L’energia senza frontiere sta iniziando a prendere forma. Alcune barriere sono già cadute, altre presumibilmente cadranno nei prossimi mesi e anni. La Commissione Ue, infatti, ha appena varato il suo piano per l’Unione europea dell’energia. L’obiettivo principale? Creare un mercato unico, allargando le maglie delle connessioni (che significa essenzialmente costruire elettrodotti e gasdotti).
Bruxelles punta così a ridurre l’importazione di combustibili, tagliare le bollette per cittadini e imprese, aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti. In campo elettrico, due fattori potranno determinare il successo o il fallimento di una simile impresa: la capacità di trasporto delle reti transfrontaliere e l’estensione del market coupling, l’accoppiamento dei singoli mercati dei 28 Stati membri in una sola piattaforma di scambio.
Dalle isole virtuali al mercato unico
Entro il 2020, ha ripetuto l’esecutivo guidato da Jean-Claude Juncker, ogni Paese dovrà possedere linee abbastanza capienti da poter esportare almeno il 10% dell’elettricità prodotta dalle sue centrali. Questo è il presupposto per integrare mercati diversi, che in precedenza potevano contare solo o quasi sulle loro forze, con molteplici rischi o inconvenienti, dai black-out al rincaro dell’energia, passando per l’incapacità di assorbire appieno la potenza delle rinnovabili. Tipico il caso tra il confine spagnolo e francese: sui cavi esistenti poteva transitare pochissima elettricità. La situazione è cambiata nei giorni scorsi, grazie all’inaugurazione della linea interrata da Santa Llogaia in Spagna a Baixàs in Francia (64 km totali), progetto d’interesse comune che ha ricevuto finanziamenti Ue per 255 milioni di euro. La capacità d’interconnessione è quindi raddoppiata da 1.400 a 2.800 MW.
La penisola iberica sta così cercando di agganciarsi alla piazza elettrica continentale, trasformandosi da “isola virtuale” a tessera operativa nel puzzle energetico Ue. Ci sta provando anche l’Italia, grazie alla partenza a fine febbraio del market coupling sulle frontiere con Francia, Austria e Slovenia. Facciamo però un passo indietro: come funziona il mercato tradizionale? Ci sono due commerci separati, uno per la capacità di trasporto e uno per l’energia nelle varie Borse elettriche. I venditori, ogni giorno, devono prevedere la domanda elettrica in ciascun Paese per il giorno successivo e l’ammontare della produzione energetica. Basandosi su queste informazioni, gli stessi venditori devono stimare i prezzi del singolo MWh sui diversi mercati nazionali, per poi partecipare alle aste (governate dagli operatori di rete) che assegnano i “corridoi” di trasporto.
Come funziona il price coupling
Facile intuire che tale meccanismo presta il fianco a numerose inefficienze. Per esempio capacità invenduta o utilizzata male, facendo transitare dell’energia troppo cara rispetto a quella che si sarebbe potuta acquistare in altre aree geografiche. Con il market coupling tutto questo viene meno: esiste un solo mercato per attribuire contemporaneamente sia l’elettricità sia la corrispettiva capacità di trasmissione. La soluzione utilizzata per gli scambi transfrontalieri italiani è il Price coupling of regions (Pcr), l’iniziativa lanciata da sette Borse elettriche europee, tra cui il Gestore dei mercati energetici (GME). Il cuore del sistema è un algoritmo, Euphemia, in grado di calcolare simultaneamente i prezzi sui mercati del giorno prima in tutti i Paesi coinvolti, che finora sono venti, riuniti nell’area del Multi-regional coupling (Mrc).
Per dare un’idea della posta in gioco, gli Stati che aderiscono al progetto Mrc consumano annualmente circa 2.800 TWh in totale; si stimano scambi medi giornalieri di 4 TWh, per un controvalore di oltre 150 milioni di euro. Euphemia gestirà le contrattazioni, equilibrerà domanda e offerta, indirizzando i flussi energetici nel modo più conveniente possibile. Uno dei principali vantaggi di questo ‘Grande Fratello’ elettrico, è proprio la possibilità di scegliere il megawattora a minor costo, nell’ambito di una vasta zona geografica. Maggiore efficienza, quotazioni più chiare, minori effetti collaterali (come elettrodotti saturi di energia più costosa della media).
Sfide e opportunità per l’Italia
L’Italia potrà sfruttare in vari modi questo nuovo sistema, quando funzionerà a pieno ritmo. Pensiamo per esempio alla sovraccapacità produttiva, problema che ormai cronicamente affligge le centrali termoelettriche, schiacciate dalla concorrenza delle fonti rinnovabili e della domanda in calo, quindi costrette a rimanere in stand-by, pronte a scattare solo in caso di emergenze o picchi non coperti da eolico e solare. Ebbene, questi impianti, in gran parte cicli combinati a gas, potrebbero ricominciare a produrre elettricità destinata all’esportazione, cercando di fare concorrenza all’energia generata da altri Paesi europei con altre tecnologie, o anche con centrali a gas, ma meno performanti di quelle italiane (Il termoelettrico italiano si può salvare con l’export?, Qualenergia.it).
C’è poi il capitolo delle rinnovabili. Il market coupling potrà aiutare lo sviluppo delle fonti verdi, stimolandole a produrre al massimo delle loro possibilità. Spesso succede che l’output di pannelli solari e pale eoliche è superiore alla richiesta effettiva di energia elettrica in un determinato mercato. In questi casi, la generazione delle rinnovabili è sprecata. Con un algoritmo unico e un mercato armonizzato, invece, sarà più facile convogliare l’elettricità immediatamente disponibile nelle regioni dove la domanda è maggiore, riducendo ulteriormente perdite e inefficienze, anche senza utilizzare tecnologie di accumulo elettrico.
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