11 Dicembre 2020

Le conseguenze del Covid19 sul sistema elettrico: maggiore utilizzo delle fonti rinnovabili e calo del 12% della domanda di energia

Lo “shock” dovuto alla pandemia da Covid19 si è abbattuto anche sul sistema elettrico. Da un lato, nei mesi del primo “lockdown”, da marzo a maggio, la domanda nazionale di energia elettrica si è ridotta del 12% rispetto allo stesso periodo del 2019 (da 70,5 TWh a 62 TWh il totale delle quantità scambiate sul MGP), con un deciso calo dei prezzi dell’energia, il cui valore medio è stato di 26,4 €/MWh contro gli oltre 52 €/MWh dell’anno prima. Dall’altro, la minore quantità di energia elettrica generata (circa 567 GWh ad aprile 2020 contro i 660 GWh di aprile 2019), ha anticipato in maniera improvvisa uno scenario che era atteso nei prossimi anni, cioè il maggiore utilizzo all’interno del mix energetico degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili: il solo fotovoltaico ha coperto il 13% della produzione nazionale nel mese di aprile 2020.  Al contrario, la produzione da fonti fossili è passata dal 52% al 44% della produzione totale.
Nel corso della primavera 2020 sono dunque 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. Tutto ciò si inserisce 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), il quale ha portato con sé alcune criticità, perché la sostituzione di impianti termoelettrici con impianti a produzione non programmabile riduce in alcune ore il margine di adeguatezza del sistema.

Sono alcune delle evidenze emerse dall’Electricity Market Report 2020, l’analisi sull’evoluzione dei mercati elettrici in Italia e sulle nuove configurazioni per la condivisione dell’energia condotta dall’Energy&Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano. Il Report, giunto alla quarta edizione, è stato presentato questa mattina durante un convegno che ha visto la partecipazione al dibattito delle numerose aziende partner della ricerca.

“Il sistema elettrico è in rapida evoluzione per via del peso sempre maggiore delle fonti rinnovabili e della progressiva dismissione di una parte del parco termoelettrico – commenta Simone Franzò di E&S Group, responsabile scientifico della ricerca -. In questo contesto, un nuovo soggetto sta emergendo con grande enfasi: le Energy Community, frutto del percorso normativo europeo avviato sulla scia del Clean Energy Package e che poggia su due direttive, la RED II e la IEM, che l’Italia è chiamata a recepire nei prossimi mesi. Il Report analizza le diverse configurazioni di Energy Community introdotte nel quadro normativo comunitario, dal punto di vista regolatorio e tecnologico ma anche sotto il profilo della sostenibilità economica e delle potenzialità di diffusione in Italia. Anche altre normative si sono perfezionate nel corso del 2020, nell’ottica di assecondare uno sviluppo sostenibile del sistema elettrico verso il 2030, anno target per gli ambiziosi obiettivi che il nostro Paese si è dato, come il 55% di copertura della domanda di elettricità da fonti rinnovabili”.

Secondo le stime dell’E&S Group, nel prossimo quinquennio (2021-2025) la diffusione delle comunità energetiche potrebbe portare all’installazione di oltre 3,5 GW di impianti fotovoltaici, generando un volume d’affari di 4 miliardi di euro (con riferimento alle diverse tecnologie abilitanti)supportati da incentivi per 6,5 miliardi su un orizzonte di 20 anni. Riferendosi ad uno scenario intermedio, al 2025 le “comunità energetiche” e gli “autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente” potrebbero contribuire al 45% della nuova potenza di fotovoltaico installata necessaria per raggiungere l’obiettivo fissato dal PNIEC. Quanto ai benefici ambientali, la riduzione delle emissioni di CO2 cumulate nell’arco della vita utile dei nuovi impianti installati sarebbe intorno ai 23 milioni di tonnellate.

Gli effetti del lockdown sul sistema elettrico

Nella primavera 2020, sul MSD si è avuto un forte incremento delle quantità scambiate sia “a salire” che “a scendere” rispetto al 2019, mentre non si è vista una così netta differenza in termini di prezzi medi. La combinazione dei due effetti ha avuto come risultato principale una crescita del controvalore dei servizi “a salire”: +137 mln€ sul MSD ex-ante e +67 mln€ sul MB tra marzo e maggio 2020 rispetto allo stesso periodo del 2019. Confrontando fra loro le diverse zone di mercato, si nota come le principali differenze nel periodo analizzato siano 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. In totale, nel corso dei tre mesi considerati, il costo di approvvigionamento di servizi sul MSD (valutando il delta tra il controvalore dei servizi “a salire” e quello dei servizi “a scendere”) è cresciuto da 539 milioni di euro nel 2019 a circa 829 milioni nel 2020.
Escludendo il Centro-Sud, tuttavia, non si è osservata una crescita particolarmente elevata dei costi del MSD (anche in aree caratterizzate dalla forte presenza di impianti FERNP) mentre è stata notevole la riduzione dei prezzi dell’energia sul MGP. Una corretta valutazione degli effetti di lungo termine della maggiore penetrazione di rinnovabili nel sistema elettrico andrà calcolata considerando, tra le altre cose, da un lato gli eventuali maggiori costi di gestione del sistema elettrico e dall’altro la riduzione dei costi di generazione dell’energia elettrica e del suo prezzo per gli utenti finali.
Sono diversi i provvedimenti introdotti per dare risposte alle esigenze seguite all’evoluzione del sistema elettrico – che nell’ultimo periodo ha registrato una repentina quanto inattesa “accelerazione – tra cui il processo di apertura del MSD a nuove risorse, di cui fa parte il Decreto V2G per favorire l’integrazione tra veicoli elettrici e la rete elettrica, il progetto pilota Fast Reserve per abilitare risorse in grado di fornire un servizio di regolazione ultra-rapida di frequenza e il Capacity Market, che si pone l’obiettivo di assicurarsi la disponibilità di capacità produttiva nel lungo termine.

Gli andamenti del MSD in Italia negli ultimi anni

L’analisi delle diverse zone di mercato che caratterizzano il MSD mostra significative disomogeneità, dal punto di vista delle quantità scambiate, dei prezzi medi e delle tipologie d’impianto maggiormente coinvolte. La zona Nord è quella caratterizzata dai volumi maggiori, con una concentrazione delle quantità accettate “a salire” nelle ore diurne, sia nei mesi estivi che in quelli invernali. I prezzi medi osservati nel 2019 sul MSD ex-ante “a salire” risultano pari a circa 80 €/MWh nelle ore notturne per poi crescere fino a 115 €/MWh nelle ore serali. Prezzi simili si osservano sul Mercato del Bilanciamento (MB), sul quale tuttavia vengono scambiate quantità decisamente inferiori rispetto all’ex-ante. Viceversa, la zona Centro Sud è quella che presenta i prezzi “a salire” mediamente più alti, sia su MSD ex-ante che MB. Le quantità accettate in MSD ex-ante sono concentrate nelle ore notturne, con prezzi medi pari a circa 280 €/MWh nei mesi estivi e 330 €/MWh in quelli invernali, e nel MB si raggiungono valori medi superiori ai 350 €/MWh.
Circa la tipologia di impianto che oggi fornisce servizi ancillari, la quota maggiore è relativa agli impianti a gas naturale sia nell’ex-ante che nel MB, seguiti da quelli idroelettrici (soprattutto a pompaggio) e a carbone, anche in questo caso con evidenti differenze tra le zone (nel 2019, 60% al Sud e addirittura 100% in Sardegna nel MSD ex-ante), nonostante gli obiettivi nazionali prevedano un completo phase-out degli impianti a carbone entro il 2025. L’ingresso di nuove risorse per la fornitura di servizi di mercato potrà muoversi secondo due direttrici: l’esigenza di modulazione della potenza attiva nella zona e il prezzo di remunerazione che potranno ottenere. 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.

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