Elettricità: perché sei tanto complicata?

Per comprendere meglio la natura commerciale dell’elettricità, si può pensare ad essa come una semplice merce, così come lo sono l’oro, il petrolio e il caffè. Tuttavia, sono le caratteristiche intrinseche all’elettricità che la fanno differire sostanzialmente dalle merci negli altri mercati. È quindi utile fornire una panoramica su cosa sono e come vengono organizzati i mercati dell’elettricità in Europa, ma soprattutto cosa ci riserva il futuro.

di Tommaso Tiozzo Bastianello e Duccio Baldi *

 

L’elettricità è caratterizzata da tre macro-componenti: l’energia trasportata (in bolletta è quella che viene riportata in kWh, ovvero l’unità di misura corrispondente a 1000 Watt per ora), la capacità di trasmissione e la flessibilità con cui essa può essere erogata. Ad ognuna di queste caratteristiche si associa un problema. 

Andando in ordine, grandi volumi di elettricità non possono essere (per ora) immagazzinati in maniera efficiente e soprattutto ad un prezzo contenuto. Pertanto, l'elettricità ha un valore diverso nel tempo. Tornando al paragone con le merci, se il prezzo del caffè varia un paio di volte all’anno, l’elettricità assume un valore diverso ogni ora del giorno rendendo il tempo un notevole ostacolo. Problema numero due, l’ubicazione. I flussi di elettricità devono essere controllati costantemente e i componenti di trasmissione vanno azionati entro limiti di flusso sicuri, per evitare rischi di guasti a cascata e blackout. Trasportare elettricità dalla fonte di produzione all’utente finale non è così semplice, contando anche le perdite di sistema (elettricità che viene persa “per strada” a causa delle conversioni tra alta, media e bassa tensione), l'elettricità assume quindi un valore diverso nello spazio. Se scendo in cantina voglio poter accendere la luce ed evitare di inciampare al buio. Il sistema energetico deve quindi essere abbastanza flessibile in modo tale da far sempre corrispondere domanda e generazione. In caso contrario, c’è il rischio di blackout. La crescente frazione di energia prodotta da fonti rinnovabili nei mix energetici nazionali, aventi una disponibilità variabile a seconda delle condizioni climatiche, comporta un adattamento rispetto al precedente sistema in cui una centrale a carbone rimane accesa senza interruzioni tutto il giorno. Questa variazione nel tempo non è la fine del mondo, ma richiede semplicemente un adattamento da parte del mercato. Non dimentichiamoci che anche le centrali elettriche a combustibili fossili possono guastarsi improvvisamente causando ingenti disservizi. Pertanto, la capacità di modificare la generazione/consumo di elettricità con breve preavviso ha un valore (ed un prezzo) notevole.

Queste componenti spiegano perché non esiste un solo mercato dell’elettricità, ma come essa viene quindi scambiata in più mercati fino all'effettiva consegna in tempo reale. La Figura 1 mostra una panoramica schematica dei mercati dell'elettricità attualmente esistenti nell'Unione Europea.

 

Figura 1. Si prega di notare che mentre nell’UE i mercati dell’elettricità sono stati liberalizzati, altri modelli normativi possono essere in vigore in altre parti del mondo. 
 

I diversi tipi di mercati energetici in Europa

I mercati dell’elettricità europei, come mostrato in figura, si dividono in: mercati a lungo termine, mercati all’ingrosso, mercati di bilanciamento e infine mercati di ri-dispacciamento. 

I mercati dell’energia a lungo termine (box gialli in figura) iniziano da circa quattro anni fino a un mese prima della consegna. Una selezionata borsa finanziaria organizza il commercio dell’elettricità, dove si possono comprare e/o vendere le quote energetiche. I prezzi dell'energia negoziati sono denominati per zona di offerta, che in buona parte dei casi presenta valori differenti relativi alle diverse zone all’interno dei confini nazionali. Se un operatore desidera acquistare quote energetiche tra zone di offerta trans-nazionali, i diritti di trasmissione interzonale a lungo termine devono essere acquisiti separatamente. Inoltre, se ritenuto necessario e sotto determinate condizioni, gli Stati membri possono decidere di istituire un mercato della capacità. Tale misura permette l’acquisto di elettricità da selezionate centrali elettriche in qualsiasi momento per soddisfare domande energetiche non preventivate. 

I volumi scambiati nei mercati all’ingrosso (box rossi in figura) sono solo una frazione del volume finale di energia elettrica prodotta. Il mercato del giorno prima consiste in un'asta paneuropea che apre alle 8 del mattino e chiude a mezzogiorno, dove si scambiano i blocchi orari di energia per le 24 ore del giorno successivo. Anche in questo caso gli scambi sono organizzati da una o più borse per Stato membro. Dopo che il mercato del giorno prima è stato chiuso, si apre il mercato infragiornaliero che prevede per alcuni paesi transazioni effettuate tramite negoziazione continua (come in una borsa valori) e tramite aste in altri. Inoltre, i prezzi all’ingrosso fungono da riferimento di prezzo nei contratti a lungo termine.

Dopo la chiusura delle negoziazioni nel mercato infragiornaliero, il meccanismo di bilanciamento (box verdi in figura) si attiva per garantire che offerta e domanda corrispondano sempre in tempo reale. Ciascuno stato ha un ente responsabile delle attività di trasmissione di energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione, chiamati TSO (Transmission System Operator). In Italia tale ruolo è ricoperto da Terna, che si occupa del saldo in tempo reale nella propria area di controllo. I vari TSO stipulano contratti con almeno un anno di anticipo fino a un giorno prima della consegna per garantire che ci sia sempre energia sufficiente. 

Il ri-dispacciamento (box azzurro in figura) viene utilizzato principalmente nelle regioni con un’elevata percentuale di produzione di energia rinnovabile, e si intende la redistribuzione della produzione di energia elettrica. Non appena vengono ricevuti i programmi, i TSO eseguono il cosiddetto calcolo del flusso di carico o del carico di rete per preparare una panoramica dell'immissione in rete e del consumo previsti per il giorno successivo. Analizzano il dispacciamento per determinare se alcune parti della rete elettrica potrebbero essere influenzate negativamente e in quale misura. Per ridurre al minimo il numero degli interventi di stabilizzazione della rete a breve termine del giorno successivo, il gestore del sistema di trasmissione può incaricare i gestori dell'impianto di posticipare la produzione di energia programmata in base al calcolo del flusso di carico del giorno successivo per evitare colli di bottiglia della rete. Alcuni Stati membri hanno fuso i mercati dell'energia di bilanciamento e del dispacciamento per semplificare le operazioni.

 

Cosa sta succedendo nei mercati

Tenendo a mente quanto spiegato sui mercati in Europa, proviamo ad analizzare l’andamento degli ultimi mesi. Da una parte, nel secondo trimestre di quest’anno (n.d.r. 2021) il consumo di elettricità in Europa è tornato molto vicino ai livelli pre-pandemia, grazie anche all’aumento dell'attività economica in risposta all’allentarsi delle misure di blocco del Covid19, pur rimanendo leggermente al di sotto dei livelli del 2019 (- 0,5%). Dall’altra, i prezzi dell'energia sono saliti ai massimi storici. Si è creata infatti la tempesta perfetta da un incrocio sfavorevole di fattori: un forte aumento dei prezzi delle materie prime (principalmente gas) in combinazione con un aumento della domanda di energia legata alla ripresa economica e alle fluttuazioni di temperatura in Europa che hanno portato ad un inverno più rigido delle attese nella prima metà dell’anno, dimezzando le riserve di gas europee. 

Inoltre, in misura minore, anche il rafforzamento dei prezzi del carbonio ha contribuito all’aumento dei prezzi. Nello specifico, il sistema europeo di tassazione all’emissione di CO2 (ETS – Emission Trading System) impone un pagamento agli impianti che producono elettricità da fonti fossili (e.g. gas e carbone), questo ha comportato un ulteriore aumento del prezzo. Quindi l’ETS non funziona? Tutt’altro, con i soldi raccolti da queste tasse si finanziano in maniera massiccia i progetti di energia da fonti rinnovabili. È stato l’insieme di fattori che ha fatto saltare il banco, portando i prezzi all'ingrosso dell'elettricità ad aumentare del 180% (su base annua ad agosto) e registrare un aumento di cinque volte superiore rispetto ai prezzi più bassi registrati durante la pandemia1. 

 

Uno sguardo all’Italia

Tra i mercati elettrici più colpiti, di sicuro quello italiano ha registrato uno dei maggiori aumenti in Europa. Come spiegato in precedenza, l'aumento dei prezzi delle materie prime, in particolare del gas, ha giocato un ruolo importante nell'impennata dei prezzi, soprattutto in un contesto di scarsità di offerta a livello continentale. E l'Italia, essendo uno dei maggiori produttori di elettricità da gas nell'UE (il gas ha raggiunto il 48% della generazione totale in Italia durante il 2° trimestre 20211), ha registrato il livello più alto dei prezzi medi mensili dell'elettricità dal 2008. I prezzi spot italiani hanno subito un'impennata a Giugno, poiché i prezzi record del gas e dell’ETS hanno mantenuto alti i prezzi all'ingrosso, mentre l’allentamento delle restrizioni di blocco e il clima caldo (aumento dell’utilizzo di sistemi refrigeranti) hanno aumentato i consumi, sostenuti da un calo della produzione annua di eolico e solare. Il successivo picco di Luglio 2021 (102 €/MWh) è strato superato ad Agosto, Settembre e infine Ottobre, toccando il prezzo record di 218 €/MWh. Ma il rally dei prezzi non si è fermato qui, infatti il Gestore dei Mercati Energetici (GME) ha calcolato per il 24 Novembre 2021 un prezzo storico di 289 €/MWh. Nella Figura 2 viene mostrato l’andamento dei prezzi dell’elettricità media in tre paesi europei.  

Figura 2. Storico del Prezzo Unico Nazionale (PUN) medio in Italia, Scandinavia e Francia. Fonte: GME (IPEX).  

 

E il futuro cosa ci riserva

L’Europa ha avviato il processo di armonizzazione e integrazione dei mercati nazionali dell’elettricità con la prima direttiva sull’elettricità nel 1996. Da allora, abbiamo assistito a molti progressi. Il futuro vedrà la crescita della domanda di veicoli elettrici che verranno alimentati da una maggiore quantità di rinnovabili nei mix energetici nazionali. Le rinnovabili, combinate con altre fonti a basse emissioni di carbonio e maggiori sforzi di efficienza energetica, renderebbe i combustibili fossili meno significativi nell’oscillazione dei prezzi del mercato all'ingrosso e quindi i paesi europei meno dipendenti dall’importazione del gas. 

Inoltre, una migliore interconnessione tra gli Stati membri porterà a una maggiore convergenza dei prezzi e quindi la teoria del mercato unico prevede che i prezzi scenderanno. Ad agevolare questa decrescita dei costi troviamo l’aumento degli sforzi per ottenere una maggiore efficienza energetica in concomitanza con la creazione di una domanda flessibile, tramite l’implementazione di contatori intelligenti e reti intelligenti. Nel complesso, un mercato dell'energia dell’UE ben funzionante e ben integrato, investimenti continui nelle tecnologie rinnovabili e miglioramenti dell'efficienza energetica sono fondamentali per tenere sotto controllo i prezzi per tutti i consumatori. 

 

 

* Duccio Baldi e Tommaso Tiozzo Bastianello sono due ingegneri energetici specializzati in energia rinnovabile e modellazione di sistemi energetici. Dopo aver conseguito entrambi il master all’estero (Duccio in Olanda e Tommaso in Danimarca) e successivamente accumulato esperienze internazionali in enti come GIZ (governo tedesco), IRENA (agenzia internazionale delle energie rinnovabili) e in Commissione Europea, hanno deciso di tornare in Italia per contribuire attivamente alla transizione energetica, fondando una startup sulle comunità energetiche: EnCo - Energia Collettiva.

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