Tempi difficili per i mercati elettrici europei e le grandi utility

Il quadro attuale e futuro del mercato elettrico europeo, dal punto di vista delle utility e dei regolatori non è certo dei più facili. CapGemini, società di consulenza francese, prova ad indicare alcune possibili rimedi per salvare sia le utiliy del continente che la lotta ai cambiamenti climatici.

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L’Europa è nella Terra di mezzo. No, il Signore degli Anelli non c’entra nulla.

Parliamo di quella terra di mezzo che si stende fra l’entusiasmo europeo nel recente passato per l’installazione di fonti rinnovabili, e ciò che avverrà nei prossimi decenni, quando si dovrà completare la trasformazione radicale e irreversibile del sistema energetico, arrivando a un sostanziale abbandono dei combustibili fossili.

La Terra di mezzo dove ci troviamo ora, il presente, è un mondo di confusione sulle strade da percorrere e gli obiettivi da raggiungere, reso ancora più turbolento da crisi economica e politica nei livelli nazionali e comunitari europei, e dalla reazione delle utility, duramente colpite dall’espansione delle rinnovabili e dal crollo delle tariffe elettriche.

Per capire nel dettaglio questa problematica fase, può essere utile leggere la 18° edizione dell’European Energy Markets Observatory (vedi allegato in basso), rilasciata dalla società di consulenza energetica francese CapGemini.

CapGemini non è certo un’associazione ambientalista. Anzi è molto orientata a leggere gli avvenimenti dal punto di vista delle grandi utility, ma non nega certo l’assoluta necessità di seguire politiche energetiche che affrontino il problema dei cambiamenti climatici.

In effetti mette al primo posto i problemi che impediscono di affrontarli in modo razionale, come l’esserci affidati a un mercato delle quote di CO2, l’European Trading System (ETS), che si è rivelato, per come è stato congegnato e fatto funzionare, assolutamente disfunzionale: i suoi attuali 5 euro di costo per ogni tonnellata di CO2 non lanciano nessun segnale di prezzo all’industria che stimoli ad abbandonare le fonti più climalteranti in favore di quelle più sostenibili. 

Quel peso economico delle rinnovabili in Europa?

Il rapporto sottolinea che proprio a causa di questa inefficienza dell’Ets, voluta per salvaguardare la competitività industriale del continente, il peso di tentare una transizione verso le rinnovabili è ricaduto in Europa quasi totalmente sulle tasche dei cittadini, che hanno finanziato e finanziano in bolletta l’installazione di impianti fotovoltaici, eolici, a biomasse e così via.

Ed è un peso che gli europei hanno sostenuto inizialmente quasi da soli: è vero che oggi dei 286 miliardi di dollari investiti nel 2015 in queste tecnologie, solo 58, 6 sono europei (-18% sul 2014), ma dal 2004 ad oggi l’Europa ha investito in rinnovabili 750 miliardi di euro, un quarto del totale mondiale anche se la nostra popolazione rappresenta solo il 7%.

Questo investimento ha portato a 212 GW di installazioni, che però, considerando i fattori di capacità effettivi, equivalgono come produzione a quella di circa 40 GW di centrali convenzionali. 

Per confronto, la Francia, investendo 55 miliardi di euro, estenderà di 20 anni la vita di molte sue centrali nucleari, che garantiranno circa 440 TWh di elettricità l’anno, più della quantità prodotta da tutte le nuove rinnovabili europee installate finora.

Un confronto improprio, certo, fra centrali installate negli anni ’80 e tecnologie nuove e inevitabilmente costose, ma che sottolinea, secondo ovviamente CapGemini, come l’Europa abbia seguito forse con troppo entusiasmo la strada di apripista in questo settore. 

Confronti tra costi

Nonostante gli sforzi finanziari europei, inoltre, i costi di produzione elettrica da rinnovabili, sia pur scesi di molto, sono ancora fuori mercato, anche se mai quanto quelli del nuovo nucleare, come dimostra il caso della nuova centrale di Hinkley Point, viene da aggiungere.

Secondo la Commissione Europea i prezzi di produzione dell’eolico in Europa oscillano oggi fra 52 e 110 € /MWh per l’onshore e da 100 a 150 €/MWh per l’offshore.. Mentre le ultime aste del fotovoltaico in Francia e Germania hanno visto prezzi fra 70 e 80 €/MWh, il tutto a fronte di prezzi all’ingrosso medi dell’elettricità europea scesi fra 2011 e 2015 da 40 a 20 €/MWh. 

Anche se i costi dell’eolico e del solare scenderanno rispettivamente, come previsto, del 30 e del 60% entro il 2025, senza adeguati prezzi dati alla CO2 che faranno crescere il costo di carbone e gas, queste fonti continueranno a restare non competitive con quelle fossili (ancora sussidiate e che continueranno a non pagare il conto delle esternalità da loro generate) e, quindi, andranno ancora sostenute.

Altri costi le rinnovabili intermittenti li creano poi al sistema elettrico a causa della loro non programmabilità, per la necessità di garantire, tramite altre fonti, la fornitura continua, e richiedendo un adeguamento complessivo della rete di distribuzione, pensate per poche, grandi centrali programmabili, che sarà lungo e complesso.

Nel nord della Germania, per esempio, è stata bloccata l’installazione di nuove centrali eoliche, fino a che non saranno pronte le linee per trasportare altrove la loro energia, linee peraltro talvolta bloccate dall’opposizione delle comunità nelle aree che dovrebbero attraversare.

Così, per permettere alle rinnovabili di competere nei mercati elettrici, in Europa si è introdotto il principio per cui le rinnovabili entrano sempre, a costo zero, nelle aste in Borsa, con l’effetto di abbassare i prezzi di tutto il pacchetto di offerte, e costringendo le utilities, che non possono comunque spegnere e accendere le grandi centrali da un’ora all’altra, a vendere la loro energia spesso sottocosto.

Aggiungendo a questo il crollo dei prezzi dell’energia registrato negli ultimi due anni, anche per il calo del prezzo del carbone e il crollo, -35%, di quello del metano (che inizia ad essere importato in Europa anche dagli Usa) si capisce perché le utility continentali siano in crisi, e reagiscano chiudendo centrali ormai scarsamente utilizzate: 10,7 GW di dismissioni nel 2015.  

Questo aumenterà certo l’efficienza economica del sistema, ma ne diminuirà anche la capacità di far fronte ad emergenze, come guasti a centrali o alla rete, mancanza di forniture o gravi sbilanciamenti,

Le possibili soluzioni, secondo CapGemini

Il quadro complessivo, dal punto di vista delle utility e dei regolatori dei sistemi elettrici, insomma, non è dei più facili e CapGemini prova ad indicare alcune possibili rimedi per salvare la capra delle utility e il cavolo della lotta ai cambiamenti climatici.

1. Cambiare le regole dei mercati elettrici, passando dai sussidi feed-in alle rinnovabili, oggi pagati soprattutto da consumatori domestici e piccole imprese,  ad aste competitive, che assicurano i prezzi migliori e distribuiscono i costi su una platea più larga.

Inoltre, per migliorare la sicurezza del sistema, premiare il capacity market, cioè la messa a disposizione di capacità di riserva, che può migliorare la situazione delle utility e anche spingere le rinnovabili a rendere più programmabile, tramite associazioni di più impianti o uso di sistemi di accumulo,  la loro produzione.

2. Le utilities, per migliorare i conti e diversificare i propri asset, devono tornare ad investire massicciamente nelle rinnovabili e nella ricerca per renderle più competitive: avevano iniziato a farlo nei primi anni 2000, ma quell’esperienza non ha portato frutti e oggi, con l’eccezione di Enel Green Power, sono troppo timide su quel fronte.

Inoltre devono passare da un modello di business basato sulla vendita dell’energia a uno più orientato sull’offerta di servizi al consumatore, compresi quelli necessari a tenere d’occhio e ridurre i propri consumi e renderli più sostenibili, servizi resi possibili dalla diffusione dei contatori digitali.

3. Favorire ogni sistema che alleggerisca la rete dall’intermittenza di sole e vento. Oggi il peso di quella compensazione, con una copertura da parte di quelle fonti che si aggira in alcuni paesi intorno al 20-30%, è ancora sopportabile, ma, secondo molti studi, appena la copertura supererà il 40%, compensare l’intermittenza diventerà eccessivamente difficile e costoso.

Così si favorisca l’installazione di sistemi a batterie, ma anche la creazione di smartgrid, anche a livello continentale (come stanno sperimentando i principale i paesi Ue con l’iniziativa GRID4EU) che immettano la produzione intermittente dove serve in tempo reale.

Si incentivi lo sviluppo dei sistemi power-to gas, cioè la produzione di idrogeno o metano con l’elettricità solare ed eolica in eccesso (un primo sistema da 1 MW collegato alla rete, Jupiter 1000, è entrato in funzione in Francia) che hanno il potenziale di accumulare sul lungo periodo enormi quantità di energia, ma anche la creazione di comunità energetiche a livello di quartiere o di città, che si scambino fra loro dati ed energia prodotta localmente, risolvendo gli sbilanciamenti senza pesare sulla rete. 

4. Non abbandonare la ricerca e l’uso del Carbon Capture and Storage. Al momento queste tecnologie di rimozione della CO2 dai fumi delle centrali, sono troppo costose, ma diventerebbero convenienti se il costo della tonnellata di CO2 arrivasse a 50 euro. Visto che è illusorio che l’Europa, e tantomeno il mondo, facciano a meno del carbone per la produzione elettrica prima di molti decenni, tecnologie CCS consentirebbero di ridurre i danni al clima da parte di questa fonte.

Insomma, come si può vedere si tratta di ricette in parte controverse, poco accettabili per chi in questo momento particolarmente critico privilegerebbe piuttosto una rapida transizione energetica, che eviti danni climatici potenzialmente catastrofici, ma che meritano di essere discusse, con un occhio alle risorse economiche e un altro alla necessità di accelerare il passaggio alle fonti pulite di energia.

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