quelli a gas, molto meno con quelli a carbone; economicamente, la marginalizzazione del gas pone talvolta gli impianti a carbone nella condizione di fissare il prezzo sul mercato elettrico, ed è un prezzo artificiosamente basso, perché non incorpora le esternalità ambientali. La carbon tax è già sul tavolo del Governo, che ha inserito i princìpi della tassazione ambientale nel progetto di delega fiscale. Aspettiamo i fatti.

Al di là degli slogan, sorge un interrogativo di fondo: l’Esecutivo ha un piano organico per l’integrazione delle fonti rinnovabili nel mercato elettrico? Non sarebbe stato più illuminato annunciare, insieme al taglio degli incentivi, un disegno complessivo? Purtroppo si sta perdendo un’occasione, il che da una parte denuncia pochezza di visione, dall’altra alimenta il sospetto che al bimbo non si voglia insegnare a nuotare, ma piuttosto affogarlo.

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