Germania, centrali che chiudono e prezzo del MWh sotto zero

Altre quattro centrali termoelettriche chiudono in Germania. Lo sconvolgimento del mercato da parte delle rinnovabili le sta facendo lavorare in perdita. La produzione da eolico e fotovoltaico abbassa notevolmente i prezzi in Borsa, fino al caso limite in cui i produttori devono pagare per immettere l'energia in rete. Evento verificatosi due volte a giugno.

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Altre 4 centrali termoelettriche chiudono in Germania. L’annuncio viene dato dall’utility EnBW e riguarda due centrali a carbone, una a gas e una ad olio combustibile in cogenerazione. Il motivo: lo sconvolgimento del mercato elettrico da parte delle rinnovabili le sta facendo lavorare in perdita. Per dirla con le parole dell’azienda: “La decisione emerge dal rapido cambio strutturale del settore energetico. In particolare, a causa dell’installazione di nuova potenza da fonti rinnovabili, molte centrali a fonti fossili sono esposte a una grande pressione commerciale e finanziaria, rimanendo in funzione solo come unità marginali. Questo causa un drastico calo nei ricavi. Specialmente le centrali a gas, ma anche le più anziane tra quelle a carbone e a olio combustibile non riescono più a ripagarsi, ai prezzi correnti del mercato elettrico e non possono più essere fatte funzionare in maniera economicamente sostenibile”.

“Per questo motivo, si legge in una nota, l’unità di cogenerazione III (inaugurata nel ’75, ndr) e la turbina a gas III (del ’71, ndr) del sito di Marbech, e gli impianti a carbone (antracite, ndr) 1 e 2 di Walheim (entrambi degli anni ’60) saranno chiusi non appena sarà legalmente possibile farlo”. EnBW inoltre sta negoziando con l’Agenzia per la rete tedesca la possibilità di chiudere una quinta centrale, l’impianto a ciclo combinato a gas RDK 4 a Karlsruhe, attualmente sottoutilizzato e in perdita. “Visto che sono in ballo potenziali cambiamenti nei meccanismi di mercato, la prospettiva di una successiva riapertura dell’impianto resterebbe aperta”, fa sapere EnBW, riferendosi evidentemente a misure di capacity payment, che vadano cioè a remunerare l’impianto per i servizi di flessibilità che fornisce al sistema elettrico.

Insomma, in Germania sta succedendo quel che accade anche da noi e in altre nazioni (vedi ad esempio Qualenergia.it, Usa, come l’eolico sta facendo chiudere il nucleare): fotovoltaico ed eolico quando producono abbassano il prezzo dell’elettricità in Borsa, spingendo fuori mercato le centrali alimentate a fonti fossili, in primis i cicli combinati a gas. Effetti, quelli sul mercato tedesco elettrico tedesco, dei quali abbiamo già parlato l’anno scorso (QualEnergia.it, Germania, le complicazioni del kWh low-cost da rinnovabili). In questo inizio di 2013, anche se la produzione di sole e vento non è cresciuta molto, a causa del meteo sfavorevole, l’impatto si sta facendo sentire ancora più pesantemente: in base agli ultimi dati pubblicati da “Platts”, il prezzo dell’elettricità in Germania è crollato. Il prezzo medio sul mercato del giorno prima si è infatti attestato in giugno a 27,86 €/MWh, scontando un calo del 29% rispetto a un anno prima e del 48% nei confronti del giugno 2011.

Meglio delle parole parlano i grafici sotto, che abbiamo preso da una presentazione dell’analista Bernard Chabot di BCCconsulting in cui si riassume l’andamento del mercato elettrico tedesco negli ultimi 6 mesi. Quanto la produzione da rinnovabili sia cresciuta in Germania negli ultimi anni lo sappiamo bene (cliccare qui per grafico). L’impatto che questo ha sulla generazione da fonti fossili e del prezzo dell’elettricità in Borsa si osserva chiaramente in questo diagramma, riferito a marzo 2013:

Quando la linea azzurra, che rappresenta la produzione da fotovoltaico ed eolico, sale, si abbassano sia la linea nera, che rappresenta la produzione del termoelettrico convenzionale, che quella rossa, i prezzi del MWh in Borsa. Ancora più evidente l’effetto negli ultimi dati disponibili, quelli di giugno 2013, quando il FV ha avuto la produzione record di 4,3 TWh arrivando all’11% del mix di generazione  (era a 2,2 TWh nel giugno 2011, il 5% della produzione).

Come vediamo nell’ultimo mese, quando il contributo di sole e vento è stato maggiore – ad esempio nel famoso week-end del 16 giugno, quando anche in Italia il prezzo del MWh in Borsa è arrivato a zero – si  sono avuti prezzi dell’elettricità addirittura negativi.

In questi casi, i produttori devono pagare per l’elettricità che immettono in rete (fino a 30 euro/MWh, come vediamo dal grafico) e a rimetterci di più è chi ha impianti poco modulabili, come quelli a carbone. Episodi del genere accadono quando ci sono produttori che in Borsa fanno offerte negative: quelli che avrebbero costi maggiori per fermare gli impianti oppure, ed è il caso delle rinnovabili, quelli che producendo energia incentivata e senza spese di combustibile ci guadagnano comunque, anche pagando per cederla.

Casi che sono dunque un’evidente distorsione del mercato, per ora eccezionali. Mentre in Italia, per come sono costruiti gli algoritmi del nostro mercato elettrico, non sarebbe possibile arrivare a prezzi negativi, in Germania si potrebbe arginare questo problema ad esempio con lo sviluppo degli accumuli: secondo uno studio del Fraunhofer Institute la diffusione dello storage potrebbe aumentare del 66% la capacità della rete di accogliere energia e far calare del 40% i picchi di domanda.

 

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