Decreto bollette 2026 (Puntata 709 in onda il 24/2/26)

Illustrazione di Paolo Ghelfi

Questa puntata si può ascoltare qui.

L’energia economica si fa puntando su un sistema economico per produrla.

Questo sistema oggi sono le fonti rinnovabili come sole e vento accoppiate alla capacità di stoccaggio e di flessibilità nelle tecnologie di consumo.

In questo senso il decreto bollette del 18 febbraio 2026 va nella direzione giusta quando punta su ulteriore disponibilità di contratti di lungo periodo per assicurarsi energia da queste fonti. Un modo per dare alle aziende l’opzione di legarsi ai costi fissi prevedibili delle rinnovabili anziché a quello alto e incerto del gas. Chissà però perché il Governo non favorisce simili soluzioni anche per i clienti comuni per le forniture domestiche.

Se due parti possono pattuire un prezzo elettrico per forniture di lungo termine e quindi basato su costi di lungo periodo, è anche vero che il prezzo spot, cioè quello contingente per acquisti non pianificati, si forma ogni quarto d’ora sulla borsa elettrica e risente molto del gas, perché il gas è ancora indispensabile in gran parte dei momenti e quindi è lui a fare il prezzo malgrado quote crescenti della produzione siano da rinnovabili e costino meno.

La soluzione non è imporre ai mercati nuovi modi di funzionamento (sarebbe vano per motivi intuibili ma che non posso affrontare in questo post), bensì emanciparci dal gas usandolo solo per emergenza.

Invece da un decennio almeno la politica italiana punta a non abbandonare il gas, con nuove infrastrutture e un obiettivo di mantenimento di capacità installata che grida vendetta: 50 GW di centrali elettriche a gas che da sole coprirebbero quasi l’intero picco massimo di domanda. Una cosa sensata solo se fosse statisticamente possibile avere momenti di domanda vicina al record storico e nello stesso tempo assenza di sole, vento, acqua, import e stoccaggi. Tutte risorse che invece, ai Numi piacendo, sono complessivamente sempre più vaste.

In coerenza con questa incoerenza, il decreto fa un ulteriore regalo alle centrali a gas, stabilendo di abbuonare loro tra le altre cose il costo della carbon tax legata alle emissioni-serra, recuperando le risorse dalle bollette.

Ai non tecnici la trovata può sembrare una partita di giro insensata, ma in realtà una ratio c’è: l’idea è indurre queste centrali ad abbassare il prezzo di vendita nella borsa elettrica, con la conseguenza di farlo calare anche per tutte le altre fonti che producono in quel momento e generare quindi un vantaggio maggiore del costo per i consumatori. Sempreché le centrali a gas davvero ribaltino il sussidio a valle con prezzi più bassi, cosa anch'essa prevista ingenuamente e assertivamente (spesso le due cose vanno insieme) nel decreto.

Eh, se bastassero i decreti a rendere competitivi i mercati.

Fa un po’ impressione che il Governo sembri nel testo ignorare che le istituzioni antitrust già ci sono, e hanno il dovere di esercitare la loro azione senza le interferenze dell’esecutivo. Anche perché in qualità di azionista di maggioranza di due tra i più forti operatori sul mercato il Governo non è proprio credibilissimo come avvocato della concorrenza nell’energia.

La brutta mossa di annullare la carbon tax sulle centrali a gas – e questo il ministro Pichetto Fratin l’ha sostanzialmente ammesso in una dichiarazione – ha un significato politico che trascende il mercato italiano, perché fa il paio a una posizione contro l'intero sistema europeo dell’ETS (Emission Trading System), che è un cardine della politica industriale del blocco. Un sistema che disincentiva chi inquina di più a vantaggio di chi investe per farlo meno, e i cui proventi per legge sono utilizzati dagli Stati Membri per azioni di mitigazione e adattamento climatico.

L’articolo incriminato del decreto (il 6) a norme europee attuali potrebbe essere bocciato a Bruxelles molto prima della data in cui è prevista la sua decorrenza (2027). Sempreché la strategia industriale UE tenga e non decidiamo invece di imitare Trump nello smantellamento delle politiche per ambiente e innovazione.

Link

• Il decreto "bollette" in Gazzetta Ufficiale:
  https://www.gazzettaufficiale.it/atto/serie_generale/caricaDettaglioAtto/originario?atto.dataPubblicazioneGazzetta=2026-02-20&atto.codiceRedazionale=26G00041&elenco30giorni=true

L'inverno elettrico francese (Puntate 454 e 469 in onda il 29/9/20 e 19/1/21)

Abbiamo parlato più volte a Derrick di un tema che di solito appassiona anche chi non si occupa di energia: gli scambi elettrici tra Italia e Francia, quest’ultima nota per essere l’unico grande Paese Europeo con una forte dipendenza dalla produzione elettrica termonucleare che copre ancora oggi oltre metà del picco di domanda locale (a sua volta circa il 10% più alto di quello italiano). Abbiamo visto che è iniziato un processo di dismissione di questi impianti a partire dai più vecchi o vulnerabili a possibili eventi naturali estremi, tra cui quello di Fassenheim lungo il Reno, in Alsazia.

Tradizionalmente la Francia compensa la rigidità della produzione nucleare esportando nelle ore di basso consumo e importando in quelle di alto, ma ora la vetustà e minore disponibilità degli impianti aumenta la dipendenza francese, almeno potenziale, dall’estero. Quanto effettivamente sarà necessario il soccorso italiano in termini di esportazioni, con conseguente aumento del prezzo per i consumatori italiani, dipenderà dal freddo in Francia il prossimo inverno. Una buona notizia per il gestore della rete elettrica francese è la ritrovata disponibilità dell’impianto di Flamanville, sulla Manica, sito in cui è anche in costruzione uno dei pochi nuovi impianti nucleari in Europa, tutti accomunati dalla dilatazione per ora senza fine di tempi e costi.

A proposito di costi è molto interessante la notizia dello scorso 10 settembre [2020] apparsa su un sito di informazione specializzata, Contexte Energie, ripreso anche dal nostro Quotidiano Energia, che ha avuto accesso a un dossier dell’Autorità francese per l’energia la quale stima in 48 €/MWh il costo dell’energia nucleare che EDF, l’azienda transalpina di fatto ancora monopolista nella gestione di queste centrali, deve cedere in parte agli altri operatori a un prezzo politico per favorire la concorrenza. Prezzo che però stando a questa notizia è di qualche Euro più alto del costo effettivo. La cosa che però trovo più interessante è il fatto che anche centrali stra-ammortizzate (cioè già pagate tanto tempo fa con le tasse dei francesi oltre che con il prezzo successivo dell’energia) abbiano ancora oggi un costo industriale medio dell’energia non lontano dai prezzi italiani all’ingrosso dell’elettricità.

Invece, quella del nucleare disponibile a breve come panacea a basso prezzo delle forniture di energia decarbonizzata è una suggestione frequente tra chi non si occupa di energia in termini di fattibilità industriale. Ho avuto il piacere di parlarne in una bella discussione online con esperti e con l’economista Michele Boldrin organizzata da Figli Costituenti la scorsa estate (qui sotto il video).

Aggiornamento 18/1/2021

L’8 gennaio [2021] le autorità d’oltralpe, temendo una situazione molto critica, hanno diffuso tra la cittadinanza la richiesta di fare l’”éco-geste” letteralmente il gesto ecologico – anche se qui l’ecologia non c’entra, di contenere il più possibile i consumi. I francesi hanno risposto e per fortuna il sistema, anche grazie alle importazioni, è rimasto bilanciato, e ha espresso prezzi attorno a 70 €/MWh, spingendo al rialzo anche quelli dell’Italia.

Ma in realtà la giornata elettrica europea dell’8 gennaio aveva altro da offrire. Nelle prime ore del pomeriggio l’intera rete sincrona continentale di trasmissione elettrica è andata in un forte stress e si è sezionata in due, con una notevolissima riduzione della frequenza nell'Europa centrale e occidentale e un'aumento in quella orientale.

Il sistema elettrico è come un tandem con non due ma tanti ciclisti in sella, e dove a pedalare in sincronia sono le centrali elettriche. Forti consumi sono come salite che i pedalatori devono affrontare spingendo con più forza. Se faticano a farcela, le pedalate rallentano, e se rallentano troppo l’intero tandem perde ritmo, equilibrio fino nel caso peggiore a fermarsi in blackout. E appunto la frequenza, cioè la velocità della pedalata, della rete elettrica europea centro-occidentale è scesa l’8 gennaio fino quasi al limite della gestione d’emergenza, tanto che per ristabilire l’equilibrio migliaia di megawatt di clienti interrompibili sono stati tagliati dalla fornitura. Lo riporta Quotidiano Energia dell’11 gennaio, che a sua volta cita come fonte ENTSO-E, l’organo europeo di coordinamento dei gestori delle reti di trasmissione elettrica.

La partecipazione dei consumatori al bilanciamento delle reti elettriche sarà sempre più normalità in un sistema con meno grandi centrali convenzionali flessibili, grazie alla diffusione di forme di accumulo di energia presso i clienti, talvolta in grado di essere attivate dai gestori di rete sulla base delle necessità.

Link

• La notizia citata dal sito di Contexte énergie: https://www.contexte.com/article/energie/info-contexte-rapport-audit-cre-regulation-le-vrai-cout-du-nucleaire-dedf-est-de-48-euros_120046.html
• L'indirizzo del video qui sopra: https://www.facebook.com/watch/?v=1087900568272777&extid=GjFCZPZqPj6i9NTq 
• Altre puntate di Derrick sulla Francia e sulla sua interdipendenza con il mercato elettrico italiano: http://derrickenergia.blogspot.com/2016/10/esportiamo-elettricita-d291.html
• Tutte le puntate di Derrick sul nucleare: http://derrickenergia.blogspot.com/search/label/Nucleare

Economics of Electricity (Puntata 422 in onda il 14/1/20)

Buon anno agli ascoltatori di Derrick, che torna dopo una pausa di tre settimane in cui sono andate in onda repliche.

Tornato dal mio viaggio nel sudest asiatico, ho partecipato alla presentazione, il 10 gennaio (2020) a Milano, di un manuale di economia applicata edito da Cambridge University Press, intitolato Economics of Electricity, di Anna Cretì e Fulvio Fontini.

Si tratta di un libro che introduce le caratteristiche specifiche dei mercati dell’elettricità e poi analizza sulla base della teoria microeconomica rilevante in che modo alle varie fasi della filiera si applicano diversi modelli di competizione.

Ne ho approfittato per un’intervista con l’autore Fulvio Fontini, professore di economia all’Università di Padova.

Gli ho chiesto innanzitutto se l’applicazione della concorrenza al mondo dell’elettricità sia fattibile sulla base della teoria economica.

(Ricordo agli ascoltatori che nel linguaggio gergale dell’energia elettrica la “generazione” è la produzione - quella che fanno le centrali - e che il mercato “wholesale” è quello all’ingrosso, che riguarda le centrali e i grandi aggregatori di consumo, mentre quello “retail” riguarda i clienti finali in particolare di piccole dimensioni).

La seconda domanda che ho fatto a Fontini è se l’introduzione della concorrenza nei mercati elettrici italiani sia da considerare o meno un successo.

Grazie dunque a Fulvio Fontini dell’università di Padova.


Link:

• Il libro sul sito dell'editore: https://www.cambridge.org/core/books/economics-of-electricity/143CDE0ABA103D4C2B2A50A938E3D868#
• Una delle puntate di Derrick sugli esiti dell'introduzione del mercato nell'energia italiana: http://derrickenergia.blogspot.com/2019/03/20-anni-dal-decreto-bersani-di.html

Relazione ARERA 2019 (Puntata 403 in onda il 16/7/19)

Quale migliore buongiorno agli ascoltatori di Derrick di questo! Grazie davvero a Stefano Besseghini, presidente dell’autorità energia acqua e rifiuti, che il 04/7/2019 ha presentato alla Camera dei Deputati la sua relazione annuale 2019.

Proprio dai tomi della relazione annuale (link sotto) estraiamo alcuni dati salienti per il comparto energia, cominciando con l’elettricità:

Negli ultimi tre anni (fino al 2018 per cui ci sono dati consuntivi pressoché completi) i consumi si sono stabilizzati a 303 TWh complessivi, con una riduzione di quelli industriali dal valore massimo di 155 TWh nel 2007 fino a 126 nel 2017, mentre il terziario ha in parte compensato con un aumento (da 90 a 105 TWh).

Stefano Besseghini in un'immagine dal sito Ansa

Come abbiamo visto in una puntata recente, la decentralizzazione della generazione elettrica in Italia si sta, seppur lentamente, realizzando insieme allo sviluppo delle fonti rinnovabili, che pure ha avuto una forte battuta d’arresto in attesa dei nuovi regimi di incentivo e dopo la fine, per i nuovi impianti di grandi dimensioni, di quelli in molti casi generosi del passato.

Nel 2018 le fonti rinnovabili hanno inciso sulla produzione di energia elettrica italiana per circa il 39%. Lo stesso quoziente nel 2004 ammontava al 18%. (Rispetto ai consumi il rapporto è leggermente inferiore, dato che l’Italia ha importato nel 2018 il 13,9% del suo fabbisogno).

Il costo degli incentivi alle fonti rinnovabili di generazione elettrica sulle bollette (inclusa una categoria ormai residuale di impianti non rinnovabili ma comunque beneficiari di incentivi con finalità ecologiche) ha proseguito la sua riduzione anche nel 2018, ma resta rilevante: circa 11,6 miliardi di euro per 63 TWh di energia elettrica incentivata. Per il 2019 l’Autorità prevede una leggera ulteriore riduzione a 11,5 miliardi di Euro.

Il motivo della lentezza del calo è che i diritti di incentivazione acquisiti dagli impianti durano fino alla fine delle relative convenzioni, e quindi anche ridimensionamenti notevoli delle regole sugli incentivi hanno effetti sulle bollette differiti nel tempo.

Durante numerose ore del giorno, soprattutto nell’Italia meridionale, la quantità di energia prodotta dagli impianti fotovoltaici ed eolici è stata (e sempre più spesso sarà) superiore al fabbisogno locale momentaneo. Questo rende necessario “evacuare”, come dice il gestore della rete elettrica, il surplus di energia in altre zone causando un fenomeno chiamato “inversione di flusso”. Si tratta di questo: energia prodotta da impianti collegati a una rete di distribuzione locale, non consumata all’interno della stessa rete, deve essere trasformata a tensioni più alte e immessa nella rete nazionale per essere trasferita altrove, con conseguenti perdite di energia che non si sarebbero verificate in caso di consumo locale.

Altro fenomeno che si consolida è che nella borsa elettrica (il mercato all’ingrosso orario dell’elettricità) le ore a prezzo più alto sono spesso quelle preserali, in cui il sistema non può più contare sull’energia fotovoltaica ma ha ancora consumi relativamente elevati nel settore industriale e terziario.

Se i consumi di elettricità sono stabili, quelli di gas continuano a diminuire. Nel 2018 il consumo netto è stato di 70,3 miliardi di m3 dai 72,7 del 2017. Numeri simili a quelli di 20 anni fa, quando, se ricordo bene, l’allora amministratore delegato di Eni si preparava a prospettive di 100 miliardi mentre la punta massima sarebbe stata, nel 2005, di solo 85,3. Più in dettaglio, i consumi industriali nel 2018 sono cresciuti del 4,1%, mentre quelli per generazione termoelettrica sono calati dell’11%. Più o meno invariato invece il consumo di residenziale e terziario.

Anche le importazioni nette di gas hanno subito una contrazione (del 2,7%).

Ringrazio per questa puntata Chiara Governatori e ancora una volta Stefano Besseghini per il suo saluto.

Link utili:

• I volumi completi dei dati presentati alla relazione annuale ARERA: https://www.arera.it/it/relaz_ann/19/19.htm
• Videosintesi della relazione annuale ARERA 2019 presso la Camera dei Deputati: https://www.arera.it/it/news/190711pilloleRA.htm

Il mercato ha alzato o abbassato le bollette? (Puntata 343, in onda il 23/1/18)

Un quesito comune che arriva spesso a Derrick è: la liberalizzazione nell’energia ha fatto bene o male?

Se guardiamo al prezzo e ci focalizziamo sulla bolletta elettrica tipo di una fornitura domestica in Italia, da metà 2007 alla fine del 2017 il costo di un kWh è aumentato in termini nominali di circa il 25%, meno della metà in termini deflazionati. Ma il costo della materia prima - che oggi forma un po’ meno della metà di una bolletta - è rimasto fermo, e quindi sceso di circa il 13% in termini reali, mentre tutte le altre componenti sono salite, soprattutto la parafiscalità (circa raddoppiata in termini nominali) e il costo delle reti elettriche (+50%) e un po’, ma non molto, le imposte vere e proprie.

Sotto, il link all'intera serie storica dal sito dell'Autorità per l'energia

Dunque, proviamo a trarre conclusioni. L’elettricità per un cliente domestico tipo italiano costa leggermente di più oggi che dieci anni fa. Ma la bolletta oggi attraverso la sua parte parafiscale finanzia cose che in passato non finanziava. Si tratta soprattutto dei sussidi alle fonti rinnovabili e in minor parte degli investimenti in efficienza coperti dal sistema dei “certificati bianchi”, e di ciò che menzionerò più sotto.

Inoltre, la bolletta oggi paga le reti molto più di quanto lo facesse in passato, il che si può ricondurre a mio avviso a tre ragioni principali:

1. In un sistema elettrico con molte fonti rinnovabili non programmabili servono capacità e ridondanza della rete molto maggiori
2. La rete ad alta tensione oggi è più interconnessa di quella di dieci anni fa, cosa che ha richiesto investimenti e che contribuisce all’efficienza della concorrenza tra le centrali elettriche nazionali e dei paesi confinanti
3. Gli investimenti nelle reti – e questo non vale solo nell’energia e non vale solo in Italia – hanno ottenuto generalmente una remunerazione elevata se paragonata al basso rischio imprenditoriale dell’attività, che è svolta in monopolio regolato.

Tornando alla parafiscalità, essa copre in modo crescente anche meccanismi di sconto ai clienti energivori, soprattutto quelli grandi e del settore manifatturiero. Lo fa (da noi come nel paese di riferimento per il nostro sistema industriale manifatturiero: la Germania) in linea con la disciplina UE degli aiuti di stato in materia energetica.

Ma per quanto legittimi questi aiuti rendono artificiosamente cara la bolletta soprattutto per le piccole aziende non energivore, e, pur essendo parte integrante della cosiddetta politica industriale, sfuggono almeno parzialmente al controllo politico che caratterizza il sistema fiscale, visto che formalmente non ne fanno parte, così come non fanno parte dell’alveo della legge di bilancio e degli indicatori di pressione fiscale.

E allora, per concludere rispetto al nostro quesito: il mercato ha alzato o abbassato le bollette? Ne ha di molto abbassato la parte soggetta alla concorrenza. Ma complessivamente le bollette sono leggermente salite perché si sono gonfiate di cose che prima non includevano e che in parte non c’entrano nulla coi costi diretti o indiretti dell’energia.

Link utili:

• Relazione annuale 2017 Autorità per l'energia, vol.1: https://www.arera.it/allegati/relaz_ann/17/RAVolumeI_2017.pdf 
• Serie storica prezzo nominale consumatore-tipo elettrico domestico in maggior tutela (dal sito dell'Autorità): https://www.arera.it/it/dati/eep35.htm

Esportiamo elettricità (Puntate 291, 300, 334)

Qualche luogo comune sull’energia sta per essere sovvertito.

Il presidente di Confindustria chiudendo col suo intervento a Capri la convention dei giovani industriali 2016 ha detto che le aziende italiane continuano a pagare l’energia più di quelle tedesche.

Rispetto alle grandi aziende manifatturiere energivore, non è vero. Esse hanno prezzi perlopiù allineati e sia da noi sia in Germania sono sussidiate: in Italia prevalentemente a spese delle bollette delle aziende più piccole e non manifatturiere (e quindi se mettiamo insieme tutte le imprese Boccia ha ragione), in Germania a spese delle bollette domestiche.

Un altro luogo comune, questo fino a ora fondato, è che l’Italia sia un paese fortemente importatore di elettricità.
Un motivo importante per cui è stato a lungo così è che la Francia, a cui siamo molto interconnessi, produce prevalentemente da nucleare. Una tecnologia complessivamente costosa ma i cui costi sono perlopiù fissi e non legati al volume della produzione, con prezzi per unità d’energia quindi di norma competitivi sul mercato all’ingrosso rispetto a quelli italiani.
(Un cittadino francese potrebbe chiedersi perché con le sue tasse debba mantenere centrali che sono servite a lungo ad abbassare il prezzo dell’energia in Italia).

Inverno 2016-2017

Il guaio è che le centrali nucleari francesi sono sempre più vecchie. Molte andranno sostituite, e molte in questo periodo sono sottoposte a interventi di manutenzione massicci, anche in seguito alla sconcertante scoperta della falsificazione di documenti sulla resistenza dei materiali da parte di fornitori di parti delle macchine. Il risultato, all'inizio di ottobre 2016, è stata una capacità produttiva transalpina mai così bassa dal 1998.
Il prezzo all’ingrosso dell’elettricità oltralpe ne ha risentito passando nell'autunno 2016 in pochi mesi da 30 a 70 €/MWh, superando quindi quello italiano che prima si aggirava sui 40 € e che, trascinato dalla Francia, ha poi avuto fiammate fino a 60. Nell'inverno successivo la situazione si è esacerbata a causa dei consumi elettrici per il riscaldamento francese, portando spesso i prezzi d'oltralpe oltre 100 €/MWh e i nostri oltre 80.

Traliccio elettrico sulle montagne di Cogne
fotografato da Derrick

Cosa succede tra due mercati collegati?
Succede che quello con i prezzi interni più bassi esporta. E così, il flusso dell’energia tra Italia e Francia si è recentemente spesso invertito rispetto al solito, rendendo l'Italia esportatrice.

Un altro effetto dell'interconnessione tra mercati è che i prezzi tendono ad allinearsi, alzandosi nel mercato che esporta e abbassandosi in quello che importa.

E così anche la battuta che facevo prima riguardo ai francesi s’inverte: chi normalmente da noi si lagna del fatto che importiamo elettricità sarà felice di pagarla più cara nei periodi in cui la esportiamo. 

I Radicali dai tempi della prima strategia energetica nazionale (ora in procinto di essere aggiornata), ma soprattutto da quelli di Chernobyl con Marco Pannella, sostengono che il nucleare non è una soluzione conveniente per produrre elettricità, e l’esperienza recente sembra dar loro ragione. Centrali con enormi costi di investimento, poco flessibili e scarsamente gestibili in una logica di mercato, e pressoché mai finanziabili senza garanzie pubbliche.

La Francia e i suoi consumatori stanno pagando care le difficoltà tecniche ed economiche di rinnovare il proprio parco, che è vecchio e può continuare a funzionare solo a fronte di verifiche severe da parte della locale autorità per la sicurezza nucleare.

(Una parte importante dei problemi di adeguatezza produttiva francese è emersa anche a causa della rigidità dell'inverno 2017, che ha aggiunto alla domanda elettrica quella da riscaldamento. La punta di consumo transalpina avviene infatti in inverno e non a luglio come da noi per i condizionatori, con un picco di domanda complessivo quasi doppio del nostro, che senza riscaldamento elettrico sarebbe invece più o meno allineato).

Ebbene, come reagisce il nostro sistema elettrico, fortemente interconnesso a oltralpe, a questo scenario?

Usando le flessibilità che a differenza di altri ha a disposizione: centrali a gas che possono accendersi usando la notevole capacità di importazione del gas di cui l’Italia dispone e di cui disporrà sempre di più stando agli investimenti già in corso di attivazione. La conseguenza è come abbiamo visto un incremento dei prezzi italiani di breve periodo sia dell’elettricità sia del gas, non però quanto quelli francesi nei momenti di scarsità. Addirittura il 24 gennaio 2017 perfino in Germania i prezzi hanno per un po’ superato i 100 Euro al MWh, mentre in Italia la media nazionale si è assestata in quel periodo poco sopra gli 80 Euro/MWh.

Insomma, i fatti dell'autunno-inverno 2016-2017 sembrano dar ragione alla strategia energetica italiana, che ha puntato su gas e flessibilità, oltre che sulle rinnovabili.

Ci si può aspettare che anche in futuro ci sia spazio perché l’Italia operi come esportatrice d'elettricità? Guardando i prezzi a termine (cioè dei contratti finanziari o fisici riferiti all'elettricità in Italia nei prossimi anni) si direbbe, al momento di questo articolo, di no.
Il motivo è che almeno per un po' il sistema produttivo elettrico italiano continuerà ad avere costi variabili (che non vuol dire totali) più alti rispetto a quelli dei Paesi vicini.

D'altra parte è vero che i prezzi a termine nel periodo di questo articolo continuano a essere bassi per l’Italia, per esempio nella principale borsa elettrica europea (la tedesca EEX), indicando aspettative di scarsa domanda futura per la produzione italiana. E prezzi a termine bassi sono un'opportunità di arbitraggio che qualcuno dall'estero potrebbe cogliere di qui ai prossimi anni comprando contratti d'energia in Italia. Ma si tratta di indicazioni di prezzi futuri basate su piccoli volumi scambiati, che potrebbero quindi rivelarsi poco significative.

Di certo, i tempi del blackout (quello nazionale intendo, e non mi riferisco al recente disastro delle reti abruzzesi sotto la neve) sono molto, molto lontani.


Aggiornamento: verso l'inverno 2017-2018

Gl’indizi per l’inverno 2017-18 sembrano andare nella stessa direzione del precedente, anzi peggio, a causa della siccità non solo estiva, ma anche fino a tutto il mese di ottobre 2017, che affligge i bacini idroelettrici alpini e ancora di più quelli appenninici. A settembre i primi, come ha scritto Jacopo Giliberto sul Sole 24 ore il 2 novembre 2017 riportando dati Terna, erano riempiti a poco più della metà della loro capacità idrica, e i secondi a poco più di un terzo, record negativo dal 1970.

Questo significa che al possibile picco di importazione da parte della Francia nel 2018 l’Italia potrebbe essere meno preparata a causa della minore capacità idroelettrica.
Va molto meglio nel settore della generazione a gas, dove le centrali termoelettriche, così come tutti gli utilizzatori di gas naturale in Italia, possono contare su una batteria di stoccaggi geologici pressoché pieni fino all'autunno 2017, cioè all’inizio della stagione di erogazione, quella in cui i serbatoi iniziano a dare gas anziché riceverlo come in estate.

E sarà capacità di cui c’è bisogno, visto che in Francia gli interventi ad alcune delle centrali nucleari al momento di questo articolo ferme stanno prendendo più tempo del previsto, compresi quelli in una diga nei pressi dell’impianto di Tricastin, a nord di Avignone. Un impianto di un migliaio di MW di potenza costruito negli anni ’70 e operativo dagli ’80, già teatro di due incidenti relativamente gravi nel 2008, con perdita nell’ambiente di uranio e di particelle radioattive. In seguito ai quali un consorzio viticolo della zona ottenne di togliere il toponimo “Tricastin” dal suo vino per contrastare il calo delle vendite successivo agli incidenti.

Chi è a secco e chi no nell'energia (Puntata 322 del 1/8/17)

La volta scorsa abbiamo parlato anche qui a Derrick di carenza idrica, che ha un impatto anche nella produzione di energia elettrica.

Fino a qualche decennio fa, un Po quasi secco come quello che abbiamo visto quest’estate avrebbe probabilmente rischiato di causare un blackout per impossibilità di usare l’acqua del fiume per raffreddare gli impianti, compreso quello nucleare di Caorso, tra Piacenza e Cremona.

Oggi invece le centrali più moderne hanno circuiti idrici chiusi e non restituiscono all’ambiente acqua più calda o in minore quantità di quella che prelevano. Infatti non ne prelevano o quasi, e usano scambiatori acqua/aria per raffreddare l’acqua usata come vettore termico.

Ma se manca la pioggia la produzione netta delle centrali idroelettriche inevitabilmente ne risente. Anche per questo la siccità, unita alle temperature molto alte di luglio e a un maggior uso dei condizionatori, avrebbe potuto causare un picco dei prezzi dell’elettricità italiana in questo luglio, cosa che finora non è avvenuta. I prezzi medi nella borsa elettrica a luglio 2017 sono rimasti sotto i 50 €/MWh, un livello assolutamente moderato rispetto alla storia dei mercati. (Le cose sono andate molto diversamente nella prima settimana di agosto, come accennato sotto).

Come mai? Secondo la società di consulenza Energy Advisors un elemento-chiave è la minor richiesta di punta massima di potenza da parte dei consumatori. In altri termini, e semplificando, quest’anno rispetto ai record di due anni fa la rete non si è mai trovata con un prelievo tale da dover accendere anche centrali di picco, flessibili ma inefficienti. Questa riduzione potrebbe essere dovuta in parte a una ulteriormente aumentata diffusione del fotovoltaico di piccola taglia, che tipicamente limita il prelievo netto dalla rete proprio nelle ore più calde, ma difficilmente questo spiega l’intero effetto.

Se i produttori, idroelettrici e non, continuano mediamente a tirare la cinghia sul mercato italiano dell’energia, non si ferma la bonanza dei gestori di reti. Un fenomeno non solo italiano stando alla segnalazione dell’associazione inglese di consumatori Citizen’s Advice Bureau, che stima che negli ultimi 8 anni i clienti elettrici inglesi abbiamo pagato 7,5 miliardi di Sterline non dovuti alle reti elettriche a causa delle tariffe troppo generose concesse dalla locale autorità per l’energia. Remunerazioni eccessive perché non commisurate al basso rischio dell’attività i cui proventi, appunto, son stabiliti in anticipo dalle autorità.

Intanto da noi Terna porta a casa una nuova semestrale ricchissima, con un utile netto aumentato di oltre l’8% rispetto allo stesso periodo precedente, e non stupisce né che il suo amministratore delegato ritenga necessario continuare con investimenti massicci, né che abbia facilità nel reperire i capitali sui mercati.

Fiammata ad agosto

I prezzi all'ingrosso della borsa elettrica italiana, dopo la prima edizione di questo articolo, si sono infiammati nei primi giorni di agosto [2017], superando per esempio il 4/8/2017 i 100 €/MWh in tutte le ore diurne e serali, con un picco di potenza richiesta di oltre 55650 MW che ha sfiorato il record del luglio 2015.
Molto insolito che simili valori si registrino ad agosto. Evidentemente si è trattata di una prima settimana in cui il picco del caldo ha colto con gran parte delle attività economiche energivore ancora operative.

Link utili

• Articolo dell'Independent sulla valutazione di Citizen's Bureau sull'eccessiva remunerazione delle reti elettriche inglesi: http://www.independent.co.uk/news/business/news/energy-consumers-households-rebate-285-companies-profits-7-billion-unjustified-citizens-advice-a7837101.html

Generazione elettrica e antitrust - D290

Quando l’energia sarà tutta da fonti rinnovabili naturali come sole, vento e acqua sarà gratuita?

Una lampada a led
per uso industriale

Beh, non proprio. O meglio lo sarà nello stesso modo in cui se compro un calciobalilla da bar e lo piazzo in casa posso dire che ci gioco gratis: sì, certo, non devo mettere la moneta, ma i soldi per comprarlo ce li ho messi, e la manutenzione è a mio carico.
Chi fa energia da fonti naturalmente disponibili non deve mettere la moneta, cioè non deve comprare combustibile, ma non per questo non ha costi.

La mancanza di costi variabili di combustibile però è molto rilevante, perché rende questi impianti, finché l’impianto c’è, disponibili a vendere l’energia a qualunque prezzo, pur di ripagare almeno un po’ i costi fissi. (Adesso prescindiamo dai sussidi, che prima o poi scompariranno e che non sono rilevanti al nostro discorso qui).

Questo effetto lo vediamo già ora nel mercato della produzione di elettricità in Italia: le tante rinnovabili fanno concorrenza al ribasso sul prezzo e lo fanno scendere, buttando fuori dal mercato almeno in alcuni momenti le centrali termoelettriche che bruciano per esempio gas naturale. Tuttavia, come in Derrick abbiamo visto tante volte, le rinnovabili sono in parte anche non programmabili (perché dipendono dalla disponibilità di vento e sole) e quindi hanno bisogno di centrali di scorta pronte ad accendersi se la loro potenza viene meno.

Queste centrali di scorta vengono pagate dal gestore della rete elettrica in un mercato di flessibilità parallelo a quello dell’energia. Ora, se nel mercato dell’energia ormai la capacità di produzione è tanto abbondante da rendere il prezzo perlopiù poco remunerativo per le centrali termoelettriche, il mercato della flessibilità può invece permettere guadagni significativi quando c’è particolare necessità di intervento delle centrali programmabili.

Secondo l’Autorità per l’Energia in Puglia nella scorsa primavera in questo mercato i prezzi potrebbero essere stati artificiosamente alti, quando due centrali, una di Sorgenia e una dell’Enel, hanno incassato molto più del solito vendendo alla rete i loro servizi di flessibilità. Pur essendo abbastanza lontane (una vicino a Bari, l’altra a Brindisi), queste centrali fanno parte di un’area relativamente poco interconnessa con il resto della rete, per cui sono scarsamente sostituibili con altre delle regioni vicine.

Così, l’Antitrust ha avviato indagini su queste due centrali per accertare se abbiano trattenuto capacità nel mercato dell’energia per essere poi chiamate più massicciamente sul mercato della flessibilità approfittando della loro posizione localmente dominante.

Staremo a vedere. Quel che è interessante notare ai nostri fini è che l’energia elettrica, dal punto di vista economico, sta cambiando la propria natura, e con essa sta cambiando molto velocemente la struttura del mercato che ce la rende disponibile.

Auto elettriche e Cile - D281

Lo scorso 6 giugno (2016) Valerio Gualerzi ha raccontato su Repubblica come in Cile nei primi quattro mesi del 2016 (estate in Cile) l’energia all’ingrosso sia stata venduta perlopiù gratis.

Perché gratis? Perché la capacità degli impianti da fonti rinnovabili ha superato spesso la potenza elettrica necessaria ai consumatori. E siccome il costo di molte fonti rinnovabili è legato all’impianto e al suo mantenimento ma non alla quantità effettivamente prodotta, questi impianti sono disposti a produrre anche a prezzi minimi, che arrivano a zero se essi da soli coprono la domanda senza rendere necessario accenderne altri che invece consumano combustibile.

Certo se il prezzo è zero in un’ora è un peccato pagare magari 40 € per un megawattora poche ore dopo.

Cosa ci vorrebbe per fare arbitraggio tra questi due momenti? Uno stoccaggio di elettricità, che come sappiamo a Derrick è molto costoso. Per questo quello elettrico è sostanzialmente un mercato istantaneo, dove un megawattora adesso è una cosa completamente diversa da uno tra un po’. Non è come un litro di benzina, che si può facilmente conservare e infatti non cambia il suo prezzo con la stessa velocità.

Il 27 maggio 2016 sono stato insieme ad Antonio Sileo a Lainate, alla pista dell’ACI, dove si svolgeva una manifestazione-convegno dedicata all’auto elettrica, ed era possibile provarne alcune.

I promotori si aspettavano anche che venisse lanciato di lì a poco un pacchetto di incentivi statali generosi che però per ora non sono arrivati, come ha scritto lo stesso Antonio Sileo su Staffetta Quotidiana.

Derrick alla guida della Leaf sulla pista di Lainate
(Grazie ad Antonio Sileo per la foto)

Con lui abbiamo provato alcune delle auto, tra cui la Nissan Leaf, l’elettrica più venduta al mondo (pur nella trascurabilità dei numeri – per ora – del segmento solo elettrico). Una cinque porte compatta a due volumi, con una forma solo leggermente anticonvenzionale e interni curati e spaziosi. Nella sua versione con maggiore capacità di batterie, dichiara 250 km di autonomia. Si guida come un’automatica, anche se a differenza di un’auto con cambio automatico i rapporti meccanici di velocità non ci sono proprio. Ha una coppia (e quindi accelerazione da ferma) migliore di un’auto tradizionale di pari categoria. Il freno motore è simulato da un recupero magnetico d’energia, che continua nelle frenate leggere e solo in quelle più forti lascia il passo alle vere e proprie pinze meccaniche dei freni. La cosa più diversa da un’auto con motore termico, come già notai un anno e mezzo fa provando una più potente BMW i3 a Rimini, a parte la meravigliosa silenziosità, è probabilmente la strumentazione, concepita per responsabilizzare riguardo all’uso e al recupero dell’energia.

Bene, ma che c’entrano le auto elettriche col Cile?

C’entrano in questo modo: immaginiamo un vasto parco circolante di auto elettriche di pendolari ferme presso colonnine di ricarica durante il giorno. Le batterie di queste auto potrebbero fornire alla rete elettrica un servizio di acquisto dell’energia quando il suo prezzo è basso, e “restituirne” una parte nelle ore di maggior richiesta. Le auto elettriche opererebbero insomma come accumulatori diffusi. Cosa per cui avrebbe senso remunerarle, così come già si sperimenta (e sempre più si farà) la remunerazione dei clienti flessibili nel modulare i propri consumi.

Per questa puntata ringrazio Antonio Sileo.

Energia sottocosto - D122

Può l'energia elettrica all'ingrosso essere venduta gratis? In qualche caso, sempre più frequente, succede. Come in vari giorni in Spagna lo scorso aprile, ma perfino in Italia, dove anche all'ingrosso l'elettricità è ancora più cara che nei paesi confinanti, ci sono state di recente ore in cui al Sud l'energia veniva fornita senza remunerazione nella borsa elettrica.

Com'è possibile? I fedelissimi di Derrick naturalmente lo sanno, ma per i nuovi arrivati forse è il caso di dare una piccola spiegazione. Borse elettriche come quella italiana prevedono che tutti gli operatori che fanno offerte di vendita di energia vengano per ogni combinazione di ora e di zona remunerati al prezzo richiesto dall'impianto più esoso tra quelli necessari a soddisfare la domanda. Contrariamente a quel che si potrebbe pensare di primo acchito, la maggior parte degli esperti ritiene che questo sia il meccanismo più efficace per la concorrenza.

Ebbene: nei casi-limite di cui stiamo parlando, l'offerta di energia di impianti a costi variabili nulli e con diritto a incentivi è sufficiente a soddisfare l'intera domanda, e quindi il prezzo in borsa si annulla essendo nulla la richiesta economica in borsa anche dell'ultimo impianto necessario. Ma anche nei casi più frequenti in cui la capacità rinnovabile non soddisfa l'intera domanda, essa spiazza gli impianti termoelettrici più costosi e porta il prezzo in borsa a un livello che remunera i soli costi variabili, ma non quelli d'investimento e mantenimento, delle centrali a gas, quando vengono accese.

È sostenibile per i produttori? Sì per gli impianti da fonti rinnovabili incentivati fuori borsa e in parte per il carbone finché i prezzi dei permessi ad emettere CO2 restano depressi. Gli altri, invece, rimangono spenti a meno che non vengano chiamati a fornire servizi di riserva o di flessibilità dal gestore della rete.

Il risultato è che, se prima che le fonti rinnovabili elettriche prendessero così tanto piede le borse elettriche riuscivano a remunerare anche le centrali convenzionali, ora non più. Da un lato è una normale evenienza visto che il settore ha eccesso di capacità e che una parte crescente dell'offerta ha costi variabili bassi. Dall'altro è una distorsione se si tiene conto che gli incentivi alle rinnovabili, di norma più alti dei costi variabili delle centrali convenzionali, non sono computati nell'ordine di merito della borsa. Ma è una distorsione voluta e necessaria, perché le fonti rinnovabili per decisione strategica politica devono avere la precedenza sulle altre.

Ciò che non è voluto è che i produttori da fonti convenzionali, in parte indispensabili a fare da backup alle rinnovabili, se non trovano altre forme di remunerazione sufficienti a mantenersi in esercizio possano decidere di chiudere.