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Come è cambiato e come cambierà il mercato elettrico italiano

Come è cambiato e come cambierà il mercato elettrico italiano

Presenza di RSE al convegno Il sistema elettrico nazionale, fra il mercato e gli obiettivi di decarbonizzazione  che si è svolto lo scorso 26 novembre a Roma, presso l’Università La Sapienza.

Oltre cento partecipanti; ecco gli spunti più interessanti emersi dalla discussione.

Evoluzione o stravolgimento? Dovendo descrivere i cambiamenti cui è andato incontro il mercato elettrico italiano in anni recenti si fa davvero fatica a scegliere uno dei due termini. In un lasso di tempo tutto sommato contenuto si sono verificati cambiamenti davvero profondi e per molti versi è oggi difficile prevedere con certezza come e dove potrà essere il sistema anche solo tra 3 o 4 anni.
Il tema, sfidante e affascinante nello stesso tempo, è stato al centro del convegno dal titolo Il sistema elettrico nazionale, fra il mercato e gli obiettivi di decarbonizzazione  che si è svolto lo scorso 26 novembre a Roma, presso l’Università La Sapienza - Facoltà di Ingegneria.

Organizzato dai Gruppi Tematici dell’AEE (Associazione Energia Elettrica) Mercato elettrico e Produzione e Rinnovabili - guidati rispettivamente da RSE e GSE - l’evento ha visto una forte presenza di operatori e di figure istituzionali, in rappresentanza del settore energy  italiano.
La discussione è stata vivace (circa un centinaio i partecipanti!) specie quando è entrata nel cuore della questione: i modelli di mercato e regolatori.
Senza la pretesa di una sintesi completa, ecco alcuni degli spunti di riflessione più interessanti che sono emersi.

Fabrizio Carboni (GME). “La prossima scadenza importante per il settore riguarda l’attivazione del market coupling. A metà gennaio sarà resa nota la data di partenza (probabilmente già a febbraio). In questa prima fase non è prevista la possibilità di offrire a prezzi negativi in Italia, cosa che richiederebbe l’aggiustamento di molteplici provvedimenti regolatori”.

Virginia Canazza (REF-E). “Le nostre simulazioni del market coupling  al 2015 evidenziano che potrebbe aumentare l’import netto a causa del massimo sfruttamento della NTC disponibile, ma che potrebbero esservi anche occasioni di export per l’Italia, in particolare nei casi in cui oggi vi sono flussi antieconomici (verso l’Italia, con prezzi esteri più alti di quelli italiani). Ci si aspetta quindi un impatto al 2015 corrispondente ad una riduzione del PUN di 1 €/MWh (da 54,5 a 53,5 €/MWh)”.

Andrea Marchisio (Elemens). “In un nuovo modello, l’AU potrebbe svolgere un ruolo da protagonista. Si tratta di creare le condizioni per cui si possa investire ancora sulle FER, senza incentivi: serve un soggetto di natura pubblica, credibile e finanziariamente solido, che faccia contratti di lungo termine con chi produce da rinnovabili. Questo rende i progetti bancabili. Il soggetto in questione potrebbe essere l’AU, che vende l’energia ai clienti in maggior tutela. Se il prezzo del PPA è più basso di quello del mercato libero, le vendite aumentano e le rinnovabili crescono (market parity). Se il prezzo fosse più alto, vuol dire che le FER non sono ancora competitive, e i clienti in maggior tutela pagherebbero un extra-prezzo pur di essere green”.

Michele Governatori (AIGET). “I trader muovono, dal loro punto di vista, alcune critiche a GSE, Terna e distributori. Pur riconoscendo, ad esempio, il ruolo pubblicistico  del GSE nel distribuire gli incentivi, essi contestano alcune attività che a loro parere interferiscono con il mercato energetico”.

Massimo Parati (AEEGSI). “Visto che l’MGP è ormai inadeguato per la remunerazione della produzione e servono segnali di lungo termine, si potrebbe mettere a gara non una generica capacità, ma specifici lotti di generazione - ad esempio di eolico, o gas, o carbone, e così via - e aggiudicare un PPA di lungo termine. In questo modo la competizione si sposta nella fase di aggiudicazione del PPA, il cui prezzo terrà conto sia dei costi di gestione che di quelli di O&M sull’intero periodo di contrattualizzazione”.

Mauro Caprabianca (TERNA). “Fra il 2013 e il 2014 sono usciti dal mercato 15 GW di termoelettrico. Per il 2015 stimiamo la domanda di punta tra i 52 e i 53 GW. Si evidenzia sempre di più la necessità di flessibilità da parte degli impianti CCGT presenti sul mercato”.

Luigi Napoli (Assoelettrica). “Negli ultimi 6 anni c’è stato un ampio calo della domanda con conseguenti dismissioni di impianti termoelettrici (annunciati 11 GW per ENEL e 2 GW per A2A). Proprio sul termoelettrico è stato aperto un «tavolo di crisi» in cui si discutono varie opzioni: conversione a biomasse; riqualificazione ambientale; usi alternativi dei siti (commerciale, logistica); vendita del sito”.

Andrea Zaghi (AssoRinnovabili). “Occorre avere ancora incentivi sulle FER non-FV e superare le mille difficoltà per riuscire ad avere autorizzazioni. Da AssoRrinnovabili viene inoltre una proposta di fiscalità energetica: perché non istituire un’imposta sulla CO2 aggiunta  che prenderebbe il posto dell’ETS e dovrebbe essere adottata dall’Europa come strumento per valorizzare le nostre politiche virtuose rispetto a quelle meno responsabili di USA e a quelle assolutamente irresponsabili di Cina e ancor più India? È una proposta ENEA che AssoRinnovabili fa propria”.

Luigi Mazzocchi (RSE). “Ci sono due possibili obiezioni alle proposte di AssoRinnovabili (vedi intervento di Zaghi n.d.r.). Si tratta, di fatto, di una barriera doganale, che può determinare mercati paralleli e indurre a comportamenti fraudolenti. Inoltre, se venisse applicata dalla sola Europa, ne deriverebbe un danno ai consumatori europei, molto meno ai Paesi inquinatori. In ogni caso il termoelettrico ha un futuro: per garantire l’adeguatezza alla punta serviranno circa 12 GW di cicli combinati a gas; e per assicurare stabilità e sicurezza al sistema usare il parco termico resta comunque l’opzione di minor costo”.

Luca Colasanti (GSE). “Nell’esaminare le attività di previsione, gestione energia e settlement  svolte da GSE, si rileva, per quanto riguarda le prime, un netto miglioramento nel 2014 rispetto al 2013. A tale risultato ha contribuito l’uso di strumenti previsionali per la produzione eolica e fotovoltaica messi a punto da RSE”.

Stefano Rossi (RSE). “L’introduzione dei prezzi negativi sui mercati della borsa elettrica italiana avverrà, anche se non da subito, a seguito dell’integrazione del mercato elettrico nazionale nel più ampio mercato europeo. Per un produttore termoelettrico, l’offerta a prezzi negativi potrebbe rappresentare un’opportunità aggiuntiva per dare un valore alla flessibilità degli impianti, soprattutto in MSD. Le rinnovabili dovranno invece rivedere l'approccio per le offerte in MGP. Si ritiene che i prezzi negativi in MGP avranno comunque una frequenza limitata, presumibilmente pari a quella dei prezzi zonali nulli che si verificano oggi. Per quanto riguarda il consumatore, i benefici sono contenuti”.

Luca Benedetti (GSE). “Per il fotovoltaico vi è stata una rapida diminuzione dei costi di investimento, che in Italia sono calati in media del 20 per cento all’anno, in misura maggiore per gli impianti più grandi. Nel 2013 il costo di impianti domestici da 1-3 kW è stato il 44 per cento del costo del 2008, mentre quello degli impianti industriali da 1 MW a terra è stato il 25 per cento del costo del 2008. Di contro, il fotovoltaico produce in ore nelle quali esso stesso contribuisce ad abbassare i prezzi dell’energia, e in questo senso si autolimita: nel 2013 infatti la produzione fotovoltaica ha ‘visto’ un prezzo medio di mercato pari a 56,3 euro/MWh, rispetto ai 63 euro/MWh del PUN ed ai 67,1 euro/MWh del termoelettrico”.

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