Il Covid-19 ha avuto un profondo impatto sulle delicate dinamiche di funzionamento del mercato elettrico nazionale, in parte anticipando alcune tendenze attese per i prossimi anni, ma anche facendo risuonare qualche campanello di allarme per il futuro. Queste, in estrema sintesi, sono le principali indicazioni che arrivano dall’Electricity Market Report 2020 dell’Energy&Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano, giunto alla sua quarta edizione. Il dato di partenza, che già avevamo indicato in altri articoli su Energyuptech, è rappresentato inevitabilmente dalla diminuzione dei consumi elettrici, a sua volta prodotto del primo lockdown di inizio anno: da marzo a maggio, la domanda nazionale di energia elettrica si è ridotta del 12% rispetto allo stesso periodo del 2019, mentre il totale delle quantità scambiate sul Mercato del giorno prima è passato da 70,5 TWh a 62 TWh. Gli effetti sono però stati decisamente più forti sul versante dei prezzi: il valore medio è stato di 26,4 €/MWh contro gli oltre 52 €/MWh dell’anno prima, tendenza che potrebbe rendere poco sostenibile il mercato dell’energia nel futuro.
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Terna costretta a un surplus di intervento
Un fenomeno che è frutto soprattutto dell’avanzata delle rinnovabili non programmabili nel mix elettrico nazionale: in uno scenario che è stato comunque caratterizzato da una minore quantità di energia elettrica generata (circa 567 GWh ad aprile 2020 contro i 660 GWh di aprile 2019), il peso delle fonti fossili è sensibilmente diminuito (dal 52% al 44% della produzione totale) a tutto vantaggio delle energie alternative, che godono di una priorità di dispacciamento nel nostro sistema. Basti pensare che soltanto il fotovoltaico ha coperto il 13% della produzione nazionale nel mese di aprile 2020. Tutto questo si è inserito in un contesto che ha visto negli ultimi anni un calo della capacità di generazione complessivamente installata in Italia (circa 119 GW attuali, contro i 128 GW del 2012-2013), che comporta inevitabilmente alcune criticità perché – a differenza degli impianti termoelettrici- quelli non programmabili non sono in grado di produrre elettricità 24 ore su 24. Ma soltanto in presenza della fonte naturale (radiazione solare e vento), fattore potenzialmente incompatibile con la richiesta perenne di elettricità delle nostre società. Non solo: nonostante in tutto il Paese siano presenti impianti FER, in alcune regioni (proprio per la maggiore disponibilità di sole e vento) esiste una maggiore concentrazione rispetto ad altre.
Dunque l’avanzata di queste fonti ha l’effetto di ridurre in alcune ore il margine di adeguatezza del sistema, come peraltro si è già potuto vedere nel corso della primavera 2020. Di conseguenza, sono molto aumentate le quantità scambiate all’interno del Mercato dei Servizi di Dispacciamento, dove il gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna) si approvvigiona di parte dei servizi necessari per il corretto funzionamento del sistema elettrico, e nonostante il calo dei prezzi si è così determinato un incremento del 54% (sul 2019) del costo di gestione del sistema nel periodo marzo-maggio 2020, salito a 829 milioni di euro. Confrontando fra loro le diverse zone di mercato, si nota come le principali differenze nel periodo analizzato siano soprattutto legate a un aumento del controvalore dei servizi “a salire” nella zona Centro-Sud, responsabile di un aumento di 185 milioni di euro sui circa 300 di incremento su scala nazionale. Insomma, per evitare disservizi nel sistema elettrico, Terna ha dovuto aumentare notevolmente il proprio impegno, in particolare per risolvere le problematiche nel Centrosud, ovvero l’area del Paese maggiormente caratterizzata dalla presenza di impianti eolici e fotovoltaici.
Come affrontare gli obiettivi al 2030
Ovviamente la situazione che si è verificata nella scorsa primavera è stata profondamente improvvisa, ma è un dato di fatto che l’Italia da qui al 2030 sarà interessata a un’ulteriore penetrazione delle fonti rinnovabili, in vista del raggiungimento degli obiettivi europei. Il nostro sistema elettrico avrà dunque a disposizione alcuni anni per adeguarsi meglio alla nuova situazione. Tra queste la piena entrata in funzione del Capacity Market, ovvero di un meccanismo recentemente entrato in funzione con cui il TSO si approvvigiona di capacità attraverso contratti di approvvigionamento di lungo termine aggiudicati con aste competitive. Con le prime due aste sono stati assegnati rispettivamente 40,9 GW di capacità con periodo di consegna 2022 e 43,4 GW con periodo di consegna 2023. L’obiettivo è quello di fornire segnali di prezzo che consentano di evitare la riduzione del margine di adeguatezza per il decommissioning degli impianti tradizionali e, contemporaneamente, accompagnare la decarbonizzazione del parco di generazione. ottenere. Oppure c’è il progetto più sperimentale delle UVAM (Unità virtuali abilitate miste), progettate da Terna per contribuire alla risoluzione delle congestioni e degli eventuali sbilanciamenti del sistema, che sembra procedere per il verso giusto.
Ma l’aspettativa del report è che nei prossimi anni emergeranno ulteriori formule: per esempio, in zone caratterizzate da una presenza di volumi scambiati nelle ore prevalentemente serali e notturne potrebbero giocare un ruolo importante le infrastrutture di ricarica per le auto elettriche, gli storage e gli impianti di climatizzazione invernale a pompa di calore, mentre nelle ore diurne potrebbero essere utilizzati soprattutto i cogeneratori, gli impianti di climatizzazione estiva e i boiler elettrici. L’Italia, insomma, per centrare i suoi obiettivi al 2030 avrà bisogno di nuove armi e tecnologie per mantenere in equilibrio il sistema elettrico e governare il maggiore afflusso di fonti pulite.
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