{"id":7449,"date":"2022-02-24T11:49:00","date_gmt":"2022-02-24T10:49:00","guid":{"rendered":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/?p=7449"},"modified":"2023-03-16T17:27:46","modified_gmt":"2023-03-16T16:27:46","slug":"se-avessimo-installato-piu-rinnovabili-pagheremmo-bollette-meno-salate","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/se-avessimo-installato-piu-rinnovabili-pagheremmo-bollette-meno-salate\/","title":{"rendered":"Se avessimo installato pi\u00f9 rinnovabili pagheremmo bollette meno salate?"},"content":{"rendered":"\n

Da mesi oramai infuria la polemica sul caro bollette e oramai si sono strutturate due narrative ben definite.<\/p>\n\n\n\n

Da una parte c\u2019\u00e8 chi individua nella transizione ecologica le radici profonde dell\u2019attuale crisi energetica e chi, al contrario, \u00e8 convinto che la crisi energetica si risolverebbe imboccando con maggior convinzione la strada della transizione ecologica.<\/p>\n\n\n\n

In particolare, la recente fiammata delle quotazioni del gas naturale ha spinto alcuni esperti a dire che, se negli anni scorsi avessimo installato pi\u00f9 rinnovabili, oggi pagheremmo bollette meno salate. Ma \u00e8 vero? Verifichiamo.<\/p>\n\n\n\n

Per prima cosa, cerchiamo di capire come si forma il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 (per i lettori pi\u00f9 assidui di Econopoly, una ripetizione).<\/p>\n\n\n\n

Il meccanismo del prezzo marginale decide il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 scambiata nel cosiddetto mercato del giorno prima, dove viene contrattato il grosso delle forniture elettriche europee.<\/p>\n\n\n\n

Semplificando, il mercato del giorno prima funziona come un\u2019asta: i produttori offrono le quantit\u00e0 di energia elettrica che sono in grado di mettere sul mercato il giorno successivo e fissano il prezzo minimo a cui sono disposti a vendere (l\u2019energia rinnovabile incentivata viene immessa nel paniere da GSE a costo marginale 0, dato che viene remunerata al di fuori del mercato). Parallelamente i trader, quelli che comprano, presentano offerte d\u2019acquisto secondo una modalit\u00e0 speculare.<\/p>\n\n\n\n

Quando si chiudono le contrattazioni il Gestore dei Mercati Elettrici prende le offerte di vendita e quelle di acquisto, le ordina dal prezzo pi\u00f9 basso al prezzo pi\u00f9 alto e poi le incrocia fino al raggiungimento della domanda programmata per il giorno seguente. Sembra semplice ma dobbiamo tenere in conto che si tratta di un\u2019operazione molto complessa perch\u00e9 deve tenere conto delle fasce orarie, della rete infrastrutturale (gli elettrodotti) e della disposizione geografica degli impianti.<\/p>\n\n\n\n

Il prezzo di equilibrio diventa il prezzo pagato a tutti i fornitori, che quindi non ricevono una remunerazione proporzionale ai loro specifici costi di produzione. Perci\u00f2, quanto minore \u00e8 il prezzo offerto rispetto al punto di equilibrio tra domanda e offerta, tanto maggiore sar\u00e0 il guadagno extra per il produttore.<\/p>\n\n\n

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\"\"\/<\/figure>\n<\/div>\n\n\n

Anche se pu\u00f2 sembrare antieconomico e farraginoso, il meccanismo del prezzo marginale \u00e8 molto intelligente: il prezzo orario dell\u2019elettricit\u00e0 lo decide la fonte di cui, in quell\u2019ora, la rete non pu\u00f2 fare a meno. Gli impianti che hanno presentato offerte pi\u00f9 basse, infatti, teoricamente potrebbero comunque essere sostituiti dagli impianti che hanno presentato offerte maggiori al prezzo di equilibrio, mentre la fonte che fissa il prezzo di equilibrio non pu\u00f2 essere sostituita da un\u2019alternativa pi\u00f9 economica, altrimenti non sarebbe stata accettata nel paniere delle offerte.<\/p>\n\n\n\n

Bene. Cosa succede quando l\u2019offerta di energia rinnovabile aumenta? <\/p>\n\n\n\n

Se guardiamo agli studi che analizzano l\u2019evoluzione del sistema elettrico tedesco<\/a>, di quello svedese<\/a> o di quello danese<\/a>, effettivamente, vediamo che i prezzi dell\u2019elettricit\u00e0 diminuiscono.<\/p>\n\n\n\n

\"\"\/<\/figure>\n\n\n\n

Tuttavia, l\u2019idea secondo cui sono proprio le rinnovabili a far scendere il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 all\u2019ingrosso \u00e8 frutto di un\u2019illusione ottica: i prezzi diminuiscono in ragione di quello che esce dal paniere delle offerte, non di quello che entra.<\/p>\n\n\n\n

In Germania, effettivamente, nelle giornate molto ventose il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 all\u2019ingrosso cala sensibilmente perch\u00e9 la fonte elastica che decide il prezzo per tutti diventa il carbone o la lignite, combustibili pi\u00f9 economici del gas (a maggior ragione negli ultimi mesi).<\/p>\n\n\n\n


Fonte: <\/em>NEON<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

In Italia, in Spagna o in Francia – dove di centrali a carbone ce ne sono ben poche \u2013 l\u2019input di energia rinnovabile \u00e8 pressoch\u00e9 ininfluente sui prezzi dell\u2019elettricit\u00e0 all\u2019ingrosso, dato che la fonte elastica rimane sempre e comunque il gas. <\/p>\n\n\n\n


Fonte: <\/em>NEON<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

Molto eloquente a questo proposito un passaggio di un paper<\/a> uscito negli anni in cui la Spagna stava ultimando la sostituzione delle centrali a carbone con centrali a gas a ciclo combinato (2011):<\/p>\n\n\n\n

\u201cUn altro dato interessante \u00e8 che l’impatto delle rinnovabili sui prezzi diminuisce nel tempo, nonostante il maggior contributo di queste fonti al sistema elettrico spagnolo. Ci\u00f2 si spiega con un elemento esogeno ma convergente, l’aumento della partecipazione al sistema elettrico delle centrali a gas a ciclo combinato: la drastica riduzione degli impianti a carbone e l’aumento dei cicli combinati ha fatto s\u00ec che le centrali elettriche a gas (che sono tutte molto simili in termini di efficienza e costi) determinano il prezzo marginale al mercato all’ingrosso per la maggior parte del tempo, fornendo cos\u00ec una curva di offerta relativamente piatta. Pertanto, all’aumentare del contributo del gas naturale, \u00e8 sempre meno probabile che l’aumento della penetrazione delle rinnovabili modifichi il livello dei prezzi, visto che produrr\u00e0 solo una sostituzione di un impianto a gas con un altro impianto simile.\u201d<\/p>\n\n\n\n

E infatti non \u00e8 certo un caso che, negli ultimi anni, l\u2019aumento della produzione di energia rinnovabile in Europa abbia sostituito elettricit\u00e0 da gas e non elettricit\u00e0 da carbone.<\/p>\n\n\n\n


Fonte: <\/em>EMBER<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

A questo punto \u00e8 necessario addentrarsi in una considerazione tecnica, fondamentale per\u00f2 per comprendere l\u2019evoluzione del mercato elettrico.<\/p>\n\n\n\n

Pensare che l\u2019intermittenza delle rinnovabili sia un problema che riguarder\u00e0 il mercato della riserva significa non tenere in debito conto il capacity factor<\/em> degli impianti eolici e fotovoltaici in Italia: rispettivamente 2.000 e 1.200 ore l\u2019anno (GSE).<\/p>\n\n\n\n

Cerchiamo di far capire anche i meno esperti. <\/p>\n\n\n\n

Il mercato della riserva \u00e8 dove il gestore della rete va a comprare elettricit\u00e0 quando si verifica qualche imprevisto (un guasto alla rete o a un impianto, un\u2019improvvisa congestione in un nodo etc). Si tratta di uno strumento di precisione, calibrato per effettuare piccole correzioni d\u2019emergenza. <\/p>\n\n\n\n

Attualmente, va per la maggiore sostenere che sar\u00e0 questo il \u201ctappabuchi\u201d con cui compenseremo l\u2019intermittenza degli impianti eolici e fotovoltaici. <\/p>\n\n\n\n

Quando per\u00f2, il 6 settembre dell\u2019anno scorso, il gestore della rete inglese si \u00e8 trovato costretto a comprare un po\u2019 pi\u00f9 elettricit\u00e0 del previsto sul mercato della riserva (in totale poco pi\u00f9 del 2% della domanda giornaliera), \u00e8 arrivato a pagarla<\/a> 5.000 sterline al MWh. Proprio perch\u00e9 la riserva non \u00e8 una falce ma uno scalpello. Perci\u00f2 \u00e8 difficile credere che sar\u00e0 questo lo strumento che permetter\u00e0 l\u2019integrazione di una crescente quota di energia intermittente e non programmabile nel mix nazionale. <\/p>\n\n\n\n

Gran Bretagna, mercato della riserva (Balancing Mechanism)<\/strong>
<\/strong>6 settembre 2021<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"Immagine
Fonte: National Grid ESO<\/a><\/p>\n\n\n\n

Il mercato del giorno prima, invece, \u00e8 dove viene scambiato il grosso delle forniture elettriche, e cio\u00e8 la porzione pi\u00f9 prevedibile e programmabile della domanda e dell\u2019offerta, che poi viene integrata nel mercato infragiornaliero. Ed \u00e8 su queste due componenti del mercato elettrico si riscontreranno gli effetti pi\u00f9 marcati della transizione verso l\u2019energia rinnovabile.<\/p>\n\n\n\n

Da una parte, le previsioni meteo sono sempre pi\u00f9 precise, quindi non c\u2019\u00e8 ragione di credere che l\u2019intermittenza delle fonti rinnovabili si traduca automaticamente in imprevedibilit\u00e0, quanto piuttosto in volatilit\u00e0. E dall\u2019altra, chi piazza offerte nel mercato del giorno prima ma non consegna l\u2019elettricit\u00e0 paga di tasca propria (garanzie) gli acquisti di Terna sul mercato della riserva, perci\u00f2 c\u2019\u00e8 da scommettere<\/a> che i produttori eolici e fotovoltaici piazzeranno offerte prudenti sul mercato del giorno prima per poi rifarsi sul mercato infragiornaliero. <\/p>\n\n\n\n

Incidenza delle componenti intraday nel mercato EPEX SPOT<\/strong><\/p>\n\n\n\n


Dati: <\/em>EPEX SPOT<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

Di conseguenza, anche immaginando scenari contraddistinti da una notevole overcapacity,<\/em> persino ipotizzando che la produzione eolica e quella fotovoltaica non si sovrappongano mai, l\u2019energia rinnovabile far\u00e0 il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 sul mercato del giorno prima meno della met\u00e0 delle ore l\u2019anno.<\/p>\n\n\n\n

Spagna<\/strong>
<\/strong>Quota di energia prodotta da fonti rinnovabili vs price-makers<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"grafico\"
<\/strong>Fonte: <\/em>Goldman Sachs<\/em><\/a> (2021)<\/em><\/p>\n\n\n\n

L\u2019energia rinnovabile, infatti, fissa il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 quando copre tutta la domanda. Appena serve un 1% di energia fossile \u00e8 quell\u20191% a fare il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0, non il restante 99% rinnovabile. <\/p>\n\n\n\n

<\/p>\n\n\n\n

\"grafico\"
Fonte: <\/em>EMD International<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

Anche se \u00e8 anti-intuitivo, il motivo \u00e8 molto semplice: la domanda di elettricit\u00e0 varia in tempo reale ma gli impianti eolici e fotovoltaici non possono aumentare o diminuire la produzione a piacimento, dipende tutto dalle condizioni meteo. Di conseguenza, se l\u2019offerta di energia rinnovabile non supera la domanda, il sistema ha bisogno di una fonte elastica che faccia combaciare domanda e offerta. E visto che la stabilit\u00e0 della rete si regge sull\u2019elasticit\u00e0 di quella fonte, \u00e8 lei che fissa il prezzo, altrimenti non sarebbe conveniente farla funzionare e ci dovremmo rassegnare alla prospettiva di continui blackout<\/em>.<\/p>\n\n\n\n

Il problema \u00e8 che, pi\u00f9 aumenta la penetrazione di energia rinnovabile, pi\u00f9 a questo genere di impianti viene richiesta flessibilit\u00e0. Rimangono fondamentali per la stabilit\u00e0 del sistema ma una mezz\u2019ora qua e una mezz\u2019ora l\u00e0, in quella porzione della rete ma non in quell\u2019altra. In poche parole, pi\u00f9 cresce il contributo dell\u2019energia eolica e fotovoltaica al mix elettrico, pi\u00f9 diminuisce il capacity factor<\/em> degli impianti termoelettrici. E questo si traduce automaticamente in un aumento dei costi di produzione.<\/p>\n\n\n\n

Come rileva<\/a> S&P Global Platts, questo aspetto \u00e8 \u201cvirtualmente assente\u201d dal dibattito sulla transizione energetica. Eppure, i pochi modelli che analizzano il problema stimano che gi\u00e0 entro il 2030 la riduzione del capacity factor<\/em> degli impianti a gas legata alla crescente penetrazione dell\u2019energia rinnovabile potrebbe far schizzare i costi di produzione (LCOE) a 1.000 dollari al MWh, cio\u00e8 50 volte gli attuali costi di produzione di una centrale gi\u00e0 \u201cammortizzata\u201d e 20 volte i costi di produzione di una centrale di nuova costruzione (Lazard<\/a>).<\/p>\n\n\n\n

Ed \u00e8 qui che si capisce per quale motivo \u00e8 importante sottolineare che questa ristrutturazione del mercato elettrico impatter\u00e0 principalmente sul mercato del giorno prima e su quello infragiornaliero: non andiamo verso uno scenario in cui il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 dovr\u00e0 metabolizzare quotidianamente una piccola quota di forniture a prezzi crescenti (la riserva) ma verso un futuro in cui, quando c\u2019\u00e8 tanto vento e\/o tanto sole, il prezzo all\u2019ingrosso dell\u2019elettricit\u00e0 sar\u00e0 di poche decine di euro al MWh mentre quando c\u2019\u00e8 poco vento e\/o poco sole le quotazioni schizzeranno a 400, 700 o 1.000 euro al MWh. Negli ultimi mesi l\u2019evoluzione del prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 all\u2019ingrosso in Germania o Danimarca, per esempio, ha dato qualche assaggio di questa dinamica.  <\/p>\n\n\n\n

La curva dell\u2019ordine di merito in uno scenario ad elevata penetrazione di energia rinnovabile<\/strong><\/p>\n\n\n

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\"\"\/<\/figure>\n<\/div>\n\n\n

Mettere in chiaro questa sfumatura apparentemente molto tecnica, oltretutto, serve a focalizzare un altro aspetto cruciale ma poco compreso della transizione verso l\u2019energia eolica e quella fotovoltaica. Integrare una crescente quota di fonti intermittenti nel paniere energetico non comporta semplicemente il potenziamento degli strumenti di bilanciamento della rete ma richiede un vero e proprio sdoppiamento del sistema elettrico: a fianco agli impianti eolici e fotovoltaici avremo bisogno di un sistema termoelettrico in grado di soddisfare in ogni caso pi\u00f9 del 90% della domanda di elettricit\u00e0 per almeno 10\/15 giorni di seguito. <\/p>\n\n\n\n

Ancora l\u2019esempio danese<\/strong>
Generazione e domanda di elettricit\u00e0<\/em><\/strong>
<\/em><\/strong>30 gennaio – 31 gennaio 2022<\/em><\/p>\n\n\n\n

\"grafico\"
<\/strong>Fonte: <\/em>EMD International<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

Ma non basta.<\/p>\n\n\n\n

In Europa la produzione di energia eolica e fotovoltaica si alterna: in primavera ed estate c\u2019\u00e8 poco vento e tanto sole, in autunno e inverno c\u2019\u00e8 poco sole e tanto vento.<\/p>\n\n\n\n

Produzione di energia eolica e fotovoltaica in Europa<\/strong>
<\/strong>Cicli stagionali<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n

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\"\"\/<\/figure>\n<\/div>\n\n\n

Questo grafico, per esempio, sembrerebbe dimostrare la perfetta compatibilit\u00e0 tra energia eolica ed energia fotovoltaica.<\/p>\n\n\n\n

In realt\u00e0, osservato dalla giusta prospettiva, porta a conclusioni sconcertanti: non avremo bisogno solamente di un sistema elettrico rinnovabile e di un sistema elettrico fossile per quando non c\u2019\u00e8 n\u00e9 sole n\u00e9 vento ma avremo addirittura bisogno di un sistema rinnovabile invernale e di un sistema rinnovabile estivo. <\/p>\n\n\n\n

Attualmente sono in fase di studio o di sviluppo progetti ciclopici per il potenziamento dell\u2019interconnessione delle reti nazionali, al fine di mitigare gli effetti di questo problema: iper-semplificando, l\u2019idea sarebbe quella di far funzionare la rete europea con gli impianti fotovoltaici dei Paesi mediterranei in primavera ed estate, e con quelli eolici nel Mare del Nord in autunno e inverno.  <\/p>\n\n\n\n

Uno dei progetti in corso di sviluppo<\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"Immagine
Fonte: <\/em>Xlinks<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

Questo aspetto, per\u00f2, ci permette di inquadrare l\u2019ultimo punto della questione: overcapacity<\/em>, sdoppiamento o addirittura triplicazione della rete, infrastrutture di trasmissione continentali o addirittura intercontinentali. Ma quanto costa un piano infrastrutturale di questa portata? <\/p>\n\n\n\n

Solo pochi mesi fa la Corte dei Conti tedesca sottolineava<\/a> che la semplice integrazione delle fonti rinnovabili nella rete tedesca potrebbe comportare 10 miliardi di euro di investimenti l\u2019anno fino al 2030, rischiando di compromettere il consenso elettorale nei confronti della transizione ecologica e la competitivit\u00e0 industriale del tessuto produttivo tedesco.<\/p>\n\n\n\n

E\u2019 chiaro che alzare ancora l\u2019asticella, immaginare programmi infrastrutturali sempre pi\u00f9 ambiziosi, significa far lievitare ulteriormente i costi. Costi che, fino a oggi almeno, sono sempre stati finanziati attraverso le bollette. <\/p>\n\n\n\n

In conclusione: se negli anni scorsi avessimo installato pi\u00f9 rinnovabili oggi pagheremmo bollette pi\u00f9 leggere? Assolutamente no, anzi, pagheremmo bollette molto pi\u00f9 salate. <\/p>\n\n\n\n

Da una parte, infatti, per pi\u00f9 della met\u00e0 dell\u2019anno il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 all\u2019ingrosso lo farebbero in ogni caso gli impianti a gas, con costi di produzione nell\u2019ordine di centinaia di euro al MWh in ragione del basso capacity factor<\/em> (e della carbon tax, eventualmente). E, nonostante il resto dell\u2019anno le quotazioni sarebbero esigue grazie all\u2019output di energia rinnovabile, i prezzi medi dell\u2019elettricit\u00e0 all\u2019ingrosso sarebbero comunque superiori a quelli attuali.<\/p>\n\n\n\n

Dall\u2019altra, l\u2019onere degli investimenti infrastrutturali sarebbe inevitabilmente confluito nelle bollette. Non bisogna dimenticare che Germania e Danimarca pagano il costo dell\u2019elettricit\u00e0 pi\u00f9 alto del mondo non a causa della curva del prezzo marginale ma a causa delle tasse necessarie a finanziare la transizione energetica.<\/p>\n\n\n

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\"\"\/<\/figure>\n<\/div>\n\n\n

Rimuginare sul passato, perci\u00f2, non solo non serve a nulla ma, anzi, rischia di farci perdere di vista le sfide del presente. <\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Da mesi oramai infuria la polemica sul caro bollette e oramai si sono strutturate due narrative ben definite. Da una parte c\u2019\u00e8 chi individua nella transizione ecologica le radici profonde dell\u2019attuale crisi energetica e chi, al contrario, \u00e8 convinto che la crisi energetica si risolverebbe imboccando con maggior convinzione la strada della transizione ecologica. In […]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":7461,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_mi_skip_tracking":false,"footnotes":""},"categories":[76],"tags":[101],"class_list":["post-7449","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-econopoly","tag-energia"],"translation":{"provider":"WPGlobus","version":"2.10.7","language":"en","enabled_languages":["it","en"],"languages":{"it":{"title":true,"content":true,"excerpt":false},"en":{"title":false,"content":false,"excerpt":false}}},"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/7449","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=7449"}],"version-history":[{"count":5,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/7449\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":7921,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/7449\/revisions\/7921"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/media\/7461"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=7449"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=7449"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=7449"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}