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2024-06-16 10:09

Serve un Mercato Elettrico Che Porti ai Minori Costi Effettivi del kWh

NUOVI COSTI DEL SISTEMA ELETTRICO

di: 
Alessandro Clerici

Dal numero di agosto de l’Energia Elettrica, ripubblichiamo una interessante analisi dell’autore sulle mutazioni del sistema elettrico che si sono verificate da vent’anni a questa parte e dei loro effetti sul mercato libero; rispetto all’originale, vengono aggiornati alcuni dati e fatte alcune osservazioni al documento del MASE per la regolamentazione degli incentivi a fonti rinnovabili. L’autore propone che siano definiti e aggiunti alla pura quotazione offerta al sito di produzione i costi addizionali al sistema prodotti da ogni tecnologia di produzione.

Immagine di copertina:  "Looney Tunes - The High and the Flighty - 2012”


Il mercato elettrico introdotto in Italia dalla legge Bersani del 1999, suddiviso in mercato libero e vincolato, ha visto il 31 marzo 2004 come il primo giorno di contrattazioni con la partecipazione limitata ai soli produttori con la do­manda del carico espressa dall’allora gestore della rete (GRTN) poi di­ventato TERNA. Dopo 6 mesi di prove, la partecipazione atti­va della domanda è diventata effettiva il 31 dicembre 2004 con l’avvio delle contrattazioni per il mercato dell’energia e del dispacciamento. Lo scopo del legislatore era chiaramen­te quello di minimizzare con l’apertura alla concorrenza i co­sti dell’elettricità agli utenti e non solo alla sua produzione.

Ci sono state alcune evoluzioni successive, senza tuttavia modificare il mercato dell’energia con quotazioni rimaste valide al sito di produzione e senza valutazioni degli oneri aggiuntivi al globale sistema elettrico creati da diverse tec­nologie e dalla loro localizzazione (fatto salvo per le penaliz­zazioni alle emissioni di CO2 secondo lo schema ETS che considera solo le emissioni per la produzione dell’elettricità dal particolare impianto e non quelle dell’intero ciclo di vita dell’impianto e del relativo combustibile).

Risulta interessante evidenziare per l’Italia le differenze del settore elettrico dal 2004 rispetto agli anni recenti e rispetto a quanto si prospetta per il 2030 e poi per il 2050. Innanzitutto, è op­portuno confrontare i dati del 2004 con quelli del 2021, an­no di recupero dalla pandemia, considerando il 2022 un an­no particolare in Italia sia per il crollo del 37% della produzione idroelettrica rispetto all’anno precedente e sia per la crisi energetica con la bolla degli alti prezzi del PUN (dal febbra­io 2022 al gennaio 2023) per l’invasione dell’Ucraina. Prezzi che hanno influito sui consumi, specie industriali, del 2022 dopo i già sostanziosi aumenti da aprile 2020, ben prima de­gli effetti Ucraina e proseguiti nel 2021, come si evince dalla Figura 1, creati dalle forti riduzioni di investimenti lungo tutta la catena dei com­bustibili fossili sempre più demonizzati e che creerà anche per il futuro seri problemi di sicurezza delle forniture, ad esempio elettriche, specie se gli ambiziosi obiettivi verdi non saranno realizzabili.

Figura 1- Andamento del Prezzo Unico Nazionale (PUN) (da https://luce-gas.it/guida/mercato/andamento-prezzo/energia-elettrica)

Vale la pena di ricordare che a partire dal 2008 si è vista un’esplosione in particolare del FV favorito da generosi in­centivi dei conti energia e un sostanzioso incremento del ter­moelettrico fossile, fino al picco di 82 GW nel 2012, per ridi­scendere nel 2021 ai 63 GW del 2004.

Le tabelle 1 e 2 riassumono i principali dati del sistema elet­trico Italiano nel 2004 e 2021, basati su elaborazioni di dati BP e TERNA.

Per meglio comprendere le tabelle si ricorda che l’energia sulla rete dedicata ai consumi è data dalla somma della produzione netta locale più l’import (45,7 TWh nel 2004 e 42,7 Wh nel 2021) e deducendo l’energia dedicata ai pompaggi (10,5 TWh nel 2004 e 2,9 TWh nel 2021).


 

I cambiamenti introdotti dalle nuove fonti non programmabili

Dalle tabelle risultano evidenti le mutate situazioni dal 2004 al 2021 con una forte riduzione in energia prodotta dalle fon­ti fossili attraverso il termoelettrico convenzionale che, con la sua programmabilità e controllabilità e contributi all’inerzia e alla potenza di corto circuito, assicura una qualità e sicurezza dell’elettricità fornita, con il contributo anche di idroelettri­co, geotermia e biomasse con i loro gruppi turbina/alternato­re. Le mutazioni sono a seguito di un grande sviluppo di FER non program­mabili (eolico e specie FV con un aumento di 26 volte della lo­ro quota) e, tra l’altro, senza loro apprezzabili contributi al­l’inerzia ed alla potenza di corto circuito del sistema elettrico [1], essenziali per il controllo di variazioni della frequenza e cadute di tensioni; e ciò con problematiche per la stabilità del sistema stesso che richiedono, quindi, addizionali investimen­ti e servizi per avere adeguata qualità e sicurezza nelle forni­ture elettriche includendo anche sistemi di stoccaggio.

Pur con consumi leggermente diminuiti dal 2004 al 2021, la potenza efficiente lorda del parco nazionale ha avuto un no­tevole aumento del 41% praticamente dovuto a FV ed eoli­co, date le loro basse ore equivalenti di produzione annua che impattano anche un ridotto utilizzo degli assets del si­stema di trasmissione e distribuzione. Si può notare:

• il grande incremento di potenza al Sud + Isole con un pra­tico raddoppio, fondamentalmente dovuto all’aggiunta di circa 10 GW di eolico e 8,5 GW di FV, a parte i circa 4 GW di termoelettrico;

• che non vi sia stata una apprezzabile variazione nel totale in­stallato al centro che ha visto 4 GW di diminuzione del ter­moelettrico praticamente compensati da 4 GW di FV;

• l’incremento al nord di oltre 11 GW al 2021, rispetto al 2004, è fondamentalmente dovuto a circa 10 GW di FV e il resto tra idroelettrico e biomasse. I 10 GW di FV risultano superiori agli 8,5 GW del Sud + Isole caratterizzati da una insolazione ben superiore!

A parte le macro variazioni tra il nord, il centro e il sud + isole, anche in ogni singolo raggruppamento di regioni, si possono notare sostanziali variazioni nel parco di generazione e relati­va totale produzione tra regione e regione; ad esempio, al nord la regione Piemonte ha aumentato di circa 10 TWh la sua ener­gia elettrica prodotta mentre il Veneto e la Liguria hanno visto un calo di circa 10 TWh ciascuno tra il 2004 e il 2021 legato in gran parte alla chiusura di impianti termoelettrici con relativi stranded assets e ridotto utilizzo della rete locale.

Superi e deficit della produzione rispetto ai consumi nelle varie regioni sono ben evidenziati da TERNA [2] per il 2021 e chiaramente aumenteranno con l’eventuale raggiungimen­to degli obiettivi al 2030 (ulteriore aumento per 70-85 GW di fotovoltaico ed eolico) e considerando la suddivisione geo­grafica prevedibile di produzione e consumi.

 

Gli obiettivi al 2030 e i loro prevedibili effetti sui costi dell’elettricità

Gli obiettivi al 2030 per il sistema elettrico italiano prevede­vano, nel 2021, da parte di TERNA [2] di dover installare 70 GW addizionali di eolico e fotovoltaico per i targets UE del FIT for 55 per tener conto dei consumi elettrici aggiuntivi per ali­mentare trasporto elettrico (4 milioni di BEV=Battery Electric Vehicles e 2 milioni di ibride oltre ad autobus e camion elettrici), pompe di calore e produzione di idrogeno (9 TWh) [4] per un totale fabbiso­gno di 360 TWh rispetto ai 320 del 2021. Nuovi addizionali incrementi degli obiettivi porterebbero a 85 GW addiziona­li come proposti da Elettricità Futura.

I nuovi impianti di fotovoltaico ed eolico (specie per quelli di potenza elevata con costi al sito del kWh prodotto più attra­enti per gli investitori) saranno prevalentemente al sud con impegnativi investimenti addizionali nella struttura di rete [3]. Tenendo conto delle sopracitate caratteristiche e impat­ti della produzione di eolico e FV, sarà necessario introdur­re notevoli mercati di accumulo, della potenza di corto cir­cuito, dell’inerzia e mercati di capacità programmabile per sopperire sia ad imprevedibili lunghe assenze di produzio­ne rinnovabile (in Germania per 3 settimane continuative, alcu­ni anni orsono, oltre 100 GW di eolico e fotovoltaico installa­ti hanno immesso in rete al massimo 8 GW) sia ad altri even­ti naturali o di guasti particolari.

Per i mercati di accumulo Terna, nell’ipotesi del 2021 di addizionali 70 GW di eolico e FV non programmabili al 2030, va­lutava circa 100 GWh addizionali anche per evitare i proble­mi della overcapacity (non utilizzo al meglio della potenza di rinnovabili variabili). Occorre notare che accumuli con batterie e inverters non danno un contributo apprezzabile a inerzia e potenza di corto circuito e per una regolazione e stabilità del sistema per cui TERNA prevede investimenti in 25 compensatori sincroni da 250 MVAr ciascuno e con vola­ni, sistemi particolari di elettronica di potenza, reattori e re­sistori stabilizzanti, digitalizzazioni estese ecc.

Chiaramente tutto ciò richiede investimenti e costi di O&M al di là di quanto necessario per le sole FER aleatorie al loro sito di produzione e già superiori come im­patto sul prezzo del kWh all’utenza ed in aumento con l’in­cremento di FER aleatorie. Chiaramente e giustamente, per i loro associati e per raggiungere gli obiettivi UE, gli investi­tori in rinnovabili spingono il massimo per GW aggiuntivi di FER e così pure i fornitori per i servizi addizionali richiesti co­me sopra menzionati e TERNA deve definire gli investimen­ti necessari per il collegamento alla rete e sua espansione ed i servizi ausiliari per una qualità e sicurezza delle forniture.

 

L’attuale mercato elettrico non riconosce i costi addizionali per il sistema dovuti alle nuove produzioni.

Nell’attuale mercato elettrico non esiste ad esempio un prezzo nodale per nuovi collegamenti di un sito di produ­zione alla rete che tenga conto del costo addizionale per in­vestimenti ed O&M alla rete stessa (come ad esempio appli­cato o in esame in alcuni paesi [1]);  non esiste nemmeno un addebi­to alla particolare tecnologia di produzione del costo dei servizi addizionali che comporta o un riconoscimento alla produzione di quelle tecnologie (fondamentalmente pro­grammabili e ora con gruppi turbina/alternatore) con tali servizi inerenti alla loro produzione (e ciò non porta certo ad una minimizzazione del costo all’utenza).

Tenendo conto delle sostanziali modifiche avvenute nel si­stema elettrico dalla nascita del mercato progettato nel 1999 ed in applicazione dal 2004 e delle ulteriori ben più im­portanti modifiche previste per il 2030 e 2050, vale forse la pena di iniziare a discutere su implementazioni graduali alle regole del mercato che minimizzino i costi totali all’utenza a pari risultati ecologici/ambientali e di sicurezza prima che si evidenzino costi totali del kWh che portino ad un dissesto dei conti dello stato o deindustrializzazione per alti costi dell’elettricità alle imprese o rivolte sociali per costi di beni e servizi ai cittadini.

Tutti parlano di essenziali GW addizionali delle FER o altro e questo va bene ma non si vedono valutazioni realistiche sul costo totale dell’energia elettrica all’utenza e di come sud­dividere i costi tra chi li paga; i discorsi vedono prevalente­mente una “essenziale politica con incentivi” per grandi svi­luppi e ciascuno per la sua tecnologia senza una visione glo­bale di un sistema elettrico che è sempre più collegato nel suo sviluppo ai trasporti (es. veicoli elettrici), alla produzione di  calore (pompe di calore), alla produzione di idrogeno ecc. e senza un sistema pre­miante i servizi addizionali offerti da alcune tecnologie, la lo­ro localizzazione o le modalità di autoconsumo che mini­mizzano gli sviluppi del sistema e i costi totali.

E non varrebbe anche la pena di verificare l’alimentazione di centrali convenzionali sostituendo i combustibili fossili con combustibili con ridotte o senza emissioni di CO2 e valorizzare il loro attuale inserimento nel sistema in un’ottica di minimizza­zione dei costi totali di produzione, trasporto e servizi ausiliari e di anticipati stranded assets?

E varrà pure la pena di verificare quanto gli sviluppi dell’elet­tronica di potenza potranno mitigare e con quali costi addi­zionali le problematiche della produzione aleatoria di alcune FER e con scarsi contributi attuali a inerzia e potenza di corto circui­to del sistema e così pure per stoccaggi con batterie.

E’ interessante notare il recente documento del MASE (Ministero Ambiente e Sicurezza Energetica) “Consultazione pubblica: Attuazione della disciplina per la regolamentazione degli incentivi per gli impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato” che ripete  più volte la frase  “il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al minor costo per il consumatore finale, mediante la promozione di soluzioni di investimento e gestione delle risorse efficienti, nonché di una più corretta allocazione dei rischi tra i diversi attori del sistema”. Viene tra l’altro proposta un’allocazione per zone delle nuove rinnovabili con il chiaro intento di ridurre gli oneri addizionali di sviluppo della rete; è un primo passo positivo in parte simile ad un prezzo nodale per il collegamento di impianti di produzione ma occorrerà, in aggiunta, definire come valorizzare gli oneri addizionali per sistemi di accumulo, inerzia e potenza di corto circuito, mercati di capacità ecc. per eolico e fotovoltaico.

 

Valutare i vincoli ambientali e l’intero ciclo di vita delle tecnologie di produzione

A parte i costi addizionali al sistema sopra menzionati, oc­correrà, in analisi serie per i siti di produzione elettrica, avere una definizione chiara di zone protette per vincoli ambien­tali e archeologici e, per ogni tipologia di produzione, valuta­re il costo effettivo del kWh e le emissioni climalteranti, considerando il completo ciclo di vita dell’impianto e del “combustibile utilizzato” (chiari esempi, per il nucleare, il trattamento delle scorie altamente radioattive  e, per il FV, l’energia in paesi ad alte emissioni per la produzione di materie prime e pannelli ed energia e CO2 per smaltimenti a fine vita). 

Chiaramente l’implementazione di tale nuovo mercato ai mi­nimi costi per il consumatore non è semplice e occorre stu­diare a fondo il problema, come inserire eventuali incentivi iniziali per tecnologie promettenti, come valutare un prezzo nodale ecc.; ma ciò è fattibile considerando gli strumenti di calcolo tecnico economico disponibili o implementabili e svi­luppati e utilizzati da ben noti centri di ricerca e di consulen­za Italiana con esperti di fama internazionale. Occorre avere una volontà di partire tenendo conto che sarà necessario un coinvolgimento di tutti gli stake holders aperti ad una visione non solo del proprio singolo business ma del globale impatto sistemico ed inclusi i consumatori che devono essere infor­mati e coinvolti nella suddivisione dei costi e delle problema­tiche della transizione ecologica. Per aspera ad astra.

 

BIBLIOGRAFIA

[1] World Energy Council: Perspectives - Variable renewable inte­gration in electricity systems: how to get it right – WEC Knowledge Network. Team chaired by A. Clerici. WEC publication, 2016.

[2] Statistiche TERNA.

[3] A. Clerici: L’Energia nel Mondo dopo la Pandemia. Riflessioni sugli Impegni UE dell’Italia http://astrolabio.amicidellaterra.it/node/2908 del 13-03-2023

[4] A. Clerici, S. Furfari: Cost of green hydrogen production. The influence of electrolyser technology, RES characteristics and CCS. Paper ID 10782-2022, CIGRE Session.

[5] Alessandro Clerici, Xisto Vieira Filho, Felipe Lamm: Decarbonizzare il termoelettrico garantendo economicità e sicurezza del sistema energetico – Il caso Brasile e analisi preliminare a livello mondiale dell’opzione idrogeno – La Termotecnica giugno 2023, editoriale.