Page 7 - Gestione Energia

Le FER ed il mercato elettrico
Giuseppe Tomassetti
La liberalizzazione del 1999 ha aperto il mercato sia alle nuove fonti non regolabili, sia agli investimenti degli operatori su nuovi impianti a gas a ciclo combinati, il tutto nell’ipotesi che i consumi si sarebbero espansi e le fonti non programmabili avrebbero avuto un ruolo limitato.
L’evoluzione è stata diversa, la crisi economica e le ristrutturazioni hanno ridotto i consumi che peraltro erano già stabilizzati nei primi anni 2000. Nel 2014 le fonti rinnovabili sono arrivate a generare 119 TWh, con 38 dei quali da fonti non programmabili, permangono 52 TWh di importazioni, relegando così impianti nuovi ed efficienti a funzioni di soccorso, per cui gli investimenti per la loro costruzione hanno difficili ritorni. La produzione di elettricità da fonti rinnovabili quale il fotovoltaico, concentrata nelle ore della giornata definite come piene e nel periodo estivo, quello del picco di consumi, ha indubbiamente contribuito a far diminuire il valore di borsa delle kWh elettrico.
Questa riduzione del prezzo di generazione non si riflette nei costi ai consumatori i quali, pur con un PUN di borsa sceso a 45€/MWh pagano circa 150€/MWh nelle medie utenze industriali, circa 200 € per le medie utenze civili, fino a 300-350€/MWh per le utenze civili con potenza sopra i 3 kW. Questa limitata influenza del PUN sul prezzo al consumatore medio deriva dal fatto che la funzione svolta dal sistema elettrico ha sia caratteristiche di fornitura, la borsa elettrica, sia di servizio con garanzia di disponibilità e che per la grande maggioranza dei consumatori gli aspetti di servizio sono più rilevanti di quelli di fornitura.
Il sistema elettrico per garantire il servizio deve chiedere contributi per vari oneri, per gli incentivi alle nuove fonti, per garantire il dispacciamento, per garantire le riserve, per disporre di carichi interrompibili, etc. Tutto va nelle tariffe di fornitura sommandosi al costo dell’energia, alla commercializzazione, alla distribuzione e alla fiscalità.
È utile analizzare le caratteristiche precipue dell’elettricità da fonti rinnovabili.
La fonte fotovoltaica, 23 TWh nel 2014, è abbastanza prevedibile ma non programmabile, è concentrata in estate e nelle ore diurne, circa 1200 ore alla potenza nominale, è sparsa in tutto il paese, ha costi marginali di generazione trascurabili quindi diventa prioritaria per merito economico in borsa.
La fonte eolica 15 TWh nel 2014, è meno prevedibile e non programmabile, disponibile concentrata nel periodo invernale sia diurno che notturno, 1750 ore alla potenza nominale, è concentra nell’Appenino meridionale e nelle isole, ha costi marginali di generazione bassi.
Le fonti basate sulle biomasse hanno prodotto 17 TWh nel 2013, sono sia prevedibili sia programmabili, sono impiegate da migliaia di piccoli impianti, 4300 ore di funzionamento alla potenza nominale, prevedibilmente ancora in espansione nel Nord, hanno costi marginali di generazione limitati per il biogas ma rilevanti per le biomasse solide. La fonte idroelettrica è prevedibile e programmabile ma dipende dalla piovosità, ha infatti generato 58 TWh nel 2014 ma solo 41 TWh nel 2012 o solo 33 TWh nel 2007, dispone di 15.000 MW di grandi impianti con forte capacità di regolazione in tempi brevi, di cui 7.000 MW con possibilità di pompaggio, i costi marginali di generazione sono bassi salvo che nelle funzioni di accumulo col pompaggio.
Nell’attuale contesto normativo, totalmente liberalizzato nella fase di generazione, ma fortemente dipendente dagli incentivi pubblici (10-12 miliardi anno), totalmente regolato nelle fasi di garanzia della fornitura e nella distribuzione, grazie ad oneri a carico dei consumatori, è difficile prevedere come possano aversi riduzioni di tariffe ai consumatori prima di 10-17 anni. La massa degli incentivi continua peraltroad attirare molte attenzioni, pericolose per i consumatori.
Perché possano scendere le tariffe chieste ai consumatori occorrerebbe rivedere le regole del mercato, per una visione più integrata, investire in reti di trasporto a lunga distanza, anche transfrontaliere, poi sarà forse necessario dedicare tutto l’idroelettrico a funzioni di regolazione senza attendere o sperare, drastiche innovazioni negli accumuli (batterie, pompaggi, produzione di combustibili sintetici).
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Editoriale