06 Ott 2015

Argomento
Lo scorso 22 settembre Confindustria, alla presenza del Ministro dello Sviluppo Economico, ha presentato i risultati dello studio “Proposte di Riforma del Mercato Elettrico” commissionato all’advisor strategico Pöyry.

Il Presidente Squinzi ha introdotto i lavori sottolineando che l’assetto del mercato elettrico ha bisogno di una profonda revisione, se non altro per il fatto che dall’avvio del processo di liberalizzazione sono passati più di 15 anni. Di problemi ce ne sono e sono evidenti, complesso è però indicare quali sono le possibili soluzioni, scopo di questo preciso ed articolato studio.

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Si riporta di seguito una nota di Confindustria della situazione attuale, le problematiche del sistema elettrico e le proposte di riforma.

Alla liberalizzazione del mercato elettrico, iniziata nel 1999, sono seguiti rilevanti investimenti in capacità di generazione elettrica convenzionale, investimenti che si sono indirizzati verso una tecnologia consolidata, quella dei cicli combinati a gas (CCGT).
L’installazione di nuovi impianti convenzionali è stata seguita dal 2009 da una crescita esponenziale di installazioni di impianti a fonti rinnovabili (il PAN, piano di azione nazionale del 2010 prevedeva 10 GWp fotovoltaici al 2020, obiettivo invece raggiunto nell’arco del 2011).
A causa della crisi finanziaria dal 2008  si è poi verificato un calo della domanda elettrica che nel periodo 2011-2014 ha continuato a mostrare un trend decrescente (–3% annuo). Tali dinamiche hanno velocizzato il processo di progressiva erosione (-25%) del mercato contendibile dal parco termoelettrico (calcolato come delta tra domanda, import netto e generazione rinnovabile).

Attualmente il sistema elettrico italiano si trova in una situazione di sovraccapacità. L’evoluzione della capacità convenzionale ha determinato impatti sul margine di riserva, cresciuto dal 9% nel 2005 al 46% nel 2013 evidenziando l’eccesso di capacità presente sul sistema.

Per quanto riguarda il mercato elettrico il meccanismo di formazione del prezzo marginale dell’energia elettrica sul mercato del giorno prima (MGP) consente alle fonti rinnovabili di offrire a prezzo zero e di essere remunerate al prezzo dell’impianto più costoso senza partecipare attivamente al mercato. La presenza di impianti rinnovabili con strutture di costo differenti (e supportate da remunerazioni “fuori mercato”) ha inciso negativamente sulla capacità del MGP nel fornire segnali di prezzo chiari ed efficaci. La partecipazione all’MGP delle FRNP (fonti rinnovabili non programmabili che hanno rappresentato nel 2013 18% della domanda elettrica) ha favorito una riduzione dei prezzi elettrici con conseguenti benefici per il sistema, ma ha anche modificato significativamente la curva stessa dei prezzi orari. Il problema è quindi una incapacità del mercato di fornire segnali di prezzo efficaci su differenti orizzonti temporali.

Nelle bollette dei consumatori è calato il prezzo della materia prima energia, ma sono aumentati i costi degli oneri di sistema ed i costi per i servizi di dispacciamento.

Prima di parlare di possibili soluzioni lo studio ha individuato degli scenari. Per quanto riguarda la domanda di energia elettrica nello scenario ‘base’ continuerà una graduale flessione della domanda (305 TWh nel 2020), in uno scenario ‘evolutivo’ invece la richiesta crescerà a 335 TWh entro il 2020.
Per quanto riguarda la grid parity il fotovoltaico di piccole dimensioni in regime di SEU l’ha già raggiunta (costo produzione LCOE inferiore a prezzo retail dell’energia energia elettrica). La wholesale grid parity, parità con il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica potrebbe invece essere raggiunta dal fotovoltaico a partire dal 2019/2020, da parte di grandi impianti di potenza fino a 3 MWp.

Le misure proposte dallo studio e la roadmap per la loro applicazione sono efficacemente indicate nel seguente grafico.
Nel breve termine un meccanismo per la valorizzazione degli sbilanciamenti ed un’aggregazione delle offerte su MGP e mercato infragiornalero (MI), cioè potrà essere venduta non solo l’energia prodotta da un singolo impianto rilevante (con P>10 MW), ma anche l’energia complessivamente prodotta da più impianti. Ad esempio grazie all’aggregazione l’errore di previsione sulla produzione da fonte eolica potrebbe ridursi dal 30% al 10% circa (caso Germania con aggregazione su tutto territorio nazionale). Il MI permetterà di contrattare pacchetti di energia anche a ridosso dell’erogazione fisica (fino a 30-45 min prima), in questo modo sarà possibile anche la partecipazione delle FRNP.
Sempre nel breve termine si propone l’avvio del mercato della capacità strategica (capacity market) e del mercato della capacità flessibile in qualità di mercato a termine dei servizi ancillari e di bilanciamento, l’apertura del mercato della capacità seguirà un principio di neutralità tecnologica.
A medio termine seguirà l’introduzione di prezzi negativi con un floor pari a -500 €/MWh, questo nell’ottica di mercati elettrici sempre più integrati. Sempre nel medio termine l’introduzione della partecipazione al mercato della capacità ed ai mercati di bilanciamento per la generazione distribuita in media tensione (con affiancamento di sistemi di accumulo), e per la domanda attiva in media tensione.
Più a lungo temine una partecipazione al mercato della capacità ed ai mercati di bilanciamento della generazione distribuita e della domanda attiva in bassa tensione.

Il presidente di Assoelettrica Chicco Testa in un articolo comparso ieri sul Sole24 ore intitolato Alleanza tra termoelettrico e rinnovabili ha ribadito che termoelettrico e rinnovabili si devono integrare, non c’è alcun motivo tecnologico per litigare, appena cresce la domanda di energia (come avvenuto a luglio 2015) si vede quanto tutte le fonti siano utili e necessaria al sistema Italia. Per superare le storture attuali bisogna “convergere tutti verso criteri che permettano al mercato di selezionare le fonti più convenienti ed assicurare che tutti concorrano al funzionamento ed alla sicurezza del sistema”.

Azioni di Confindustria Firenze 
Confindustria Firenze è stata tra le prime associazioni in Italia ad affrontare in maniera organica i mercati energetici, attraverso il supporto alla creazione nel 1999 del Consorzio Energie Firenze, che negozia energia elettrica e gas naturale per oltre sessanta aziende del territorio.
 
Successivamente nel 2004, con il successivo ampliamento del mercato libero, ha istituito anche il Gruppo di Acquisto per l’approvvigionamento congiunto delle imprese con consumi energetici ridotti.
 
Le associate interessate ad approfondire nel dettaglio le opportunità nel campo dei mercati energetici offerte dai vari bracci operativi di Confindustria Firenze, possono contattare gli uffici di riferimento del Servizio Energia dell’Area Ambiente Sicurezza Energia Qualità.

Contatto
Servizio Energia Area Ambiente Sicurezza Energia Qualità
Catia Tarquini tel. 055 2707286,

 

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