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22 settembre 2021
Il Consiglio dei Ministri ha recentemente approvato gli schemi di decreto per l’attuazione delle direttive europee RED II e IEMD, relative, rispettivamente, alla promozione dell’uso di energia rinnovabile e alla regolazione del mercato interno dell’energia elettrica.
Con l’approvazione in via preliminare dei due schemi di decreto il Governo ha iniziato il proprio percorso di allineamento al Clean Energy Package europeo del 2018, delineando una serie di principi a cui i ministeri in materia dovranno attenersi nella fase attuativa.
Un percorso che se già di per sé appare sfidante lo sarà ancora di più al momento dell’approvazione del recente pacchetto “Fit for 55”, che, a distanza di soli 3 anni, rilancia gli obiettivi del Clean Energy Package e che è attualmente in esame presso quattro commissioni del Parlamento Europeo. Quando approvato, il nuovo pacchetto porterà alla revisione delle direttive (quantomeno di quella sulle rinnovabili) e, di conseguenza, a un nuovo percorso di recepimento anche a livello nazionale.
Per raggiungere questi target sfidanti sarà necessario un notevole incremento della quota di installazioni FER annue con un forte contributo che dovrà provenire anche dai modelli energetici che si basano sulla condivisione dell’energia, quali le energy community (le cosiddette REC) e l’autoconsumo collettivo…
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18 giugno 2021
Il 1° giugno 2021 è entrato in vigore il nuovo DM che regola il meccanismo di incentivazione dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE), o Certificati Bianchi. Il testo è stato approvato negli scorsi giorni dopo essere stato diffuso in forma di bozza nel corso degli ultimi mesi, con la versione finale che tuttavia non si discosta eccessivamente dalla bozza filtrata dal MiTE nelle settimane passate.
In termini generali, la sensazione che lascia il nuovo Decreto è quella di un ridimensionamento del meccanismo. Gli elementi che infatti saltano maggiormente all’occhio sono la consistente riduzione della domanda (ossia degli obiettivi dei soggetti ad obbligo) e la parallela introduzione di un meccanismo di incentivazione alternativo (le aste), ancorchè in forma “sperimentale” e in termini piuttosto vaghi.
Partendo dal nuovo livello di domanda, il DM introduce i nuovi target per il quadriennio 2021-2024, spostandoli su valori decisamente inferiori rispetto a quelli del quadriennio precedente (2017-2020). Rispetto ai 24,2 mln TEE originariamente previsti per il periodo 2017-2020 (rivisti a 19,9 con il ribasso per l’anno 2020 previsto dal DM), il nuovo DM assegna infatti solo 7,45 mln TEE per il quadriennio 2021-2024 (riduzione del 69% rispetto ai vecchi obiettivi) – inoltre viene ridotta fortemente anche la domanda per l’anno d’obbligo 2020, anche per tenere conto degli effetti della pandemia e della riduzione del periodo d’obbligo. Da un lato tale riduzione sembra rispondere al basso livello di offerta di TEE registrato negli ultimi anni nel meccanismo, cercando una sorta di ribilanciamento del mercato.
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24 marzo 2021
Lo scorso 12 febbraio, al momento della lettura della lista dei Ministri del nuovo Governo Draghi, un intero settore è balzato dalla sedia: il moto di stupore è derivato non tanto dai nomi letti dal Presidente, quanto invece dalla frase “Ministro dell’Ambiente, che assumerà la denominazione di Ministro per la Transizione Ecologica, assorbendo le competenze in materia energetica allo stato attribuite ad altri Ministeri e che presidierà il costituendo Comitato Interministeriale per il coordinamento delle attività concernenti la transizione ecologica: prof. Roberto Cingolani”.
La notizia, per il vero, arrivava inaspettata solo per chi non avesse seguito i resoconti delle giornate di consultazione – le parti sociali (e in particolare le associazioni ambientaliste) avevano già anticipato l’introduzione del nuovo Ministero: ciò non toglie che, in circa 30 secondi, si sia così cantato il de profundis dell’attuale governance del sistema energetico italiano, imperniata da oltre un secolo su Via Veneto (sede del Ministero dello Sviluppo Economico).
Come noto, infatti, gran parte delle responsabilità strategiche e operative connesse al settore dell’energia – riferibili agli idrocarburi come alle rinnovabili, alla generazione di energia come alla vendita, agli energivori come all’efficienza energetica – erano in capo al Ministero dello Sviluppo Economico, il dicastero al centro di ogni interlocuzione istituzionale per tutti i player di settore, con gli altri Ministeri, quali l’Ambiente, le Politiche Agricole e Forestali, i Trasporti, il MIBACT), che venivano chiamati in causa su specifici aspetti relativi a specifici provvedimenti (come nel caso delle biomasse per le Politiche Agricole e Forestali)…
Che il 2020 sia stato un anno particolare anche per il mondo dell’energia è evidente a tutti: la situazione emergenziale, divenuta ormai strutturale, introdotta dalla pandemia ha ridotto i consumi elettriciabbassando i prezzi dell’energia (per la prima volta dal 2013 il PUN ha toccato il floor di 0 €/MWh). Se questo da una parte ha ridotto la spesa per i consumatori, dall’altra ha creato qualche mal di testa ai produttori rinnovabili, a causa dell’aumento della cannibalizzazione dei prezzi, e ai termoelettrici che hanno visto il clean spark spread entrare in terreno negativo.
Tuttavia, nonostante i timori di una crisi prolungata, benché il prezzo medio dell’anno 2020 abbia raggiunto il minimo storico, nel secondo semestre il mercato si è attestato a valori non distanti allo stesso periodo dell’anno precedente con una riduzione di 4 €/MWh, in linea con la contrazione della domanda (-3% vs secondo semestre 2019). Infatti, dopo il lockdown primaverile, caratterizzato da una vera e propria serrata di molti siti produttivi, domanda e prezzi elettrici hanno imboccato un trend crescente, invertito solo ad ottobre ma subito recuperato a partire da novembre, che ha portato la richiesta di energia elettrica di dicembre 2020 a superare il valore registrato nel 2019, evento simbolicamente rilevante considerando il contesto in cui si inserisce. Il dato che vede la domanda elettrica del 2020 in contrazione del 5,3% anno su anno non deve quindi trarre in inganno sull’effettivo stato di salute del mercato elettrico: la riduzione è dovuta principalmente ai mesi delle restrizioni più severe per combattere la pandemia, mentre la restante parte dell’anno ha soddisfatto le attese portando i consumi a 302 TWh, lo stesso valore previsto prima dell’estate da Elemens.
Il nuovo anno: commodities, domanda e soprattutto import
Non sorprende, quindi, che il 2021 sia iniziato con i prezzi elettrici in risalita rispetto ai mesi precedenti, ma a fronte della fiammata registrata nei primi venti giorni di gennaio (che vede il PUN crescere del 17% rispetto a dicembre 2020) e dello stato di incertezza che caratterizza i mercati energetici in questo periodo è lecito chiedersi, e cercare di capire, se questo aumento sia dovuto a una fisiologica risposta alla variazione dei classici driver di prezzo o se possa essere ricondotto a un cambiamento strutturale dei fondamentali tale da riflettersi sulle aspettative degli operatori di mercato. A tal proposito, nonostante l’approssimazione che caratterizza questo esercizio poiché concentrato su un periodo di tempo estremamente ridotto, può essere interessante confrontare il PUN delle prime tre settimane di gennaio del 2021 con lo stesso periodo dell’anno precedente valutando l’impatto dei singoli fattori sul prezzo.
Dall’analisi emerge come i tre fattori che solitamente influiscono in maggior misura sui prezzi di mercato – rinnovabili, domanda e costo delle commodities – in questo caso pesino solo per la metà dell’aumento su base tendenziale. Difatti se le rinnovabili – spinte soprattutto dall’eolico che, con una crescita superiore al 30%, bilancia le variazioni di PV e idroelettrico – smussano leggermente i prezzi, la domanda in lieve rialzo e i costi delle commodities in forte aumento (con il prezzo gas che registra un aumento maggiore del 50% rispetto a gennaio 2020) contribuiscono a una crescita significativa del PUN. La spinta decisiva al PUN al superamento dei 60 €/MWh è stata tuttavia data dall’import: gli scambi di energia sulla frontiera Nord con le nazioni continentali si sono ridotti circa del 40% andando ad aumentare la quantità di energia prodotta sul territorio nazionale con l’ovvia conseguenza, come suggerito dalla struttura del costo di generazione termoelettrica, di un innalzamento del Prezzo unico nazionale trascinato anche da una possibile riduzione della pressione competitiva sul parco di generazione. Il crollo dell’import è dovuto principalmente all’innalzamento del costo dell’energia a livello europeo che ha causato la riduzione del differenziale di prezzo tra PUN e zone continentali confinanti (-66% anno su anno) ed ha, a cascata, impattato anche gli scambi con l’Italia. La tendenza bullish che ha caratterizzato i prezzi spot ha diverse cause nei singoli paesi, ma verosimilmente i principali fattori di questo andamento sono da cercare, ancora una volta, nell’aumento del costo delle commodities e della domanda elettrica, quest’ultima alimentata dalle basse temperature (in Spagna i prezzi sono cresciuti fino superare in media i 70 €/MWh, una soglia raggiunta solo da due mesi negli ultimi 5 anni).
Cause delle principali variazioni tendenziali del PUN (elaborazioni Elemens)
Fonte: Elemens
Un mutamento delle aspettative?
Per capire se la fiammata sta producendo effetti strutturali, è utile anche volgere lo sguardo ai futures, valori che più riflettono gli umori degli operatori. L’aumento del PUN, sicuramente unito ad un cauto ottimismo sulla possibilità di contenere la pandemia grazie alla diffusione dei primi vaccini, ha contribuito a rialzare i valori delle quotazioni a termine: è significativo a tal proposito l’esempio dato dal prodotto mensile per il mese di febbraio 2021 che si è apprezzato di circa 10 €/MWh nel solo mese di dicembre, per poi continuare a salire anche nel corso di gennaio. Questo andamento è seguito quasi pedissequamente anche da altri prodotti, come ad esempio il baseload 2022 che crescendo gradualmente ha già recuperato 4 €/MWh nell’ultimo mese. Tuttavia, tale andamento dei mercati, pur collocandosi in un contesto rialzista abbastanza stabile potrebbe essere ancora soggetto ad una significativa volatilità, perfettamente comprensibile vista l’incertezza del periodo che potrebbe aumentare l’instabilità dei mercati.
Per sapere cosa ci riserveranno i prossimi mesi, soprattutto sul mercato a termine, sarà necessario tenere d’occhio le previsioni sull’evoluzione nel breve periodo della domanda elettrica – che risultano significativamente variabili e soggette a repentini cambiamenti legati all’evoluzione della pandemia – e del mercato del gas, recentemente soggetto a forte volatilità congiunturale. Nel mentre, gli operatori rinnovabili potranno sfruttare questa finestra rialzista per provare ad ottenere condizioni leggermente più convenienti nella stipula dei contratti di lungo periodo.
Quasi il 70% degli incentivi disponibili per le rinnovabili non è stato assegnato: questa è la “notizia” – divenuta anche “dato politico” – connessa alla pubblicazione degli esiti del terzo round di procedure del Gse avvenuta lo scorso giovedì.
Già a giugno, alla pubblicazione degli esiti del secondo round – seppur in modo meno evidente le procedure furono sotto-partecipate – scrivemmo che un simile epilogo sarebbe stato quantomeno plausibile: una facile profezia, legata alla sempre più evidente scarsità di progetti “ready to build” sul mercato.
Eppure, per quanto attesa, l’entità della sotto-partecipazione non può non colpire: guardando alla sola asta dell’eolico e del FV non agricolo, appena 313 MW su 775 MW disponibili sono stati assegnati – il peggior risultato di sempre, con un tasso di non assegnazione pari al 59%, da quando le procedure competitive sono state introdotte nel 2013 in Italia. Bassissimo in particolare il contributo dell’eolico (poco più di 200 MW), con il FV industriale che – con oltre 100 MW – mostra un dinamismo che è facilmente riconducibile al minor tempo di ottenimento delle autorizzazioni: elementi questi che – si voglia per le percezioni del mercato (rafforzate dall’esito della scorsa asta), si voglia per la minor qualità di alcuni dei progetti presentati – hanno portato a ribassi medi molto contenuti.
Anche i registri per le piccole taglie, storicamente soggetti a forte competizione, sono stati sotto-partecipati, almeno nel caso di eolico e PV: solo i registri dell’idroelettrico hanno mostrato segni di vitalità, soprattutto però grazie al ridottissimo contingente di incentivazione (10 MW).
Due sono gli approcci possibili per commentare la vicenda e trarne le relative conclusioni.
Ci si può concentrare sulla sovrabbondanza della disponibilità di incentivi, sostenendo la tesi di un Governo che – se più attento nell’analisi dei fondamentali (i progetti autorizzati, su cui le informazioni sono però difficili da reperire e estremamente frammentarie, e dove il dato di Terna sulle richiesta di STMG nulla dice dell’attuale stato del mercato) – avrebbe dovuto ridurre i contingenti di incentivazione, a tutto beneficio dei consumatori sia in termini di volumi supportati sia di tariffe emergenti dalle procedure. E su questa base sostenere che si rende necessaria una revisione del meccanismo, ignorando forse che apportare modifiche in corsa al meccanismo è sempre complesso (per quanto non impossibile se si ragiona su un’estensione della partecipazione, come dimostra la soluzione trovata per l’ammissione in asta del repowering: nel corso dell’assemblea di Elettricità Futura, sia l’associazione sia Terna hanno indicato l’apertura delle aste al FV come una delle strade da percorrere) ed espone al rischio contenziosi, andando a incidere su aspetti quali la tutela del legittimo affidamento su cui il settore è sensibilissimo.
Oppure si può argomentare che non è l’offerta di incentivi ad essere eccessiva, ma la domanda (appunto, i progetti autorizzati) ad essere spaventosamente sottodimensionata, specialmente per un paese che si è posto l’obiettivo – nei prossimi 10 anni – di raddoppiare la produzione eolica e triplicare quella fotovoltaica.
Del resto, la carenza di progetti non è certamente riconducibile ad assenza di volontà da parte degli operatori: a partire dal 2018 lo sviluppo è arrivato a livelli mai registrati in precedenza, con quasi 1 GW di nuove istanze di autorizzazione presentate ogni mese (dati Elemens). Di processi giunti a termine, invece, se ne sono visti pochissimi: negli ultimi 12 mesi, sono stati autorizzati 179 MW di Wind e 703 MW di FV (dati Elemens), dato che – se letto assieme alle durate medie dei procedimenti (357 giorni per il PV, 1.558 giorni per l’eolico) – rende chiaro che la questione autorizzativa è drammatica soprattutto per l’eolico. Al riguardo, persino molti progetti eolici già autorizzati sono spesso non “eleggibili”: avendo iniziato il percorso autorizzativo molti anni fa, quando le attuali tecnologie non erano ancora disponibili, sono adesso alle prese con processi di varianti e proroghe rivelatisi farraginosi quasi tanto quanto l’ottenimento di nuove autorizzazioni – elemento, almeno quest’ultimo, su cui ci si augura che il Decreto Semplificazioni possa produrre qualche effetto.
Tra la tesi di un meccanismo mal pensato e quella di un enorme problema sistemico connesso all’autorizzazione delle infrastrutture – ci si perdoni l’assenza di originalità – ci convince più la seconda.
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6 Luglio 2020
Quando si parla di efficienza energetica il pensiero va subito agli interventi di sostituzione degli impianti di riscaldamento – tipicamente vecchie caldaie a gas o addirittura a gasolio – con nuove soluzioni tecnologiche, una su tutte le pompe di calore (magari accoppiate a impianti fotovoltaici, utili per coprire parte del fabbisogno elettrico incrementale). Tali azioni presuppongono, nella maggior parte dei casi, l’utilizzo di vettori energetici più puliti e contribuiscono dunque alla riduzione delle emissioni di CO2 ed altri inquinanti in atmosfera, ma difficilmente da sole comportano una sostanziale diminuzione dei consumi energetici. Uno degli elementi fondanti dell’efficienza energetica – come si deduce dalla stessa denominazione – risiede nella riduzione dei consumi, che si può tradurre nell’ottimizzazione della gestione dell’energia (comparto industriale) e nel miglioramento della prestazione energetica degli edifici (ambito residenziale). Quest’ultima voce consiste in una pluralità di interventi, che comprendono l’involucro della struttura, i serramenti, i materiali di costruzione e, infine, gli impianti utilizzati per il riscaldamento/raffrescamento; è in questo settore, in particolare, che si possono ottenere buoni risultati in termini di riduzione dei consumi energetici, fondamentali nella roadmap di decarbonizzazione del nostro Paese.
Se sul lato dello sviluppo di impianti a fonti rinnovabili siamo tra i primi in Europa, dal punto di vista delle prestazioni energetiche degli edifici l’Italia è ancora molto indietro: il 74% degli edifici residenziali è stato infatti costruito prima del 1980 (quando non esistevano prescrizioni particolarmente attente all’efficienza energetica per la realizzazione di nuove costruzioni) mentre, secondo l’ISTAT, il 17% ha uno stato di conservazione mediocre o addirittura pessimo. Questi numeri parlano da soli e mostrano un parco edilizio datato e realizzato con tecniche di costruzione ormai ampiamente superate, con conseguenze negative sulle performance energetiche. Con l’introduzione delle detrazioni fiscali – principale volano degli interventi di ristrutturazione e riqualificazione energetica degli edifici si è cercato di fornire un primo impulso alla riqualificazione degli immobili, ottenendo risultati non trascurabili: nel periodo 2014-2018 si sono infatti conseguiti risparmi energetici dell’ordine dei 1,567 Mtep (casabonus + ecobonus); tuttavia, è necessario fare molto più, soprattutto se si vogliono rispettare le sfidanti traiettorie sulla riduzione dei consumi previste dal piano clima energia.
Come spesso accade quando si parla di energia, un netto impulso è arrivato a livello europeo: il 10 giugno l’esecutivo ha infatti varato il Dlgs n° 40, che recepisce la Direttiva Europea del 2018 sulla prestazione energetica degli edifici. La ratio della norma è quella di favorire il miglioramento delle performance energetiche negli edifici di nuova costruzione o in caso di ristrutturazione di quelli esistenti: rispetto a quanto già previsto dal D.lgs 192 del 2015 (che recepiva le versioni precedenti della direttiva), sono state introdotte nuove prescrizioni da rispettare nella realizzazione di nuovi edifici e nelle ristrutturazioni.
Una visione chiara su dove rischia di arenarsi il percorso di decarbonizzazione: questo è quanto emerge dai risultati delle procedure del DM – e in particolare delle aste – pubblicate nel cuore della notte dal Gse (QE 29/1).
La prima evidenza di segnali di scarsità è infatti il dato che, ai nostri occhi, colpisce maggiormente scorrendo gli esiti della procedura principale, ossia l’asta con cui sono stati assegnati 500 MW di incentivi all’eolico e al fotovoltaico in area non agricola.
Dopo il digiuno di tre anni – l’ultima, affollatissima, asta risaliva al 2016 – sembrava lecito attendersi una procedura popolata e competitiva. Invece, la capacità iscritta è stata di appena 595 MW: in altri termini solo 3 dei progetti iscritti (insieme a una quota parte di un quarto) hanno visto le loro offerte non accettate – a questi si aggiungono altri 3 esclusi per vizi di forma o di altra natura.
Come è possibile, si dirà, che in presenza di progetti autorizzati per oltre 2 GW, solo 600 MW abbiano partecipato? La ragione sembra da cercare nel grandissimo numero di progetti alle prese con ottimizzazioni sui propri siti tramite varianti non sostanziali: elemento che non stupisce, dato che i progetti hanno iniziato il loro percorso autorizzativo anche da più di 6-7 anni, prevedendo elementi tecnologici appartenenti ormai a oltre una generazione fa. Fino a qualche anno fa tali operazioni, fondamentali per rendere competitive le iniziative nel nuovo scenario di remunerazione, risultavano sufficientemente agevoli: oggi, le resistenze a livello locale paiono aumentate anche su questo fronte, rendendo i processi più lunghi e complessi e – di fatto – lasciando fuori dall’asta una grossa fetta di progetti autorizzati.
Colpisce anche il bassissimo livello di partecipazione del grande fotovoltaico, con appena 2 iniziative che si sono iscritte alle procedure: conferma questa della scarsità di progetti su area industriale (gli unici ammessi alla procedura), che in almeno un caso hanno peraltro preferito curiosamente la strada dei PPA.
Naturale dunque che il basso livello di competizione si sia riflesso sul livello delle offerte che, seppur molto vario (ballano quasi 20 €/MWh tra l’offerta più bassa e quella più alta), vede impianti che hanno offerto ribassi contenuti entrare tranquillamente nel contingente delle iniziative incentivate. Probabilmente non l’esito che auspicava il Governo, che può comunque vantare un livello di remunerazione medio della procedura di 57 €/MWh, il più basso mai raggiunto nella storia delle rinnovabili italiane.
Differente, invece, il quadro sui registri, caratterizzato da livelli di partecipazione doppi (idroelettrico) o tripli (eolico + PV) rispetto ai contingenti disponibili – quasi del tutto vuoto il registro riservato al fotovoltaico in sostituzione di amianto, una delle poche novità pentastellate rispetto alla bozza di decreto calendiana.
Dai registri traiamo almeno altri due spunti, ossia la nuova (e ultima?) fiammata del mini-eolico, con oltre 200 progetti che si sono presentati sperando nell’accesso alle tariffe del 2016 (garantito a chi entra in esercizio entro agosto) ma che nella quasi totalità hanno avuto esito negativo e l’en plein del fotovoltaico, che accede agli incentivi con tutti i progetti presentati.
Dagli esiti delle prime procedure è già possibile trarre qualche considerazione generale. Qualche mese fa scrivemmo di un possibile processo di “germanizzazione” delle aste italiane, facendo cenno alle procedure tedesche in cui, in più di un’occasione, il livello di partecipazione è stato inferiore rispetto agli incentivi disponibili. Orbene, al netto dei registri, questo processo sembra subire un’accelerazione inattesa, iniziando a rivelare i prodromi già dalla prima sessione d’asta. Ovviamente non è automatico che la bassa partecipazione si ripeta nelle prossime procedure e, ad esempio, già a partire dalla prossima (il cui avvio è previsto domani): molto dipenderà, come detto, dalla velocità con cui i progetti otterranno le loro varianti, ancor prima che dal rilascio di nuove autorizzazioni, ormai al palo in molte Regioni (meno di 150 MW autorizzati lo scorso anno).
Tuttavia, guardando all’intero programma biennale, sembra difficile non immaginare, prima o dopo, un esito “alla tedesca”: circostanza questa paradossale, tenuto conto che il programma di aste rappresenta solo un piccolo tassello verso gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 (che molti ritengono peraltro insufficienti). La mancata saturazione dei contingenti lancerebbe dunque un messaggio inequivocabile e, per una volta, perfettamente tangibile: il grande ostacolo sul percorso della decarbonizzazione è il tema autorizzativo, con il nodo gordiano della gestione del consenso sui progetti e sulle infrastrutture.
This is a translation of an article by Andrea Marchisio, Salvatore Alessandro Casa and Emanuele Zanardelli, published on June 9th, 2020 on RiEnergia.
The fall of electricity demand following the Italian lockdown set the path for a domino effect that affected all the electricity system: rise of renewables penetration, drop on prices, increase of Ancillary services’ demand (not just from conventional systems). As a matter of fact, it is an insight on many elements that would shape a decarbonized system.
Focusing on some indexes allows to understand the extent of the stress generated to the system, and -despite the uncertainties – starting to develop expectations on short term evolutions, driven by national economics’ possible responses to this unprecedented crisis.
The hammer on demand and the raise of renewables
Let’s go back to March 4th, 2020 – when the first measures followed by permanent lockdown a week later were started. Since that moment, the load’s trajectory has been deviated, marking an englarging furrow with respect to how things would have been in absence of the Coronavirus pandemic: Elemens estimates slightly more than 10 TWh of non-withdrawn energy due to the lockdown for the entire March-April-May trimester, almost a 15% reduction (whilst for the same semester of 2019 we see -12% yoy variation). [Chart 1]
As the denominator decreases, the renewables at the numerator were able to reach a penetration slightly above 45%, mainly thanks to the PV and hydroelectric contribution (respectively +13% and +16% compared to 2019).
Chart 1 – Actual and “what if” estimated demand of electricity [Elaborations by Elemens]
Prices fall, gas amid ballasts
The larger role of renewables, however, is not linked to dispatching priority, but to the RES ability to bid at zero marginal price, which shrinks the residual demand, decreasing the available market space for conventional price makers by 20% compared to 2019.
In the first three months of the pandemic in Italy, the average PUN was halved compared to the average price of the same timeline the year before, also due to repeated lows (131 hours of price lower than 10 €/MWh vs 4 hours in 2019), hitting for five times the 0 €/MWh floor at national level.
However, the smaller market space was not the only ballast to prices which suffered the simultaneous fall of gas costs: according to Elemens estimates, the reduction of average prices has been caused by 48% due to the residual demand effect and by 33% due to the price at PSV [Chart 2].
Chart 2 – Drivers of PUN, March/April/May PUN (2020 vs 2019) [Elaborations by Elemens]
Chasing system security (with a special guest)
The Day-Ahead Market (MGP) and the Ancillary Services Market (MSD) are two communicating vessels: the more the space that renewables gain on the first, the more the TSO’s need of exploiting the latter.
This correlation has been confirmed during the lockdown: the required volumes for TSO on MSD increased by 36%, especially on ex-ante MSD – the market session in which Terna restores non-available reserve margins after the MGP sessions – which increased by 62%.
The system absorbed the blow, proving itself adequate – especially in terms of flexibility. However, we should mention the key help from renewables, and wind power in particular, whose production looks like it was limited by dispatching orders in critical circumstances for the system (Chart 3 shows such an effect in some significant days).
Chart 3 – Forecasted vs actual aggregated national wind production [Elaborations by Elemens]
What is going to happen?
The peculiarity of this crisis was the asymmetric effect on different sectors: some economic branches were as a matter of fact more harshly hit by the lockdown (like restaurants, bars and hotels), whilst others (IT and communications) actually experienced an increase in business.
Elemens performed a quantitative assessment of the COVID-19 effects on electric consumptions for single sectors, studying the historic evolution of the Added Value and evaluating the elasticity of the electric demand for each economic branch, aimed at finding out which sectors were more responsible for the decrease of consumptions (Chart 4).
Chart 4 – Lockdown impact, share on consumptions and electric demand elasticity per economic sector [Elaborations by Elemens]
Starting from this fine-tuning, we quantified the evolution of the electric demand starting from the economic outlook of the European Commission, which forecasts a decrease on Italian GDP of 9,5% in 2020 and a rebound of 6,5% in 2021.
Under these assumptions, electricity consumptions would decrease to 302 TWh in 2020, then reaching 309 TWh in 2021. This figure goes amid the demand scenarios estimated by Elemens, that – in absence of new strict social distancing measures – foresees a 2021 demand between 311 and 304 TWh, depending on the depth of the economic crisis. Assuming otherwise that new lockdowns are coming, the electricicy demand in 2021 could even fall to 278 TWh.
In this framework, the magnitude of economic support policies brought at both national and – especially – European level, together with the capability in translating them into effective interventions on the Italian economic and industrial tissue, will play a key role in containing the crisis and re-boosting Italy’s economy.
Towards antifragility
Despite the dramatic uncertainty of the Italian economic situation, the resilience showed by the electric system in the last months doesn’t suggest a simple feeling of “narrow escape”. Indeed the current crisis could push the system towards an anti-fragile evolution – capable of enhancing itself by the stressors that may occur down the long way to decarbonization – which could find a key ally in storages, assets able to increase the systems’ flexibility and at the same time decrease overgeneration risks.
Il crollo della domanda elettrica connesso al lockdown italiano ha innescato un effetto domino che si è trasferito lungo il sistema: aumento della penetrazione delle rinnovabili, depressione dei prezzi, incremento dell’approvvigionamento di servizi di dispacciamento (non solo dagli impianti convenzionali). Di fatto, un’anticipazione di molti degli elementi che caratterizzano un sistema decarbonizzato. Osservare nel dettaglio alcuni indici consente di cogliere la portata dello stress indotto al sistema e, pur nell’incertezza, di iniziare a formulare aspettative sull’evoluzione di breve periodo – guidate dalle possibili risposte dell’economia nazionale di fronte a questa straordinaria crisi.
Domanda e rinnovabili
Riavvolgiamo il nastro al 4 marzo 2020 – data dei primi provvedimenti restrittivi che hanno anticipato di una settimana il completo lockdown. Da quel momento la traiettoria del carico è stata deviata, tracciando un solco sempre più ampio rispetto a quanto sarebbe accaduto in assenza di Coronavirus: Elemens stima che, nell’intero trimestre marzo-aprile-maggio, poco più di 10 TWh di energia non siano stati prelevati a causa del lockdown, pari a circa una riduzione del 15% (mentre, rispetto allo stesso periodo del 2019, la variazione risulta pari a -12% yoy). Rimpicciolendosi il denominatore, le rinnovabili al numeratore sono state in grado di raggiungere una penetrazione poco superiore al 45%, grazie soprattutto al contributo di fotovoltaico (+13% vs 2019) e idroelettrico (+16% vs 2019).
Domanda di energia elettrica effettiva e prevista
Fonte: Elaborazioni Elemens
Effetti di mercato
L’accresciuto ruolo delle rinnovabili non è tuttavia da attribuire alla priorità di dispacciamento: è la loro peculiarità di poter offrire a prezzo marginale nullo a restringere la domanda residua, riducendo del 20% rispetto al 2019 lo spazio di mercato disponibile per i price maker convenzionali. Nei primi tre mesi dell’emergenza sanitaria il PUN medio si è dimezzato rispetto al prezzo medio dello stesso calendario dell’anno precedente, anche per effetto di ripetuti minimi (131 ore di prezzo inferiore a 10 €/MWh vs 4 ore nel 2019), raggiungendo 5 volte il floor di 0 €/MWh a livello nazionale. Il minor spazio di mercato non è stato tuttavia la sola zavorra ai prezzi che hanno subìto la contemporanea caduta verticale delle quotazioni del gas: Elemens quantifica un contributo alla riduzione dei prezzi medi pari al 48% per effetto della domanda residua e pari al 33% a causa del prezzo al PSV.
Le cause della variazione del PUN marzo-aprile-maggio (2020 vs 2019)
Fonte: Elaborazioni Elemens
Effetti di sistema
I Mercati del Giorno Prima e dei Servizi di Dispacciamento sono due vasi comunicanti: maggiore è lo spazio che le rinnovabili si guadagnano sul primo, maggiore è per Terna la necessità di ricorrere al secondo. Questa correlazione è stata confermata nel periodo di lockdown: i volumi richiesti dal TSO su MSD sono aumentati del 36%, soprattutto su MSD ex-ante – la sessione di mercato dove Terna ricostruisce i margini di riserva non disponibili dopo le sessioni di MGP – che ha registrato una crescita del 62%.
Il sistema ha quindi retto l’urto, dimostrandosi adeguato – soprattutto in termini di flessibilità. Tuttavia, occorre menzionare il contributo decisivo fornito dalle stesse rinnovabili, e dall’eolico in particolare, la cui produzione sembra essere stata limitata da ordini di dispacciamento nelle circostanze più critiche per il sistema (il grafico seguente evidenzia tale effetto nei giorni più significativi). Un anno fa chiudevamo un nostro articolo con la frase “l’abilitazione delle rinnovabili è una necessità e non un lusso” pensando al sistema elettrico decarbonizzato del 2030, concetto che, alla luce di questi eventi, sembra più attuale di quanto credessimo.
Previsione vs produzione eolica aggregata nazionale
Fonte: Elaborazioni Elemens
Cosa accadrà?
La peculiarità di questa crisi è stato l’effetto asimmetrico sui diversi settori: alcune branche economiche infatti – si pensi alla ristorazione, ai bar ed alle strutture ricettive – sono state colpite più duramente dalle misure di contenimento della pandemia, mentre altre – IT e comunicazioni – hanno visto addirittura un incremento del loro giro d’affari.
Elemens ha condotto una valutazione quantitativa degli effetti del COVID-19 sui consumi elettrici dei singoli settori, studiando l’evoluzione storica del Valore Aggiunto e valutando il grado di elasticità della domanda elettrica per ciascuna branca economica, al fine di individuare i settori maggiormente responsabili del calo dei consumi.
Impatto lockdown, prevalenza su consumi e elasticità domanda elettrica per settore economico
Fonte: Elaborazioni Elemens
A partire da questa calibrazione, è stata quantificata l’evoluzione della domanda elettrica sulla base delle previsioni economiche della Commissione Europea sull’evoluzione del PIL italiano, che indicano per l’Italia una contrazione nel 2020 del 9,5% ed un rimbalzo del 6,5% nel 2021.
Sotto tali ipotesi, i consumi elettrici calerebbero a 302 TWh nel 2020, per poi raggiungere 309 TWh nel 2021. Questo dato si inserisce all’interno degli scenari di domanda elaborati da Elemens che, in assenza di ulteriori misure severe di distanziamento, prevedono un fabbisogno al 2021 compreso tra 311 e 304 TWh, in funzione della gravità della crisi economica. Ipotizzando, invece, altri lockdown la domanda elettrica nel 2021 potrebbe addirittura scendere fino a 278 TWh.
In questo quadro, l’efficacia delle politiche di sostegno economico messe in campo sia a livello nazione che, soprattutto, a livello europeo avranno un ruolo chiave: la possibilità di usufruire di parte delle risorse stanziate dalla Commissione Europea a condizioni di accesso agevolate (Next Generation EU e MES in primis) e la capacità di tradurli in interventi reali sul tessuto economico ed industriale del nostro Paese, rappresenta la conditio sine qua non per contenere la crisi e rilanciare la nostra economia.
Pur nella grave incertezza sulla situazione economica in cui l’Italia è immersa, la resilienza dimostrata dal sistema elettrico negli ultimi mesi non suggerisce semplicemente una sensazione di “pericolo scampato”. L’attuale crisi può anzi spingere verso un’evoluzione antifragile del sistema – in grado, cioè, di trarre miglioramento anche dagli eventi di stress che lo possono accompagnare nel lungo percorso verso la decarbonizzazione – che potrebbe trovare un alleato fondamentale negli accumuli, asset in grado di aumentare la flessibilità del sistema e contemporaneamente ridurre rischi di overgeneration.
This is a translation of an article by Tommaso Barbetti, published on May 29th, 2020 on Quotidiano Energia
GSE published the results of last February DM Fer second Auction provided by the so-called RES Decree.
Only those who did not pay attention in the last months were surprised by a fact that, although not unexpected, is still striking: the volume of available support (788 MW) was only partially assigned (587 MW), due to the low level of participation by the operators – registers (small plants) on the other hand were competitive, except for the asbestos PV procedure whose support volume was, once again, disproportionate compared with the dimension of the market.
The most sensational case, of course, if only because of the volumes at stake, is the one of the Auction for wind and non-agricultural PV. The subscribed capacity was only 425 MW, with respect to the available 500 MW – the extra 75 MW will be added to the June 2020 Auction, now with a quota of 775 MW: it’s not hard to guess the first feeling about the result to come…
In the past we wrote that such ending appeared inevitable for the auctions program provided by the RES Decree, due to the pathologic rhythm at which authorizations for new projects are released. For what concerns wind, for example, Elemens counts only 300 MW of new permits in the last 24 months. It is true that a new era of development massively started only in 2018 – 6000 MW have been authorized since then: considering the average lenght of permitting for wind (historically, more than 5 years) it is clear that the greater part of projects will see the light only after the end of the RES Decree (November 2021). On the other hand, PV has quicker procedures on average (18 months): however – thanks to the powerful storytelling on market parity, whose relevant results are more on paper than in the field, so far – over 85% of development concentrated on agricultural areas, which are not eligible for the procedures.
In addition, differently from the expectations, the queue of already authorized wind projects could only partially “drag” the movement. Being for the greater part 10ish years old projects, most of them are dealing with prorogations or refreshments aimed at updating layouts and including new generation turbines. Well, the procedures are grueling also in this segment, putting the Regions on the blaming list, once again.
How’s the Government going to react to such an outcome? (We guess) not in a satisfied way: short auctions bring a modest contribution to the Energy Climate Plan and reduce competition among operators (the average reduction for the first auction was 19,1%, 7,7% for the second), with additional costs for the system – it is still worth to point out that the average annual cost for the second auction will be limited, around 20 million euros (the first one cost less than 15).
What now? Our diagnosis (lack of projects) brings the therapy along (speedup of authorizations, even more than simplification): vaste programme which, even if in line with the post-Covid Italian mantra of de-bureaucratization, will hardly give results by the end of 2021, when the Auction programme will end.It is necessary to think of quicker, more effective solutions.
We can think of two: “reallocative” solutions, in which quotas are reallocated over time, giving more breath to the DM Fer, or “extensive” solutions, in which the participation to auctions is open also to project typologies which are not included today, like wind repowering and agricultural PV.
“Reallocative” solutions would have the benefit of giving a longer prospective for operators and adding competition for auctions, reducing costs – on the other hand, the contribution to 2030 targets would be limited.
“Extensive” solutions, instead, beside balancing the mechanism, would offer a perspective of long-term remuneration to projects that lack of it today: an even more present issue during the post Covid-19 crisis. Obviously, this last solution is not problem-free either. Not to mention the changes to necessary adjustments to the competitive procedures (and the resulting issues of “legitimate expectations”) that the different wind and PV economics could necessitate, the alternative of auctions would wrong-foot – even if only temporarily, until 2021 – the PPA and the merchant world.
Recalling that – in our opinion – market solutions must be prioritized (when possible), it is nevertheless clear that the merchant path – already troubled in the beginning – is even harder with Covid-19 crisis. Thinking of an intervention on regulation that avoids a risky and foreseeable stop&go on that side, auctions still look like the more effective solution compared to some bizarre forms of public socializations of PPA risks. Quoting the words of the Energy Regulation Authority (ARERA) in a recent intervention in the Senate: “The possible use of PPA with public counterpart represents a tool with potential and characteristics similar to auctions mechanisms, but less transparent both in relation to selection criteria and cost and consumers’ risks allocation criteria”.
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