Lezioni per i regolatori (parte seconda): l’impatto del lockdown sul sistema elettrico tedesco

In aprile, le rinnovabili in Germania hanno coperto il 60% della produzione elettrica nazionale con punte dell’80%. Quale impatto sul sistema? Dei prezzi all’ingrosso la reazione più immediata e vistosa, con oscillazioni esattamente inverse rispetto a quelle altrettanto elevate della produzione elettrica rinnovabile. Cambia il saldo “import-export” nonostante le ore con prezzi negativi siano più che raddoppiate in un anno: segno che il mercato tedesco ha perso competitività. Lo schermo di protezione per le rinnovabili dai prezzi negativi comporta un inevitabile aumento degli oneri di sistema, scaricato nelle bollette soprattutto di consumatori domestici e piccole imprese. Un ulteriore fronte da tener monitorato è infine quello delle congestioni di rete. Le ultime considerazioni sono dedicate all’operazione di realpolitik industriale in atto tra Germania e Olanda.

Dopo aver descritto l’impatto sui sistemi elettrici dei tre principali paesi europei del Mediterraneo – Italia, Spagna e Francia – mi cimenterò con i casi più complessi di Germania (seconda parte) e Regno Unito (terza parte).

In aprile i consumi di energia elettrica in Germania sono diminuiti solo dell’8% rispetto allo scorso anno. Le cose sono andate peggio per la generazione, che è calata nel complesso di oltre il 15%. A produrre meno sono state le centrali convenzionali, mentre è aumentata la produzione rinnovabile (+3,6%) e il Paese da tradizionale esportatore di elettricità è diventato importatore netto.

Durante il lockdown, la Germania ha confermato la sua supremazia tra i grandi sistemi elettrici europei nel campo delle FER. Nel primo trimestre la loro quota di mercato ha superato il 50%. Secondo le prime elaborazioni dell’istituto Fraunhofer ISE, il mese scorso avrebbe raggiunto il 60% della produzione nazionale. E nei giorni lavorativi compresi tra il 19 e il 22 aprile le FER avrebbero addirittura soddisfatto l’80,2% della domanda elettrica. Sembrerebbe un escalation inarrestabile. Quale impatto ha avuto sul sistema? 

Nella fascia 8-64,5 GWh l’oscillazione della produzione elettrica da fonte rinnovabile in Germania nel mese di aprile

I prezzi all’ingrosso hanno registrato la reazione più immediata e vistosa al calo della domanda e alle continue variazioni del mix di generazione. In figura si vede l’oscillazione della produzione rinnovabile, che è stata amplissima: tra 64,5 e 8,2 GWh.  A titolo di confronto, il range di oscillazione della generazione complessiva è rimasto tra 78,6 GWh e 27,6 GWh. Ovviamente i massimi e i minimi della produzione totale e rinnovabile non sono coincidenti.

Il ciclo di oscillazione dei prezzi orari nel mercato del giorno prima è inverso rispetto a quello della produzione rinnovabile con estremi che vanno da -83,94 €/MWh a 69,68 €/MWh

L’andamento dei prezzi orari sull’EPEX Spot day-ahead market è mostrato dalla linea azzurra ed è, come ormai siamo abituati ad osservare, esattamente inverso rispetto a quello della produzione rinnovabile. Gli estremi della fluttuazione dei prezzi ad aprile sono stati -83,94 €/MWh e 69,68 €/MWh, per una media mensile di 17,09 €/MW, che è di circa 20 euro più bassa di quella dell’anno scorso.

Il mercato tedesco ha perso competitività nonostante le ore con prezzi negativi siano più che raddoppiate in un anno (da 18 a 40)

La riduzione dei prezzi medi è stata però inferiore a quella registrata nei paesi confinanti, ed è per questo che il segno del saldo “import-export” è cambiato. Nel sito www.smard.de del governo tedesco è possibile estrarre dalla banca dati le curve di prezzo nei mercati del giorno prima in Francia, Germania e Svizzera.  Nel mese di aprile la curva dei prezzi tedeschi si mantiene stabilmente più alta quando ci sono i picchi di prezzo mentre scende più in basso quando i prezzi toccano i minimi. Risultato: nonostante le ore con prezzi negativi siano più che raddoppiate in un anno: da 18 a 40 ore, il mercato tedesco ha perso competitività.

Del resto, i prezzi negativi sono soprattutto un segnale con il quale il mercato invita i generatori a non produrre. Come è noto, e come è confermato dalla figura, nei mercati elettrici che li ammettono i prezzi negativi coincidono quasi sempre con i picchi di produzione rinnovabile. E questo accade perché gli incentivi di cui beneficiano gli impianti rinnovabili hanno uno schermo che li protegge dai prezzi negativi.

Prezzi negativi coincidono quasi sempre con i picchi di produzione rinnovabile che tuttavia beneficiano di uno schermo protettivo di incentivi che viene scaricato nelle bollette, soprattutto di consumatori domestici e piccole imprese: l’aumento degli oneri è già stimato in Germania in un +26% per il 2021

La Germania ha provato ad arginare il problema prevedendo che se le ore consecutive con prezzi di mercato negativi superano le 6 gli impianti rinnovabili più grandi perdono il diritto all’incentivo. Sebbene il numero di ore sia raddoppiato, la perdita dell’incentivo è scattata solo in due occasioni, esattamente come un anno fa.  Di tutto questo, alla fine, resta come in Francia l’inevitabile aumento degli oneri scaricati nelle bollette soprattutto quelle dei consumatori domestici e delle piccole imprese*. Qui si stima già un aumento di oltre il 26% per il 2021.

La Germania fornisce purtroppo informazioni meno accessibili e tempestive rispetto a Italia e Spagna su dispacciamento, bilanciamento e relativi costi. Lo segnala in questi giorni anche un’associazione dei consumatori tedesca. Il 27 maggio il regolatore ha pubblicato un rapporto con dati relativi al periodo 2015-2019, che mostrano come i costi di ridispacciamento si siano dimezzati, a circa 200 milioni nel 2019, con una contestuale riduzione dei volumi coinvolti di quasi il 15%.

Le cose sono andate peggio sul fronte della risoluzione delle congestioni di rete

Le cose sono andate peggio sul fronte della risoluzione delle congestioni di rete, con un incremento del 37% dei volumi e del 48% della spesa (700 milioni nel 2019). Sempre da SMARD ho recuperato gli ultimi dati disponibili sui costi delle “network security measures”, tra cui rientrano le misure di ridispacciamento e risoluzione delle congestioni, che sono lievitati nel primo bimestre di quest’anno da 300 a 400 milioni di euro. Queste cifre sono per altro ancora inferiori agli oneri netti che Terna sostiene per l’approvvigionamento delle risorse di dispacciamento.

Si sta, tuttavia, acutizzando rapidamente il fenomeno delle congestioni, che sono strettamente correlate alla generazione eolica, in particolare quella offshore, attesa in forte sviluppo (ne ho parlato nel numero 3/2018 di Energia). Per questo si sono fatti e si faranno enormi investimenti per potenziare e ammodernare le infrastrutture di rete.

Lo scorso febbraio, ad esempio, i venti impetuosi da Nord hanno costretto i gestori della rete di trasmissione a imporre un fermo alla produzione eolica per un volume di 210 GWh: “The largest amount with 160 GWh was stopped in the TenneT network in the northwest, while network operator 50Hertz in the northeast stopped 50 GWh”.

I gestori di rete TenneT e 50Hertz sono al centro di un’operazione di realpolitik industriale tra Germania e Olanda

Ho voluto citare i due gestori coinvolti perché sono al centro di un’operazione di realpolitik industriale. Lo Stato tedesco è da poco entrato con il 20% nell’azionariato di 50Hertz. Un paio di settimane fa, i ministri competenti di Olanda e Germania hanno firmato una dichiarazione di intenti congiunta che ha ad oggetto TenneT, società di proprietà dello Stato olandese. TenneT gestisce una rete di trasmissione che si estende in Germania ed è fondamentale per lo sviluppo di molti parchi eolici offshore tedeschi.

La dichiarazione prefigura l’entrata dello Stato tedesco nell’azionariato con una quota che sarà proporzionata al finanziamento dell’espansione della rete di TenneT, che prevede investimenti per circa 45 miliardi di euro al 2029. Investimenti che avranno inevitabili ricadute sulle tariffe di rete. Ricordo che il capitale investito netto riconosciuto a Terna all’inizio del periodo tariffario vigente era di 13,8 miliardi di euro.

In questi mesi il regolatore tedesco è alacremente impegnato a sistemare anche il meccanismo di bilanciamento, dopo che l’ultima revisione aveva mostrato qualche crepa profonda.  Rimando al blog Energy BrainBlog per la spiegazione degli inconvenienti che erano emersi negli ultimi anni (The German electricity balancing market in transition – part I e part II).

* è notizia del 3 giugno che il Governo tedesco neutralizzerà l’impatto in bolletta con 11 miliardi di euro in due anni. Si tenga conto che “The total amount of the annual EEG surcharge was EUR 25.6 billion in 2018” (IEA).

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:
Lezioni per i regolatori (prima terza): l’impatto del lockdown sul sistema elettrico del Regno Unito, di Giovanni Goldoni, 3 giugno 2020
Lezioni per i regolatori (prima parte): l’impatto del lockdown sui sistemi elettrici di Italia, Spagna, Francia, di Giovanni Goldoni, 26 Maggio 2020
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