Il traguardo italiano per il 2030 è un sistema carbon-free

Su Huffingtonpost

 

Un’Italia capace di marciare senza le fonti fossili. Un’Italia che viaggia a trazione rinnovabile e grazie all’efficienza energetica. Non è una chimera, ma un futuro prossimo possibile e auspicabile. Basta partire con il piede giusto, mettere in campo un piano clima ed energia che porti nel 2030 a un paese Carbon-free.

La roadmap verso questo scenario, peraltro previsto dall’Unione Europea per tutti gli Stati membri, la traccia lo studio di Elemens per Legambiente presentato al X Forum Qualenergia in corso a Roma, tracciando un percorso fattibile per rientrare negli obiettivi degli Accordi di Parigi e contenere la crescita della temperatura del Pianeta entro i 2 gradi centigradi.

Un piano capace di ridurre la CO2 e di creare nuova occupazione. In linea con la Strategia energetica nazionale, ma con target più ambiziosi. Lo studio punta infatti a obiettivi al 2030 coerenti con l’Accordo di Parigi (-55% di emissioni di CO2 invece del 40% della Sen) e a uno sviluppo più spinto delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica sia nel vettore elettrico che in quello termico, raggiungendo così risultati ben più significativi in termini di risparmio di combustibili (49 Mtep/anno al 2030), con un conseguente risparmio di risorse pari a 5,5 Mld di euro all’anno, oltre a un aumento dei posti di lavoro nei settori emergenti dell’energia e dell’innovazione tecnologica pari a 2,7 milioni, tra permanenti e temporanei.

La ricerca dimostra come questi obiettivi siano raggiungibili grazie alla scelta di abbandonare il carbone, prevista dalla SEN al 2025, e di fare delle fonti rinnovabili e dell’efficienza la chiave con cui ripensare i settori dell’edilizia, dei trasporti, dell’industria e dell’agricoltura. In Italia le maggiori potenzialità di sviluppo sono rappresentate soprattutto dal solare e quindi dall’eolico, non solo in termini di nuovi siti produttivi ma anche di revamping dei siti esistenti. Il problema è che per raggiungere il target previsto dalla SEN al 2030 l’eolico dovrà almeno raddoppiare la potenza installata, mentre il solare fotovoltaico è chiamato ad aumentare la potenza di almeno 3 volte rispetto a quella attuale (passando dagli attuali 350MW di installazioni all’anno a 3.000). Numeri che per essere raggiunti necessitano di un deciso cambio di passo della politica.

Nel settore dei trasporti, in particolare nelle città, occorre recuperare il gap nella dotazione di metropolitane e tram, in sistemi efficienti di Tpl, in tutti i servizi innovativi di sharing economy orientati alla mobilità elettrica. Per il trasporto delle merci occorre investire nelle soluzioni a minor impatto ambientale con promozione del bio-metano e del gas liquefatto anche per trasporto pesante e navale. L’infrastruttura dei punti di ricarica è invece l’elemento cruciale per favorire un uso diffuso della mobilità elettrica. Il settore industriale dovrà rappresentare il fulcro della domanda di decarbonizzazione con un equilibrato sviluppo di efficienza negli usi finali e di approvvigionamento soprattutto da fonti rinnovabili, sia da rete pubblica che da sistemi di autoproduzione.

Nel settore civile gli interventi devono coinvolgere in particolare gli edifici esistenti, sia privati che pubblici, con una significativa riduzione dei consumi termici e la promozione dell’autoproduzione e della distribuzione di energia da fonti rinnovabili.

L’Italia ha tutto l’interesse a essere in prima linea nella sfida della sostenibilità, con vantaggio per le imprese e per i cittadini. Grazie alle tecnologie già disponibili possiamo immaginare un futuro senza fossili. Un futuro attraente e possibile fatto di case efficienti che autoproducono l’energia e la scambiano, di una mobilità sempre più elettrica e sostenibile, di un’industria innovativa e un’agricoltura legata al territorio e avanzata nella produzione di biometano.

Legambiente è convinta che la decarbonizzazione non è solo l’unica strada possibile per combattere i cambiamenti climatici, ma è anche una grande opportunità di modernizzazione e sviluppo del paese. Per questo chiediamo al Governo di mettere subito in campo politiche coerenti, a partire dalla Legge di Bilancio, e di lavorare per rimuovere tutti gli ostacoli ancora presenti per consentire a imprese, amministrazioni locali e semplici cittadini di investire nelle rinnovabili e nell’efficienza.

 

Rinnovabili: quanto e come, nei prossimi 10 anni – di T.Barbetti

Per gentile concessione di Rienergia

 

Il futuro è delle rinnovabili? Mai domanda fu più divisiva.

A un ipotetico sondaggio, siamo convinti che una metà degli intervistati – pensando agli incentivi che non ci sono più – risponderebbe che i giorni migliori sono alle spalle, mentre l’altra metà – con riferimento agli accordi sul clima – direbbe convinta che le rinnovabili saranno al centro del modello di sviluppo futuro.

In effetti, dal momento in cui sono finiti gli incentivi generalizzati (momento che possiamo collocare nell’anno 2013) le oscillazioni della lancetta che indica il “sentiment” sulle rinnovabili sono, fortissime anche presso gli addetti ai lavori – segno questo che il settore sta probabilmente vivendo una fase di ripensamento del proprio ruolo.

Negli ultimi mesi, la lancetta del barometro sembra essersi spostata sul sereno: merito, molto probabilmente, della crescente spinta alla decarbonizzazione che si registra nell’arena internazionale, dove il noto “smarcamento” degli USA di Trump sembra aver piuttosto prodotto l’effetto di rinserrare le fila di chi invece dell’accordo si è fatto portatore.

Una crescita senza precedenti?

Tra questi, pur con la consueta cautela, sembra esserci l’Italia: il riferimento va ai contenuti della bozza di Strategia Energetica Nazionale (SEN) che dovrebbe essere approvata a cavallo tra la fine del 2017 e l’inizio del 2018.

Essa, infatti, contiene – tra i tanti elementi – un obiettivo notevolissimo in termini di produzione di rinnovabili: si parla infatti di circa 170 TWh di produzione attesi per il 2030 – uno share sulla domanda tra il 48%e il 50%. Nella testa del Governo, lo sviluppo sarà soprattutto su fotovoltaico ed eolico, che nel 2030 rispettivamente triplicherebbero e raddoppierebbero la produzione attuale, dando vita ad una stagione di sviluppo che farebbe impallidire la passata ondata di investimenti (2000-2013).

Se questo è il “quanto”, sul “come” il Governo si limita ad indicare che almeno in una prima fase (fino al 2020?) si potrà contare ancora su qualche forma di incentivo, mentre in seguito ci penserà il mercato, evidentemente sostenuto – nella view del Governo – da segnali di prezzo sufficienti ad attivare gli investimenti; pochi, invero, anche i riferimenti alla gestione dell’adeguatezza del sistema elettrico con una simile iniezione di rinnovabili.

Elemens, nel suo ultimo rapporto trimestrale (LookOut 17), si è spinta un po’ più in là, individuando 8 modelli di business che guideranno questa impetuosa crescita. Per ovvi motivi di spazio, ci limiteremo a guardarne due macro-modelli: un primo orientato alla generazione distribuita e con una forte interazione con l’auto-consumo; un secondo sul large scale e con un crescente ricorso agli strumenti, anche nuovi, del mercato organizzato.

Il modello diffuso

Si è già detto che nella SEN la parte del leone spetta al fotovoltaico (FV), con una produzione triplicata al 2030. Il FV, pur disponendo di un potenziale di produzione teoricamente quasi illimitato (irradiazione solare), ha un suo limite nell’occupazione di suolo. Al proposito, appare difficile ipotizzare che i circa 30–35 GW che ci si aspetta di realizzare vengano tutti piazzati a terra, occupando una superficie pari a quella dell’intero Chianti. Di questo si trova conferma anche nella stessa SEN, che indica nella tutela dell’uso del suolo (in particolare agricolo) il criterio maestro che dovrà governare lo sviluppo del FV.

Ecco dunque che viene facile ipotizzare che larga parte delle nuove iniziative si collocherà in aree industriali o soprattutto sulle coperture degli edifici, dando vita a modelli di auto-consumo. Tali modelli sono come noto già possibili oggi – tuttavia la regolazione ne limita la realizzabilità ai modelli one-to-one (un produttore, un solo consumatore), tant’è che molti osservatori ne hanno già intonato il de profundis. L’esordio dei modelli one-to-many (collettività energetica di vario tipo), di cui tacciamo le numerosissime conseguenze sul sistema e sul business, è già previsto dalla nuova proposta di direttiva rinnovabili e arriverà in Italia per il 2020: l’auto-consumo (in particolare quello da fotovoltaico) uscirà fuori dalla nicchia di mercato in cui è adesso relegato e potrà rappresentare pertanto uno dei cardini della crescita delle rinnovabili.

Il modello centralizzato

L’idea di sviluppo delle rinnovabili che sembra avere in mente questo Governo tuttavia non si limita affatto alla sola generazione distribuita: sia per il fotovoltaico, sia soprattutto per l’eolico, si prospetta anche una crescita degli impianti di grande taglia – crescita che, almeno fino al 2020, sarà sostenuta con incentivi assegnati tramite aste (in cui il fotovoltaico, dopo un digiuno che dura da 7 anni, potrebbe essere riammesso, partecipando forse alle stesse aste technology neutral in cui ci sarà anche l’eolico). Dal 2020 in poi, si diceva, dominerà il mercato: al proposito il Governo sembra aver chiara l’idea che nessuno (o pochi, come prova il recente impianto FV a Montalto di Castro) farà impianti contando solo sulla speranza che i futuri prezzi energia lo ripagheranno e che, al contrario, in una industry capital intensive come quella energetica (e come in particolare quella delle rinnovabili) sarà necessario un segnale di prezzo di lungo termine per realizzare gli investimenti. Tale segnale andrà trovato nella contrattazione long term (PPA, power purchase agreement) con aziende interessate a loro volta a fissare il prezzo: sembra facile a dirsi, ma in un paese con una scarsa cultura del lungo termine come il nostro, opportunità di questo tipo non sembrano al momento abbondare. Anche per questo il Governo sembra apprezzabilmente voler individuare degli strumenti di stimolo alla loro adozione, per quanto le prime soluzioni individuate (“l’indice PPA”, una sorta di previsione sul prezzo futuro dell’energia i cui confini con l’incentivo sembrano abbastanza sfumati) paiono ancora poco convincenti.

Del resto, se Roma non fu costruita in un giorno, nemmeno 50 GW potranno esserlo.

 

L’eolico in Italia spiegato bene. Quanto è, chi lo fa e perché ha un futuro – di T.Barbetti

Per gentile concessione di Rienergia

Quanto è
L’eolico, nell’anno 2016, ha coperto, con 17,5 TWh di energia prodotta poco meno del 6% del totale dei consumi di energia elettrica italiana, posizionandosi – in una ipotetica classifica tra fonti rinnovabili – al terzo posto dopo l’idroelettrico (14%) e il fotovoltaico (7,3%).
La quasi totalità degli impianti eolici in esercizio è stata realizzata nel nuovo millennio, con una crescita divenuta molto sostenuta (circa 1 GW all’anno) dal 2007 al 2012, quando sono stati installati – grazie al sistema dei Certificati Verdi – circa i due terzi della potenza oggi in esercizio (9,5 GW). La maggior parte degli impianti è di grande taglia (media 20 MW), mentre il mini-eolico è decollato solo dopo il 2012 ma è rimasto una nicchia di mercato.

Dove è
La grande maggioranza degli impianti si trova al Sud, ossia dove si trovano la aree più ventose (tra le quali spiccano Daunia e Fortore, a cavallo tra Puglia e Campania). La Puglia è la Regione che ospita più impianti (quasi 2,5 GW – seguita da Sicilia, Campania, Calabria e Sardegna), per quanto abbia adottato nel corso degli anni politiche sempre più restrittive nell’autorizzazione di nuovi parchi. Di contro la Basilicata è la Regione in cui negli ultimi 5 anni si è concentrata la maggior parte del nuovo sviluppo, proprio grazie all’apertura dell’amministrazione alla realizzazione di nuovi progetti.
Ad oggi nessun progetto è stato realizzato off-shore, ossia al largo della costa: si tratta di un’eccezione quasi unicamente italiana, giustificata dalle Amministrazioni con la tutela dell’unicità del paesaggio costiero italiano.

Di chi è

Il primo operatore nazionale è ERG, che possiede attualmente circa 1,1 GW (poco più dell’11% del mercato), seguito da Enel, e2i (la piattaforma di eolico partecipata da Edison e F2i) e Fri-el. In generale, il settore è appannaggio di grande gruppi (la maggior parte a capitale italiano) specializzati proprio in rinnovabili (come ad esempio Fri-el, e2i, Falck, Alerion, Veronagest, Daunia Wind) o di campioni del settore energia (Enel, E.ON, BKW, EDF, Engie, Alpiq) che hanno diversificato il proprio portafoglio investendo in rinnovabili. Sebbene da tanti anni si parli di consolidamento e finanziarizzazione dell’eolico, ad oggi non se ne scorge alcuna traccia: da un lato infatti, il settore è rimasto estremamente frammentato – l’indice HH, che misura la concentrazione di un settore, è bassissimo (398 su un massimo di 10.000, stima Elemens) ed è addirittura diminuito nel corso degli anni; al contempo è rimasto estremamente ridotto – rispetto a quanto accade sul fotovoltaico – lo spazio per gli operatori finanziari, che possiedono poco più del 6% del totale della potenza italiana.

Un po’ di storia
Dal 2013, il ritmo di crescita storico (circa 1 GW di nuove installazioni all’anno) si è più che dimezzato, principalmente per via dell’adozione di un nuovo sistema di incentivi ad asta, in cui gli operatori competono per aggiudicarsi un quantitativo limitato di incentivi che viene rilasciato esclusivamente a chi richiede le tariffe più basse. Duplice dunque è stato l’effetto: da un lato si è ridotto, proprio per l’introduzione della competizione tra operatori, il valore economico del sostegno (in alcuni casi, di quasi due terzi); dall’altro si è posto un limite agli impianti realizzabili, pari appunto al valore della potenza incentivabile messa ad asta.
Fino ad oggi si sono svolte 4 aste (l’ultima nel dicembre 2016) con cui sono stati assegnati complessivamente poco più di 2 GW (di cui 1 GW già costruito) di incentivi: ad eccezione della prima (dicembre 2012), tutte le gare hanno mostrato un forte sovraffollamento di partecipanti – come si conviene ad un’asta – spingendo le tariffe richieste sempre più giù e portando, nell’asta del 2016, quasi tutti gli operatori iscritti a richiedere la tariffa più bassa ammessa dal sistema (66 euro/MWh, appena 15-20 euro/MWh in più rispetto al prezzo di mercato).
Tenuto conto che appena quattro anni prima un impianto eolico accedeva ad una remunerazione di circa 155 euro/MWh (quasi 2,5 volte la tariffa ottenuta con l’asta 2016) si può dunque affermare che il settore ha sperimentato una spettacolare e velocissima riduzione del costo di produzione dell’energia. Tale fenomeno non è nuovo nel campo delle fonti rinnovabili: il fotovoltaico, ad esempio, ha visto una riduzione delle tariffe (e dunque, almeno in teoria, del proprio costo di produzione) di circa otto volte tra il 2010 ed oggi, dovuta però a circostanze straordinarie (il generosissimo livello di incentivazione passato, l’ingresso sul mercato dei moduli delle aziende cinesi, le velocissime economie di apprendimento, lo straordinario appetito che suscita oggi in operatori finanziari disposti ad investire in impianti FV ad elevatissimo rischio); nel caso dell’eolico si può invece parlare di un concorso di fattori:

– gli impianti costano meno, circa il 20% in meno di 5 anni fa

– le nuove turbine – ancora in larghissima parte occidentali perché i produttori cinesi non hanno sfondato dalle nostre parti – sono enormemente più efficienti rispetto al passato, anche grazie all’adozione di modelli con rotori (ossia pale) dai diametri più ampi (fino a 130 metri, solo 5 anni fa lo standard erano 90 o 100 metri) che hanno incrementato il livello medio di produzione di almeno il 30%. Si consideri che nel 2010 per un parco molto ventoso si assumeva un livello di produzione di 2.000 ore equivalenti all’anno, oggi di 3.000.

– l’accresciuta maturità manageriale del settore: la maggioranza dei progetti è stata oggetto di un fine tuning volto a valorizzare ogni potenzialità di produzione – si pensi che quasi il 70% dei progetti iscritti all’ultima asta è stato oggetto almeno di una variante non sostanziale, ossia di una modifica del layout del progetto volto a renderlo più competitivo);

– la riduzione del costo di gestione e manutenzione, nell’ordine del 30%, anche grazie all’ingresso di nuovi fornitori con formule innovative come lo sharing di alcune componenti tra più operatori;

– la finanza a bassa costo.

Il tutto innescato dall’azione del Governo, abile ad “affamare la bestia” mettendo in competizione tra di loro i produttori, ormai dunque vicini a poter sopravvivere al mercato (ossia all’assenza di incentivi).

Perché l’eolico ha un futuro?

Forse anche per questo la futura e ambiziosissima Strategia Energetica Nazionale, che verrà pubblicata entro l’estate, attribuirebbe un ruolo molto importante all’eolico, che dovrebbe più che raddoppiare il proprio livello di produzione entro il 2030. Stime eLeMeNS indicano che per raggiungere il target generale sulle rinnovabili della SEN potrebbe essere necessario portare la potenza eolica a quasi 19 GW, dai 9 attuali.
Tale incremento avverrà su due linee: la realizzazione di progetti ex novo e il rinnovamento dei parchi eolici esistenti, ossia la sostituzione delle turbine (generalmente molte e di piccola taglia) giunte vicino alla fine della loro vita utile con macchine di nuova generazione (generalmente poche e di grande taglia) che consentiranno un miglior sfruttamento dei siti – trattandosi dei propri siti in cui si è fatto eolico, è plausibile che siano anche i più ventosi.
Il Governo sembra volersi impegnare a sostenere questa crescita, sia con strumenti di incentivazione simili a quelli esistenti (ossia le aste, che si sono rivelate un sistema molto efficace anche dal punto di vista della spesa per il sistema) sia con procedure di autorizzazione semplificate (specie per quel che riguarda il rinnovamento dei parchi). È tuttavia probabile che qualche operatore possa presto sganciarsi dal supporto dello Stato, cercando di vendere la propria energia direttamente ad alcuni consumatori mediante contratti di lungo termine (PPA). In questo caso il consumatore avrebbe sia un interesse industriale (il prezzo che viene negoziato è generalmente fisso e quindi insensibile ad ogni variazione geo-politica o di mercato) che di comunicazione (la comunicazione della propria Corporate Social Responsability è un aspetto sempre più centrale nella politiche della grandi aziende). Un simile modello, piuttosto comune nel Nord Europa dove aziende come Amazon, Apple e Google acquistano così l’energia, non è mai stato sperimentato in Italia fino ad oggi: ma se c’è qualcosa che la storia dell’eolico ci ha già dimostrato, è quanto le cose possano cambiare in fretta.

Mercato dei Servizi di Dispacciamento: i quattro driver più rilevanti degli ultimi anni – di A.Marchisio

Per gentile concessione di Rienergia

 

Nella linea temporale dei mercati elettrici, dopo il Mercato del Giorno Prima e i Mercati Infragiornalieri (MGP e MI, mercati che programmano la produzione e il consumo delle diverse unità in base all’ottimizzazione economica) si svolge il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD, mercato “fisico” che definisce le immissioni e i prelievi effettivi in tempo reale delle unità in base alla sicurezza di sistema).

MSD è per sua natura molto complesso: per garantire la sicurezza di sistema, Terna orchestra senza soluzione di continuità le risorse disponibili attraverso un processo di ottimizzazione che elabora parametri da considerare (incertezza di previsione del fabbisogno, delle fonti rinnovabili non programmabili, dei margini di riserva da costituire, etc), vincoli da rispettare (limiti di transito, indisponibilità di elementi di rete, controllo dei livelli di tensione e delle variazioni di frequenza, generazione incomprimibile, scambi alla frontiera, flessibilità delle unità, etc) ed azioni da attuare (es. accensioni, spegnimenti, modulazioni e ripristino di riserva primaria, secondaria, terziaria, etc).
Gli esiti MSD sono dunque il convergere di una moltitudine di variabili inter-relazionate e riuscire a individuare la “pistola fumante” di ogni evento è un esercizio estremamente difficile. Ciononostante, l’osservazione delle dinamiche degli ultimi anni (a partire dal 2011, anno di pieno effetto della riforma introdotta nel 2010) e delle settimane più recenti suggeriscono almeno quattro fattori di maggior influenza relativa sui servizi di dispacciamento.

1. MSD è più importante
I volumi complessivamente movimentati su MSD (a salire e a scendere su MSD ex ante, fase in cui Terna costituisce la riserva, e sul Mercato di Bilanciamento-MB, fase in cui Terna effettua il bilanciamento in tempo reale) hanno mostrato un trend crescente che li ha portati da 25,8 TWh nel 2011 a 31,9 TWh nel 2016.
Crescente si è rivelato anche il rapporto tra tali volumi e le quantità acquistate su MGP, manifestando un aumento del peso relativo dei servizi di dispacciamento nei confronti del mercato elettrico nel suo complesso.

Confronto tra volumi movimentati in MGP e MSD
(valori annuali)

Se ne ricava pertanto un graduale spostamento del baricentro del mercato verso il tempo reale per effetto di una minore capacità di MGP di produrre esiti eseguibili – vale a dire programmi di produzione e consumo che non si discostano da immissioni e prelievi effettivi nel tempo reale – in ragione dei vincoli di rete e della sicurezza di sistema. Ciò sottintende una riduzione dell’affidabilità di programmazione su MGP, alla cui base non può essere ignorato il ruolo della crescente energia prodotta da fonti rinnovabili non programmabili.

2. Le fonti rinnovabili condizionano il dispacciamento
Per ottenere servizi di dispacciamento, Terna può fare affidamento solo sulle unità abilitate tra le quali, allo stato attuale della regolazione, vi sono gli impianti convenzionali ma non le fonti rinnovabili. Le rinnovabili non programmabili, in particolare, hanno l’intrinseca capacità di spiazzare le fonti convenzionali grazie ad un costo marginale di generazione pressoché nullo che consente loro di porsi alla base della curva di offerta.
Nelle circostanze in cui la domanda è in larga parte servita da eolico e fotovoltaico, Terna si trova a dover governare il dispacciamento con una programmazione di mercato che restituisce spente (perché spiazzate dalla curva di offerta) le unità abilitate a MSD. Di conseguenza, il gestore della rete deve effettuare un’ampia riprogrammazione delle risorse e, per costituire adeguati margini di riserva idonea a rispondere alla volatilità di eolico e fotovoltaico, deve chiamare all’accensione – quindi, far salire – un’elevata capacità abilitata a MSD.
Nel corso degli ultimi anni, la maggior frequenza di tali situazioni è manifestata da un crescente ricorso di servizi “a salire” da parte di Terna in MSD ex ante per approvvigionamento di riserva e risoluzione delle congestioni, che – anche per ragioni di ottimizzazione economica – viene successivamente “aggiustata” da servizi di segno contrario (“a scendere”) nel bilanciamento in tempo reale della fase MB, volta a inseguire costantemente l’equilibrio tra immissioni e prelievi fino all’ultimo istante disponibile.

Risorse approvvigionate a salire/scendere in MSD ex ante e MB
(valori annuali)

3. Esiste potere di mercato
In MSD si manifestano circostanze di scarsità di disponibilità di risorse per risolvere le necessità di Terna, rendendo talune unità abilitate a MSD localizzate in specifici nodi della rete rilevante indispensabili e non sostituibili nella fornitura di servizi di dispacciamento. Tali unità hanno dunque la possibilità di vedere le proprie offerte su MSD sistematicamente accettate, mostrando pertanto di essere in grado di esercitare un forte potere di mercato e, conseguentemente, un’ampia capacità di influenza dei prezzi MSD.
Questo è stato il caso della primavera 2016, nel corso della quale alcune unità abilitate – coscienti della loro indispensabilità su MSD – hanno operato sulla borsa elettrica (MGP e Mercati Infragiornalieri – MI) al fine di risultare programmate spente, per esempio attraverso un processo di riacquisto su MI della propria offerta precedentemente accettata su MGP; per ragioni di sicurezza e di formazione della riserva, Terna ha dovuto comunque accettare le offerte di riaccensione e a salire di queste unità sul mercato MSD ex ante.

Esempio di strategia di unità abilitata che esercita potere di mercato su MSD

Le unità abilitate che hanno attuato le strategie descritte in precedenza hanno avuto la possibilità di vedere accettate offerte di vendita a salire a prezzi estremamente elevati (fino 1.000 €/MWh) e la sistematicità di tali comportamenti ha indotto l’AEEGSI ad intimarne la cessazione1.

4. Gli eventi oltre confine si fanno sentire
La recente crisi del nucleare francese ha avuto ampie ripercussioni anche sul sistema elettrico italiano: nel corso di questo inverno, il nostro paese si è trovato ad esportare elettricità verso la Francia, una situazione anomala considerando la condizione di sistematica importazione da questo paese. Gli impianti convenzionali italiani si sono trovati a servire un livello di domanda raramente riscontrato negli ultimi anni, con significativi effetti non solo su MGP ma anche su MSD.

Terna – affermando che “l’overcapacity è finita” – è arrivata ad attuare misure eccezionali al fine di garantire la sicurezza di sistema: richiesta di rientro in funzione di tre centrali avviate a dismissione, approvvigionamento di risorse aggiuntive di interrompibilità e di risorse di riserva dalla Svizzera.
Il risultato è un incremento del 30% dei volumi complessivamente movimentati su MSD in gennaio 2017 rispetto a gennaio 2016, e del 47% rispetto a gennaio 2015.

Risorse approvvigionate a salire / scendere in MSD ex ante e MB
(valori mensili)

Fonte: Elaborazioni eLeMeNS su dati Terna

Questi eventi confermano ulteriormente l’importanza dell’armonizzazione tra i mercati elettrici europei al fine di potenziare la possibilità di scambi transfrontalieri di riserva e bilanciamento, come previsto dal Network Code on Electricity Balancing europeo in corso di approvazione a cui si dovranno adeguare i vari stati Membri.

In definitiva, l’esposizione dei consumatori
Un termometro sintetico degli effetti economici di MSD è la componente del corrispettivo uplift relativa al saldo tra oneri e proventi di Terna derivanti dall’attività di approvvigionamento delle risorse tramite MSD2 che Terna pubblica in termini di previsione sul trimestre successivo.
Complessivamente, si osserva un incremento generale della componente, per effetto dei maggiori volumi movimentati su MSD in termini assoluti e della loro crescente incidenza nel mercato elettrico.
Ai picchi degli anni 2012, 2013 e 2014 – caratterizzati da una domanda in recessione e dalla crescita delle fonti rinnovabili – si può associare il ruolo di eolico e fotovoltaico che risulta più rilevante nelle stagioni centrali dell’anno. I fattori trainanti del picco del 2016 sono invece state le strategie delle unità abilitate in grado di esercitare potere di mercato. Ad ultimo, i fatti francesi sono i protagonisti dell’ultimo record di costo degli anni più recenti.

Valore trimestrale della componente “risorse MSD” del corrispettivo uplift
e principali driver

Fonte: Elaborazioni eLeMeNS su dati Terna

L’alternarsi della prevalenza dei vari driver caratterizzerà anche in futuro l’andamento dei costi per i consumatori i quali, tuttavia, nel medio-lungo periodo potranno gradualmente trasformarsi da soggetti passivi a protagonisti attivi anche nel dispacciamento. Ma per questo dovremmo attendere l’inclusione in MSD anche dei prosumer, vale a dire i soggetti che sono contemporaneamente produttori-consumatori (si pensi anche ai privati dotati di impianto fotovoltaico): processo che dipenderà sia dal livello di diffusione di tecnologie e soluzioni smart, sia dall’evoluzione regolatoria prossima ventura.