A che ora è la transizione?

Quest’anno in Australia un’intera ora di elettricità è stata fornita dal solo fotovoltaico. Peccato per le restanti 8.759 ore, e per i prezzi in quell’ora. Il percorso di integrazione delle fonti rinnovabili intermittenti nei sistemi elettrici è ancora lungo e disseminato di sfide. Giovanni Goldoni affronta il tema su ENERGIA 4.20 partendo dall’analisi degli adattamenti escogitati nei due principali mercati dell’energia e della capacità statunitensi (Texas e East Coast) per poi fare il punto sui costi di integrazione delle rinnovabili nell’esperienza dei mercati europei, sul ruolo centrale che si prospetta in futuro per la domanda, su come affrontare le circostanze eccezionali che diventeranno sempre più frequenti. La conclusione è che l’integrazione delle FRI è finora proceduta senza grossi intoppi, anche grazie agli adattamenti effettuati in una stagione di incentivi che dovrebbe avviarsi a conclusione. Tuttavia, i mercati così come sono difficilmente potranno portare avanti la transizione fino al suo completamento. Occorre studiare per costruire un design dei mercati che esprima un sistema di prezzi capace di attrarre i necessari investimenti.

«Gli economisti si sono concentrati sui meccanismi concorrenziali del mercato, gli ingegneri sugli aspetti fisici della rete, i professionisti del settore sulla praticità del design di mercato, gli analisti finanziari sui rischi e sul rendimento degli investimenti; le Load Serving Entities su come servire al meglio i propri clienti al dettaglio; i clienti al dettaglio sulla stabilità dei prezzi, la loro ragionevolezza e sulla scelta del servizio; i produttori indipendenti sulla loro performance finanziaria, le autorità di regolamentazione e i decisori politici su un servizio elettrico affidabile a prezzi competitivi, compatibilità degli incentivi e scelta del cliente.» A wholesale electricity market design sans missing money and price manipulation, C.K.Woo, I.Milstein, A. Tishler, J.Zarnikau

Questo estratto (qui tradotto dalla redazione) ben descrive secondo Giovanni Goldoni il “panorama complesso e confuso” che ha trovato dopo aver “dedicato diversi mesi alla ricerca e alla lettura degli articoli più recenti sulla “transizione dei sistemi elettrici alle fonti rinnovabili intermittenti (FRI) che, come il solare e l’eolico, sono ormai arrivate al punto cruciale della grid parity”.

Una “babele” nella quale “paiono distinguibili due grandi filoni. Il primo prosegue lungo i solchi tracciati dal problema della scarsa remuneratività dei mercati dell’energia, noto come «missing money», con parecchi riferimenti empirici agli adattamenti effettuati al design dei mercati per integrare quote crescenti di FRI. Il secondo filone prefigura l’avvento di un cambiamento nel segno della flessibilità, che sarebbe guidato da una partecipazione più attiva della domanda. Non mi pare di avere trovato una spiegazione approfondita e convincente di come i due filoni possano convergere verso la transizione”.

Come gestire il problema della scarsa remuneratività dei mercati dell’energia, noto come «missing money»?

L’articolo pubblicato su ENERGIA 4.20 si concentra sul primo di questi due filoni. L’approfondimento sul secondo è rimandato invece ad un lavoro successivo, in quanto “al momento mi pare più urgente capire come si stanno adattando i mercati liberalizzati all’integrazione delle FRI”. Uno studio scrupoloso e dettagliato articolato in 7 parti più le conclusioni.

La prima è dedicata alle trappole della transizione (par. 1). “La transizione alle FRI mette i mercati di fronte alla sfida dell’intermittenza. Le recenti esperienze (…) dimostrano che sul piano operativo i sistemi elettrici reggono bene, mentre si stanno inceppando sul fronte degli investimenti e delle dismissioni di capacità, che non procedono in coerenza con gli obiettivi della transizione e con i requisiti di affidabilità stabiliti dai gestori delle reti”.

La seconda e la terza approfondiscono gli adattamenti dei due principali mercati dell’energia e della capacità statunitensi alle prese con l’integrazione delle FRI: il Texas e l’East Coast.

L’espansione attesa della potenza eolica in ERCOT aumenterà la frequenza dei periodi in cui il price adder si azzera e con esso si azzerano gli effetti dello shortage pricing

Il Texas “perché da anni considerato l’emblema dei cosiddetti energy only markets in cui una carenza fisica di offerta dovrebbe in teoria alzare il prezzo dell’energia fino al valore riconosciuto dalla domanda che un’offerta ridotta riesce a servire (…) pare essere diventato l’apripista della transizione negli Stati Uniti (…) impressionante è la coda di impianti che avevano presentato domanda di interconnessione (…) che continua da mesi ad allungarsi (…) sintomatica di una tendenza. Non vi è però certezza che gli impianti saranno realizzati” (2. Adattamenti negli energy only markets: il caso ERCOT).  

L’East Coast perché “Se i mercati dell’energia non fissano un vero scarcity price nei momenti critici (Newbery 2020) (¹⁴) allora si può tentare la soluzione dei meccanismi di remunerazione della capacità”. E PJM (l’istituzione che sovraintende la rete di trasmissione e i mercati dell’energia di tredici Stati della East Coast oltre al Distretto di Columbia) “Dalla fine degli anni 1990 gestisce uno dei mercati della capacità più estesi, con un picco annuale di potenza da servire superiore ai 160.000 MW” (3. Adattamenti nei meccanismi per la remunerazione della capacità: il caso PJM).

In attesa che i mercati rendano conveniente il contributo della demand response e degli accumuli, a cosa si sta pensando per agevolare l’integrazione delle FRI?

La quarta parte analizza i costi di integrazione delle FRI nell’esperienza di mercati europei, che presentano “una rete di trasmissione più estesa e più magliata rispetto a quella degli Stati Uniti” (par. 4). “Il design dei mercati prevalente in Europa costringe spesso l’operatore del sistema al ridispacciamento perché il merit order che esce dal mercato del giorno del prima e dai mercati infragiornalieri non è attuabile a causa di vincoli operativi, come le congestioni”.

Al nuovo ruolo della domanda è dedicata la quinta parte dell’articolo. “In quello che Wolak (2020) chiama il «futuro rinnovabile intermittente» l’efficienza dei mercati si esprimerà nel breve periodo (anche) attraverso la variabilità/volatilità dei prezzi, e la demand response dovrebbe dimostrarsi più reattiva ai prezzi, soprattutto quando rifletteranno costi di avvio e di spegnimento di centrali termiche, sempre più rare, e di utilizzo di accumuli, ancora molto costosi”. Un ambito, anche questo, non esente da “trappole” e “dilemmi da sciogliere” (“Se è vero che in questo modo la domanda favorirebbe l’integrazione delle FRI, non per questo stimolerebbe gli investimenti in FRI”).

Se esistesse una tecnologia affidabile e accessibile per gestire (anche) le interruzioni, sarebbe conveniente diffonderla a tutti i clienti?

“Alla fine dell’estate 2019 sono accadute un paio di cose degne di nota in Texas. I prezzi hanno toccato i 9.000 dollari per MWh anche se solo per un paio d’ore, e sono stati emessi avvisi di emergenza che hanno avviato azioni da parte della domanda”. La sesta parte è dedicata all’analisi di circostanze eccezionali e alle “considerazioni sull’impatto di questi eventi eccezionali nei sistemi elettrici”, doverose “perché esse potranno verificarsi più spesso in futuro”.

E la transizione? Si chiede l’autore nel settimo paragrafo, in quanto “gli adattamenti per integrare le FRI sfiorano l’aspetto cruciale della transizione, che è quello degli investimenti e delle dismissioni”.

Quest’anno in Australia un’intera ora di elettricità è stata fornita dal solo fotovoltaico. Peccato per le restanti 8.759 ore, e per i prezzi in quell’ora

Nelle conclusioni l’autore riprende i numerosi punti su cui occorre studiare ancora e molto. Perché “L’integrazione delle FRI procede senza grossi intoppi (ma) gran parte degli investimenti realizzati e in corso di realizzazione è figlia di una stagione di incentivi che dovrebbe avviarsi a conclusione (mentre) i mercati così come sono difficilmente potranno portare avanti la transizione fino al suo completamento”.

Il post presenta l’articolo Transizione e intermittenza: integrare le rinnovabili nei mercati elettrici (pp. 52-63) di Giovanni Goldoni pubblicato su ENERGIA 4.20

Giovanni Goldoni insegna presso il Dipartimento di Economia Aziendale dell’Università di Verona ed è membro del Comitato Scientifico di ENERGIA

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Foto: Unsplash