Prezzi negativi elettricità: bastone nelle ruote

Sotto il punto
·         3.3.2.   Aiuti al funzionamento a favore dell’energia da fonti rinnovabili
con sottopunto
o   3.3.2.1.   Aiuti a favore dell’energia elettrica da fonti rinnovabili
troviamo il paragrafo (124):
Al fine di incentivare l’integrazione del mercato dell’energia elettrica da fonti rinnovabiliè importante che i beneficiari vendano la propria energia elettrica direttamente sul mercato e che siano soggetti agli obblighi di mercato.
Background
La materia è complessa, ma in poche parole significa che le rinnovabili devono essere competivi non solo da un punto di vista ecologico ma anche di mercato. Devono prima o poi cominciare a partecipare allo sbilanciamento del sistema per evitare che i vecchi fossili si prendono tutta la responsabilità per tenere la rete in sicurezza. 
Semplificando si può dire che la devono smettere di generare cash-flow negativo agli impianti tradizionali. Impianti molto poco flessibili come quelli nucleari o impianti a carbone sono a volte costretti a operare ai minimi tecnici, quando le condizioni climatiche consentono una significante produzione da eolico e solare. 
La crescita delle rinnovabili elettriche ha portato a una riduzione netta dei prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica, che non vedremo mai in bolletta: lo sviluppo tecnologico che mira alla necessaria transizione da fossile a rinnovabile, e la conseguente necessaria transizione a smart grids, e sistemi di imagazzinamento, va pagato dalla società intera.
Perché fossili
Gli impianti nucleari difficilmente si spengono in quanto la riaccensione comporta costi altissimi e tempi lunghi. Un tradizionale impianto a carbone può facilmente ingoiare 20,000 € tra spegnimento e accensione. In Italia ci sono impianti usati per i strapicchi di domanda che costano fino a 40,000 € solo per girare la chiave dell’accensione.
Per tanti anni ancora avremo bisogno di questi impianti, senza i quali il paese si fermerebbe nelle giornate senza sole e vento, magari dei lunedì industriali qualsiasi e pure di temperatura bassa.
Ogni paese europeo in questo momento sta cercando di risolvere il problema di come assicurare la fornitura di elettricità al intero paese, costantemente, senza fermare lo sviluppo delle rinnovabili.
Dietro c’è la consapevolezza che senza rinnovabili Europa non ce la può fare, in un periodo in cui gas e carbone comunque constano talmente poco da rendere il confronto con le rinnovabili ridicolo. 
Prezzi negativi
In Italia il problema è stato parzialmente e temporaneamente risolto con gli oneri di sbilanciamento che le rinnovabili devono pagare se mettono in pericolo la salute della rete in momenti di abbondanza elettrica. 
In Germania e in Francia (tra gli altri) hanno da anni permesso prezzi negativi per il power: il compratore di elettricità viene pagato a un prezzo di mercato, che in Germania è impostato a -500€ fino a 3000 € per MWh. Prezzi negativi sono un segnale di mercato agli impianti che producono troppo, permettendo a loro di scegliere se rimanere accesi ai minimi tecnici e pagare il compratore o spegnere l’operazione. Quello che gli costa meno insomma. Per non buttare fuori l’impianto rinnovabile, questo viene rimborsato con la Marktprämie, la differenza tra il prezzo negativo e la vecchia feed-in-tariff.
Studi tedeschi hanno dimostrato che nelle ore di prezzi negativi i rinnovabili forniscono il 65% dell’elettricità. I prezzi negativi sarebbero allora colpa del parco generativo tradizionale troppo poco flessibile.
In questo modo con ritmo sostenuto, la Germania ha avviato la Energiewende, la transizione da fossili a rinnovabili, proprio sotto contratto con l’intera società. I tedeschi hanno le seconde bollette più care in Europa, dopo la Danimarca. Il dubbio che ora viene è che il ritmo fosse troppo sostenuto, e poco sostenibile dal punto di vista da chi comunque nei decenni precedenti ha investito pesantemente nell’infrastruttura elettrica.


Market Coupling

Italia non è soggetto di market coupling con un produttore importante (come Germania e Francia tra di loro) e quindi non ha dovuto prendere una decisione sui prezzi negativi. Se fossimo mercato unico, al verificarsi di prezzi negativi oltrefrontiera, verrebbe importata talmente tanta elettricità in Italia da buttare fuori non so quanti altri impianti tradizionali ancora. Il market coupling completo sarebbe possibile solo se anche in Italia venissero introdotti prezzi negativi. La capacità di scambio viene usata oggi solo pienamente con la Slovenia, con la quale siamo in market coupling, senza prezzi negativi.
Senza market coupling generale abbiamo quindi che in un giorno con PUN (Prezzo Unico Nazionale) a 0€, la piccola Slovenia è costretta a importare tantissima elettricità dall’Italia, mentre Italia per motivi tecnici continua a importare a sua volta da Francia e Svizzera, costringendo altri impianti italiani a ridurre la produzione.
Quindi sarebbe necessario introdurre prezzi negativi in Italia, e non ci sono dubbi che vi sia un dibattito in corso, tra ministero dello sviluppo economico e chi altro abbia interessi nel settore.
Il rischio per Italia in questa fase delicata, con consiglieri ultralibertariani vicino al governo, è che lo svilippo tecnologico non viene più visto come contratto societario ma come metodo per buttare fuori chi non produce a prezzi di mercato. Non è oggi prevedibile se gli eventuali prezzi negativi verrebbero rimborsati o no agli impianti rinnovabili. Se no, le conseguenze sono prevedibili. Pratcamente un fermo ai rinnovabili, che diventeranno economici solo quando sarà troppo tardi.
In più l’AEEG, che è stata inizialmente messa a Milano per tenerla lontana dalla politica, deve, pare, essere rilocalizzata a Roma. Così decisione di Renzi, per “risparmiare”. A pagare sarà l’intera società.

Nuova legge europea

Per tornare in tema lex europa, sembra che a livello europeo qualche lobby è finalmente riuscita a convincere i funzionari a Bruxelles che i rinnovabili andrebbero frenati, perché continuando l’affascinante lettura della 2014 C 200/01 abbiamo:
Le seguenti condizioni cumulative si applicano a partire dal 1 gennaio 2016 a tutti i nuovi regimi di aiuto e a tutte le nuove misure di aiuto:
a)
gli aiuti sono concessi sotto forma di premio che si aggiunge al prezzo di mercato con il quale i produttori vendono la propria energia elettrica direttamente sul mercato;
b)
i beneficiari (66) sono soggetti a responsabilità standard in materia di bilanciamento a meno che non esistano mercati infragiornalieri liquidi; e
c)
sono adottate misure volte a garantire che i produttori non siano incentivati a generare energia elettrica a prezzi negativi
Al punto a) abbiamo la Marktprämie, già attiva in Germania.
Al punto b) la richiesta ragionevole che i rinnovabili, ormai sostanziali produttori, prendano parte dello sbilanciamento.
Il punto c) invece apre la gara dell’interpretazione libera. Non è proprio la fine ai prezzi negativi, che sarebbe come dire addio all’economia di mercato. Si tratta però di un chiaro segnale ai vari ministeri per lo sviluppo economico che un freno allo sviluppo rinnovabile non verrà punito.

A breve i beneficiari sono i privati, che pagheranno bollette meno care, e ovviamente anche gli impianti tradizionali nucleari in Francia e carbone/gas in Germania. A lungo termine rallenterà anche la transizione in Italia, che non avrà più grossi incentivi a introdurre prezzi negativi. Intendo dire che i prezzi negativi, con o senza rinnovabili sovvenzionati, danno un segnale di mercato agli impianti inflessibili.
Intanto la BMWi (Bundeswirtschafts- und Energieministerium) ha deciso che la Marktprämie sarà azzerrata dopo la sesta ora di prezzi negativi sulla borsa power EPEX Spot. A quel punto il premio a zero vale anche per le 6 ore precedenti, fenomeno sempre più frequente.
Se questo permette di aumentare gli impianti solari di 2.5GW e quello eolici di 2.5GW all’anno (come da strategia energetica nazionale tedesca), mentre si riducono le perdite dei tradizionali, che quindi non sono incentivati a uscire dal mercato, è dubbioso. 
Perché anche se l’espansione riguarda la società intera, sono pur sempre imprese privati che la devono guidare. Un think tank tedesco ha trovato che lo stimolo all’aumento della flessibilità viene diminuito quando lo spread tra prezzi massimi e minimi in borsa si riduce. Questo porta a pensare che l’espansione rinnovabili in Germania dovrà rallentare per forza. E come effetto secondario avremo il rallentamento espansione rinnovabili anche in Italia.

Ho letto tra l’altro

  1. http://www.qualenergia.it/articoli/20131118-mercato-elettrico-prezzi-rinnovabili-cambiamenti-che-verranno (Zorzoli)
  2. http://www.agora-energiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/Studien/Negative_Strompreise/Agora_NegativeStrompreise_Web.pdf

* Questo è la lunghezza minima di un qualsiasi articolo sui mercati elettrici, che sono poco adatti alla lunghezza “blog”. Per quello non ne scrivo mai.

Rispondi

Inserisci i tuoi dati qui sotto o clicca su un'icona per effettuare l'accesso:

Logo WordPress.com

Stai commentando usando il tuo account WordPress.com. Chiudi sessione / Modifica )

Foto Twitter

Stai commentando usando il tuo account Twitter. Chiudi sessione / Modifica )

Foto di Facebook

Stai commentando usando il tuo account Facebook. Chiudi sessione / Modifica )

Google+ photo

Stai commentando usando il tuo account Google+. Chiudi sessione / Modifica )

Connessione a %s...

%d blogger hanno fatto clic su Mi Piace per questo: