Nella UE spesso prezzi energetici sono stati negativi, ma non è stato un vantaggio per nessuno

Nel secondo trimestre 2024 il numero di ore con prezzi elettrici negativi nella UE è stato pari a 4.166, secondo un rapporto della Commissione europea pubblicato la scorsa settimana.

Si tratta di un numero quasi triplicato (+189%) rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente! Nel secondo trimestre del 2023 erano state registrate “solo” 1.441 ore di prezzi negativi. Si tratta di un boom rispetto al 2022, quando il volume era quasi dieci volte inferiore.

Se questo fenomeno è stato particolarmente marcato nel Nord Europa, la tendenza è evidente anche in Francia, Spagna e Portogallo, mentre non si sono verficati in Italia. “Probabilmente finiremo l’anno con più di 400 ore di prezzi negativi, rispetto alle 50 ore del passato”, afferma Corentin Sivy, direttore dello sviluppo di Q Energy per il mercato francese. Nei primi sei mesi dell’anno, la RTE ha registrato 233 episodi negativi, contro i 53 del primo semestre 2023. L’Italia, con il proprio complesso sistema di calcolo dei ccosti energetici e dei sussidi, non ha mai visto prezzi negativi. 

Episodi particolarmente legati alla produzione solare

Queste incursioni in territorio negativo si concentrano generalmente tra marzo e settembre e sono particolarmente evidenti tra le 11.00 e le 17.00, quando i pannelli solari producono molto. “Nei periodi autunnali e invernali, questi episodi sono più strettamente legati alla produzione di energia eolica e possono essere osservati in qualsiasi momento della giornata, non appena passa un sistema di bassa pressione. Sono più rari, tuttavia, perché il consumo è maggiore nella direzione opposta”, spiega Corentin Sivy, direttrice allo sviluppo di Q energy.

In pratica, quando i prezzi dell’elettricità sono negativi, significa che i consumatori vengono pagati per consumare megawattora.

Ciò accade quando si verifica una combinazione di fattori”, spiega Jacques Percebois, economista specializzato in mercati energetici. Quando, da un lato, la domanda è bassa e, dall’altro, molta elettricità rinnovabile [prodotta da turbine eoliche e pannelli fotovoltaici, ndr] viene immessa nella rete in un momento in cui le centrali nucleari e a gas continuano a produrre”, continua.

Pale eoliche

Produzione abbondante e consumo lento

Gli operatori di queste centrali preferiscono tenere aste a prezzi negativi per brevi periodi (in genere tra una e cinque ore) piuttosto che chiudere i loro impianti di produzione “perché corrono il rischio di non essere in grado di riavviare la produzione in tempo per approfittare dei prezzi una volta che questi tornano a essere interessanti”, spiega Jacques Percebois . La perdita di ricavi sarebbe quindi maggiore di quella legata ai prezzi negativi. Riavviare una grossa turbina eolica, da diversi MW di potenza, può essere un affare complesso e costoso. 

La quasi triplicazione di questi episodi osservata nel secondo trimestre del 2024 si spiega con una produzione di energia elettrica molto più abbondante, in particolare in Francia dove, nella prima metà del 2024, ha raggiunto il livello più alto dal 2019.

Questo grazie a un livello eccezionalmente alto di generazione idroelettrica, in aumento del 37% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, e a una flotta nucleare molto più produttiva dopo essere stata scossa dalla crisi di corrosione. Allo stesso tempo, sono state collegate molte più centrali elettriche rinnovabili in Francia e in altre parti d’Europa.

Però il problema non è l’offerta: alla Francia basterebbe, in teoria, esportare l’energia in Italia, tra l’altro rendendo i prezzi fra i due sistemi più omogenei. Il problema vero è a livello di domanda: 

“Ma la radice del problema è che il consumo di elettricità è stato lento. L’elettrificazione degli usi è stata avviata troppo lentamente. Lo vediamo nella diffusione delle pompe di calore, ma anche nella lenta decarbonizzazione dei processi industriali”, sottolinea Corentin Sivy.

Anche le vendite di veicoli elettrici sono in calo nel Vecchio Continente dalla fine del 2023. “Di conseguenza, il sistema elettrico ha una capacità in eccesso in alcuni momenti ”, aggiunge Jacques Percebois.

Il problema è in realtà ancora più profondo: i cicli industriali non sono intermittenti a seconda del vento, ma seguono cicli predeterminati, se non addirittura continui. Non si può fermare in impianto chimico o una fonderia perché manca il vento, e neppure si possono lasciare a casa i lavoratori perché c’è bonaccia. Il problema è nell’offerta e nella domanda che non si incontrano e, con le rinnovabili, non si possono incontrare. 

Nessun effetto immediato sulle bollette

A rigor di logica, si potrebbe pensare che l’aumento della frequenza di questi episodi di prezzi negativi sul mercato all’ingrosso sarebbe una buona notizia per i consumatori finali, in quanto il prezzo in bolletta rifletterebbe, in parte, i prezzi osservati sui mercati. In realtà, ciò va a vantaggio solo dei grandi consumatori  una tantum, che sono in grado di rifornirsi direttamente dal mercato all’ingrosso, come ad esempio un produttore di acciaio. I comuni privati e le imprese non ne beneficiano, perché “gran parte dell’elettricità generata da energie rinnovabili beneficia di meccanismi di sostegno pubblico, in particolare attraverso una remunerazione aggiuntiva ”, spiega Jacques Percebois.

Il governo paga quindi la differenza tra il prezzo osservato sul mercato e il prezzo stabilito nel contratto. Tuttavia, questi sussidi vengono trasferiti sotto forma di tasse, che a loro volta si aggiungono alle bollette dei consumatori finali. In altre parole, ciò che i consumatori guadagnano quando i prezzi sono negativi, lo perdono attraverso la compensazione pagata al produttore. Alla fine comunque qualcuno paga, ed è il cittadino. 

Se non ci guadagnano i consumatori, non ci guadagnano nemmeno i produttori. Da un lato, i produttori di energia rinnovabile non sono pienamente compensati quando i prezzi sono negativi. D’altra parte, quando i prezzi sono negativi, tutti i produttori ne risentono, compresi quelli che non beneficiano del sostegno pubblico, come gli operatori di centrali nucleari o a gas. Per loro, la perdita di entrate può essere molto maggiore. Alla fine l’introduzione delle rinnovabili senza un’adeguata programmazione è un gioco che porta a perdite a tutti gli operatori. 

Sistema di stoccaggio energetico di rete

Generalizzazione delle ore pomeridiane non di punta

Come superare questo ostacolo, destinato a peggiorare con la crescente penetrazione delle energie rinnovabili non controllabili? Uno dei modi principali è quello di limitare il verificarsi di questi episodi spostando il consumo di elettricità nel pomeriggio, quando la produzione solare è più abbondante e l’elettricità è quindi più economica.

Un’altra leva d’azione per contenere questi episodi di prezzi negativi è l’ulteriore sviluppo di batterie stazionarie per immagazzinare l’elettricità quando è abbondante, in modo da poterla reimmettere nella rete quando il consumo raggiunge i picchi, ma queste hanno un costo, e non è un costo basso: immagazzinare un MW elettrico può costare dai 100 mila euro per un sistema meccanico/ideoelettrico, al doppio per i pacchi di batterie al litio o al sodio (ancora allo studio). A livello commerciali si calcola il costo per KW dello stoccaggio a circa 20 centesimi di euro. Alla fine il costo rischia di essere eccessivo, e di cose eccessive ne sono state fatte un po’ troppe nel recente passato.