La transizione energetica continua a progredire a livello globale. Il 2023 si distingue come un anno cruciale in cui è stato raggiunto il traguardo del 30%.elettricità generato daenergia rinnovabile è stato superato per la prima volta, secondo Brace. Questo progresso incoraggiante non è privo di ripercussioni per i consumatori: riflettendo questa nuova situazione, il prezzo dell’elettricità potrebbe cambiare.
In Francia, in particolare, è in discussione una nuova tariffazione dell’energia elettrica per incentivare i consumi nelle nuove ore non di punta. I cambiamenti in atto nei mercati elettrici e le sperimentazioni europee ci permettono di delineare alcune raccomandazioni per rendere più efficaci queste future tariffe.
Una necessità di revisione già presente
Gli attuali prezzi dell’elettricità in Francia si basano in particolare su una struttura basata su due periodi, soprattutto per i privati: ore di punta e ore non di punta. La fatturazione di una famiglia francese su due dipende da questa distinzione. Questa opzione è interessante perché grazie ad essa il kilowattora di elettricità è più economico in determinate ore del giorno, quando la domanda sulla rete elettrica è più bassa.
Nonostante esistano disparità locali in termini di fasce orarie, come sottolinea Enedis, oltre il 60% delle strutture ricettive beneficia delle cosiddette ore notturne non di punta. Queste fasce orarie, situate tra le 20:00 e le 8:00, offrono alle famiglie un totale di 8 ore al giorno di tariffe ridotte, il che le incoraggia a posticipare alcuni consumi elettrici. Per gli altri consumatori, le ore non di punta sono distribuite in modo diverso, con due o tre ore tra le 12:00 e le 17:00, periodi in cui anche il consumo di elettricità è inferiore. Questa diversità nella distribuzione delle ore non di punta mira a ottimizzare la gestione dei consumi energetici in base alle capacità della rete locale e alla produzione disponibile, contribuendo in particolare a evitare il ricorso a costosi impianti di peaking.
Tuttavia, i tempi stanno cambiando e nel 2024 la Francia ha già vissuto più di 250 ore a prezzi negativi, di cui quasi il 90% tra le 11:00 e le 18:00 secondo i dati ENTSO-e. Questi prezzi negativi si verificano quando la produzione supera la domanda, costringendo i produttori di energia elettrica a pagare per il consumo della propria elettricità, spesso per evitare costose operazioni di riavvio delle centrali termoelettriche. Questo fenomeno si verifica in particolare quando la produzione solare fotovoltaica è abbondante.
Quando i prezzi diventano negativi
Tuttavia, l’attuale alternanza giorno/notte delle tariffe di punta/non di punta (HP/HC) fornisce pochi incentivi a spostare i consumi nelle ore centrali della giornata, sebbene ciò sia vantaggioso per la gestione ottimale della rete e delle bollette dei consumatori. Questi ultimi, infatti, non possono beneficiare di prezzi bassi, o addirittura negativi, durante queste fasce orarie, poiché durante la giornata vige la tariffa oraria di punta. Pertanto, recentemente è emersa la necessità di una revisione delle tariffe per allinearsi meglio alle tendenze emergenti in Francia e nei suoi vicini.
L’argomento è tutt’altro che banale data l’importanza della domanda attualmente dipendente da queste ore non di punta. Ad esempio, il controllo dei serbatoi di acqua calda residenziali, vale a dire la possibilità di attivare automaticamente i serbatoi di acqua calda durante le ore non di punta, consente già di evitare 2 GW di consumo nelle ore di punta, secondo RTE, ovvero nelle ore di punta capacità produttiva di quasi due centrali nucleari. I guadagni di efficienza ottenibili con una riforma tariffaria sarebbero quindi significativi, in particolare con l’aumento dei veicoli elettrici, che stimolerà la domanda di elettricità.
Lezioni da imparare dai nostri vicini
La Francia non fa eccezione in materia. Molti paesi hanno già preso in considerazione questo problema da diversi anni. Spagna e Svezia hanno così scelto di esporre i consumatori ai prezzi in tempo reale, permettendo ad esempio di ricaricare la propria auto elettrica quando l’elettricità costa meno, o addirittura di essere pagati per farlo in caso di prezzi negativi. Anche l’Italia ha scelto di imporre una tariffa più dinamica, dato che l’opzione HP/HC è l’opzione predefinita per 25 milioni di consumatori dal 2010. Infine, diversi fornitori di energia elettrica negli Stati Uniti hanno preso la guida e offrono listini prezzi distinguendo tre periodi di tempo. , a seconda della stagione, del giorno della settimana e delle ore della giornata.
Da queste esperienze si possono trarre diversi insegnamenti: in Spagna, diversi studi hanno dimostrato che solo il 40% delle famiglie è a conoscenza di questi prezzi, riducendone così l’efficacia e l’interesse. In Italia, anche il piccolo differenziale di prezzo inizialmente previsto tra le ore di punta e quelle non di punta ha limitato la risposta dei consumatori, riducendo secondo i ricercatori la flessibilità a poche percentuali del consumo di elettricità.
La Francia, tuttavia, ha degli argomenti da far valere, dato il suo interesse di lunga data per quello che in economia viene chiamato il “segnale del prezzo”, come dimostra la tariffa Tempo che distingue tre tipi di giorni (blu, bianco, rosso) dal 1998, ben prima dell’implementazione del misuratore Linky. Come diretta conseguenza della crisi energetica, questa tariffa beneficia di un rinnovato interesse, passando da un minimo di 200.000 clienti nel 2022 a più di 750.000 clienti nel 2024 secondo Enedis.
Flessibilità della domanda
Lo sviluppo delle energie rinnovabili e l’elettrificazione degli usi sono tutti motivi per rivedere il listino prezzi. In effetti, le attuali ore non di punta non riflettono più sufficientemente i periodi di produzione solare in Europa, una tendenza che tuttavia è destinata ad affermarsi in molti paesi e a causa dell’interconnessione con i nostri vicini. La nostra ricerca evidenzia quindi che l’adozione più ampia delle ore “solari” non di punta sarebbe una prima strada per migliorare la rappresentatività dei prezzi in Francia, garantendo al tempo stesso la leggibilità delle nuove griglie.
Allo stesso modo, un’applicazione più ampia delle tariffe con l’opzione “peak day cancelling” (EJP) consentirebbe di avere a disposizione strumenti in caso di tensione sulla rete elettrica, come è avvenuto durante la crisi del mercato del 2021-2022 o durante periodi di “siccità energetica”, cioè periodi senza vento né sole. Con benefici sia per le bollette dei consumatori che per il sistema elettrico.
Se la constatazione è chiara, le soluzioni necessitano tuttavia di una revisione più ampia. I mercati dei futures, in particolare, consentono ai fornitori e ad altri operatori del settore elettrico di acquistare e vendere elettricità con anni di anticipo. Ciò avviene tramite contratti a lungo termine che garantiscono un prezzo fisso per un periodo futuro, fornendo così una certa stabilità e prevedibilità finanziaria.
Tra i prodotti comunemente scambiati su questi mercati figurano principalmente i contratti base e di punta. I contratti base prevedono l’acquisto o la vendita di energia elettrica per la fornitura continua durante tutte le ore di ogni giorno (24 ore al giorno) per un determinato periodo. Al contrario, i contratti di punta coprono le ore di punta, generalmente definite come le ore dalle 8:00 alle 20:00 nei giorni feriali, quando la domanda di elettricità è più alta e i prezzi di mercato sono più costosi.
L’attuale crescente produzione di energia solare non risponde più alla logica della storica segmentazione giorno/notte, ciò porta a situazioni paradossali, dove le ore di punta costano ormai meno delle ore di base. L’esercizio è anche difficile, perché le ore non di punta hanno due effetti: permettono anche di limitare la necessità di potenziamento della rete livellando i consumi nell’arco della giornata, cioè limitando i consumi di punta e quindi la capacità elettrica da fornire alla rete. Trovare il giusto equilibrio tra prezzi di mercato e costi di rete sarà quindi, senza dubbio, un elemento chiave.
Notevoli risparmi sulla nostra bolletta elettrica
Dal lato dei consumatori, la bolletta potrebbe diminuire di circa il 10% se stanno al gioco, cioè se consumano principalmente durante queste nuove ore solari non di punta. Al contrario, il costo sociale di lo stato in cui sugli attuali prezzi HP/HC potrebbero raggiungere diverse centinaia di milioni di euro all’anno nel 2030, a causa della progressiva perdita di interesse per i segnali storici dei prezzi giorno/notte, relativi all’evoluzione dei mix di produzione elettrica in Francia e in Europa verso le energie rinnovabili.
In un momento in cui la transizione energetica sta accelerando in Europa, è quindi essenziale riconsiderare i prezzi dell’elettricità. La combinazione di nuove normative e offerte di mercato innovative, ad esempio accompagnando la diffusione dei veicoli elettrici, potrebbe consentire l’implementazione di questi nuovi modelli di prezzo. Possiamo scommettere che i futuri annunci della Commissione per la regolamentazione dell’energia e di Enedis terranno conto delle tendenze attualmente in atto e di quelle future.
Clément Cabot, Dottore in Economia Energetica, Miniere Parigi – PSL
Questo articolo è ripubblicato da The Conversation sotto una licenza Creative Commons. Leggi l’articolo originale.
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