26 Maggio 2020

Lezioni per i regolatori (1a parte): l’impatto del lockdown sui sistemi elettrici di Italia, Spagna, Francia

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Se in Spagna il salto delle FER ha causato un deciso aumento dei costi di dispacciamento, in Italia sembra esser stato assorbito dal sistema elettrico senza problemi, ma solo apparentemente. La prospettiva di ulteriori incrementi esigerà in entrambi i Paesi una sorveglianza molto attenta delle strategie di offerta nei mercati ex ante dei servizi di dispacciamento. E, auspicabilmente, proposte per modificare la regolazione di questi mercati. In Francia, il cui sistema elettrico imperniato sul nucleare è sempre stato (a torto) considerato poco flessibile, le lezioni più importanti per i regolatori vengono dagli effetti che il calo della domanda genera in un mercato in cui la presenza dominante dell’azienda di Stato è imbrigliata da regole.

Il lockdown imposto da COVID-19 nei mesi di marzo e, soprattutto, di aprile ha causato in tutta Europa una brusca contrazione dei consumi di energia elettrica, nell’ordine del 10-20%, che ha portato per riflesso a un incremento della quota di produzione coperta dalle fonti rinnovabili (FER) e a un crollo dei prezzi all’ingrosso. Fin qui niente che non ci si potesse attendere. A guardare con più attenzione la reazione dei sistemi elettrici nazionali all’improvviso shock di domanda si notano altri effetti imputabili alla regolazione dei mercati, delle reti e degli incentivi alle FER, che proverò a raccontare. In questa prima parte descriverò l’impatto sui sistemi elettrici dei tre principali paesi europei del Mediterraneo. Nella seconda parte mi cimenterò con i casi più complessi di Germania e Regno Unito

I sistemi elettrici peninsulari sono sembrati più resilienti

A giudicare dai dati di aprile che ho potuto recuperare dai siti di Terna e Red Eléctrica de España, i sistemi elettrici peninsulari sono sembrati più resilienti. Rispetto a un anno fa il calo della domanda nei due Paesi è stato praticamente identico: in Spagna del 17,5% e in Italia del 17%. Il contributo delle FER ha raggiunto una quota molto simile: rispettivamente 49% e 47%. Per farsi un’idea più precisa dell’incremento, basti sapere che nell’aprile dello scorso anno il contributo delle FER era attestato rispettivamente al 42% e al 36%. Aggiungo, per completezza, che in Spagna nei mesi di novembre e dicembre la quota delle FER aveva già toccato livelli vicini al 50%. Da ultimo, la media mensile dei prezzi dell’energia nei mercati del giorno prima è scesa più o meno dello stesso ammontare: intorno ai 30 euro per MWh.  

Andando a spulciare tra le varie voci di costo ne ho trovata una, in Spagna, che è raddoppiata in termini assoluti. Si tratta dei costi di dispacciamento che ad aprile sono arrivati a rappresentare, in termini relativi, il 20% del prezzo complessivo dell’energia elettrica, mentre solo un anno prima sfioravano a malapena il 5%. L’aumento è dovuto quasi per intero ai servizi di dispacciamento con i quali il gestore della rete risolve vincoli di rete risultanti dai programmi di produzione in esito dal mercato del giorno prima (quello che nella terminologia di Terna si chiama MSD ex ante). Rispetto a un anno prima, in Spagna sono infatti aumentati sensibilmente i volumi (a salire) e soprattutto i prezzi richiesti per le variazioni dei programmi, a salire e a scendere.  

In Italia il salto del 10% delle FER è stato (apparentemente) assorbito dal sistema elettrico senza problemi, mentre in Spagna ha causato un aumento dei costi di dispacciamento, passati dal 5% al 20% del complessivo prezzo dell’energia elettrica

La situazione sul nostro MSD ex ante, per come è descritta dai dati pubblicati nei rapporti mensili di Terna, sembra essere stata più tranquilla. Prezzi stabili e solo un leggero aumento dei volumi, su livelli non molto distanti da quelli già visti nel giugno 2019. E anche nel mercato del bilanciamento i dati forniti da Terna non mostrano cambiamenti significativi. Come se, ed è questa l’informazione importante, un salto di dieci punti percentuali nella copertura assicurata dalle FER fosse stato assorbito dal sistema elettrico italiano senza problemi.

Occorre tuttavia segnalare che in Italia i costi generati dalle azioni decise da Terna nel MSD ex ante fossero già da un pezzo piuttosto alti. È probabile che nel periodo di lockdown l’incidenza relativa del nostro “uplift” sul prezzo complessivo dell’energia, complice la riduzione dei prezzi sul mercato del giorno prima, risulti in linea con il 20% spagnolo. Traendo conforto dalle analisi effettuate da Graf, Quaglia e Wolak in un recentissimo working paper e ricordando le istruttorie di AGCM e ARERA sui prezzi dei servizi di dispacciamento nell’area di Brindisi, la prospettiva  di un incremento importante del contributo delle FER alla copertura della richiesta esigerà, in Spagna e in Italia, una sorveglianza molto attenta delle strategie di offerta nei mercati ex ante dei servizi di dispacciamento. E, auspicabilmente, proposte per modificare la regolazione di questi mercati.

Nous sommes des acrobates permanents

“Nous sommes des acrobates permanents”, con queste parole il responsabile di Resaux de Transport d’Electricité (RTE) ha descritto la gestione del problema delle sovratensioni nella rete francese provocato dalla riduzione del 15-20% della domanda nei mesi di marzo e aprile e dal contestuale incremento della quota assicurata dalle FER, arrivata a più di un terzo della richiesta. Non si tratta di una quota altissima se paragonata a quella registrata in sistemi elettrici vicini, ma siamo in presenza di un sistema elettrico imperniato su un parco nucleare, che è sempre stato considerato poco flessibile. Invece, pur a un regime di produzione basso, esso è stato in grado di assorbire oscillazioni del carico fino a 15-20.000 MW, che sono avvenute in certi giorni di aprile quando si combinavano festività e punte di produzione eolica. Questa flessibilità, forse insospettata, potrebbe però avere un costo in futuro perché ha scombussolato i piani di produzione di EDF e conseguentemente i piani di fermo per la ricarica dell’uranio.  

In Francia le lezioni più importanti per i regolatori vengono però dagli effetti che il calo della domanda genera in un mercato in cui la presenza dominante dell’azienda di Stato è imbrigliata da regole. Questo, ad esempio, sbarra il trasferimento della riduzione dei prezzi sui mercati all’ingrosso alla maggior parte dei clienti finali. Sia a tutti i clienti di EDF con tariffa regolata sia, probabilmente, a tutti quelli che sono riforniti dai trader che avevano acquistato a gennaio 100 TWh prodotti dalle centrali nucleari a un prezzo regolato, che si rivela oggi essere più che doppio rispetto a quello di mercato. In questa nota, si parla di un effetto “ciseau” nel quale si troverebbero intrappolati questi fornitori alternativi. E dei loro vani tentativi di sfuggire alle lame della cesoia. Almeno fino a qualche giorno fa, quando un tribunale di Parigi avrebbe riconosciuto la possibilità di applicare la causa di forza maggiore a uno di questi fornitori. Ovviamente si attende l’appello di EDF contro questa sentenza.

In Francia, un calo dei consumi elettrici del 10% può comportare un incremento delle tariffe del 5%

Si paventano anche contraccolpi sulle tariffe di rete, per consentire ai gestori di recuperare i mancati introiti causati dal calo delle vendite: “une diminution de 10 % de la consommation d’électricité induirait en première approximation une augmentation du tarif de 5 %.”. E si sta creando un disequilibrio preoccupante nel bilancio dello Stato al “compte d’affectation spécial Transition énergétique”, nel quale, da un lato, si assottigliano le entrate derivanti dalla tassazione sui carburanti a causa dei minori consumi, e dall’altro, aumentano le uscite per il maggior differenziale da coprire tra il prezzo di acquisto garantito alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e il prezzo di mercato. Più o meno gli stessi 30 euro MWh di cui abbiamo parlato prima.

La forte interdipendenza dei sistemi elettrici continentali si accompagna a una inevitabile e sempre più marcata interdipendenza dei prezzi con relativa esposizione alle perturbazioni registrate nelle varie borse. In questo caso quella tedesca, che si è dimostrata quella più sensibile agli effetti del lockdown. Tenendo conto che a gennaio era stata avviata una consultazione proprio sulle nuovi condizioni di accesso  all’energia nucleare francese, gli eventi di queste settimane indurrebbero a pensare che anche al regolatore francese convenga acquisire doti di acrobata permanente.


Giovanni Goldoni è professore presso l’Università di Verona e membro del Comitato Scientifico della rivista Energia


Sull’impatto del Coronavirus sui sistemi elettrici leggi anche:
COVID-19 e carico elettrico nazionale /3: paesi europei a confronto, di Ettore Bompard, Carmelo Mosca, Stefano Corgnati, 21 Aprile 2020
L’impatto del COVID-19 sul carico elettrico nazionale/2, di Ettore Bompard, Carmelo Mosca, Salvatore Cellura, Stefano Corgnati, 1 Aprile 2020
L’impatto del COVID-19 sul carico elettrico nazionale, di Ettore Bompard, Stefano Corgnati, Carmelo Mosca, 19 Marzo 2020

Foto: Gary Birnie, Flickr


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