Questo sta iniziando a fare molto. Soltanto tra il 1° gennaio e il 30 aprile 2024, la Francia ha totalizzato 167 ore di prezzi negativi dell’elettricità, sul mercato spot, che rappresentano circa il 30% degli scambi francesi, rispetto alle 190 ore del 2023. Tra i nostri vicini, in Germania, Belgio e Svizzera, il trend è lo stesso. Nei primi quattro mesi del 2024, la Spagna è già a 400 ore di prezzi negativi, quasi quattro volte di più rispetto all’intero anno scorso.
Mai visto prima in questo periodo dell’anno
Soltanto nel mese di aprile, ad esempio, non c’è stato un fine settimana senza che i prezzi sul mercato elettrico, in un punto o nell’altro della giornata, scendessero sotto lo zero. Sabato 13 e domenica 14 aprile è durato quasi dalle 10:00 alle 17:00. In Francia, Germania e Benelux i prezzi sono scesi a – 55€ all’inizio del pomeriggio.
Una cosa mai vista in questo periodo dell’anno, soprattutto per un periodo così lungo e su una tale scala. “Il tempo era molto bello quel fine settimana e il fotovoltaico funzionava a pieno regime. C’era anche molto vento per l’energia eolica in Germania”, decifra Nicolas Leclerc, cofondatore della società di consulenza Omnegy.
Il fenomeno è in accelerazione. In Germania, tra le 13 e le 14 di domenica 12 maggio 2024, il prezzo dell’elettrone è così sceso tra – 130 e – 140 €/MWh. Fino ad allora confinati nei periodi non di punta, come i periodi di ferie o i giorni festivi, i prezzi negativi si stanno affermando nel panorama elettrico europeo. Ciò non è necessariamente molto rassicurante, anche se, dopo l’inflazione osservata negli ultimi anni, questa radicale inversione di tendenza in certi periodi può sembrare, a prima vista, gradita.
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L’offerta deve sempre eguagliare la domanda
Per cercare di capire bisogna tornare alle basi del mercato elettrico, con un’offerta che deve essere costantemente pari alla domanda, poiché gli elettroni vengono immagazzinati poco o male, almeno su larga scala, altrimenti la rete crolla.
Ci sono quindi prezzi negativi quando l’offerta supera la domanda. Questo è sempre più vero con l’aumento delle energie rinnovabili intermittenti, come il solare e l’eolico, che hanno la priorità giuridica sulla rete. Allo stesso tempo, i consumi non aumentano così velocemente come previsto, anche se l’elettrificazione degli usi dovrebbe progredire. Tra le motivazioni addotte c’è in particolare il rallentamento dell’attività economica ma anche gli sforzi di sobrietà, per contenere l’aumento del prezzo delle bollette.
Paga per continuare a produrre
In teoria, quando gli elettroni sono troppi rispetto al fabbisogno, la logica vorrebbe che alcuni produttori smettano di produrre per evitare che i prezzi scendano sotto lo zero. Ma non è così ovvio. “A volte è più costoso, o addirittura complicato, arrestare un’installazione e riavviarla. In alcuni casi, è più redditizio pagare per continuare a produrre”, sottolinea l’economista Jacques Percebois. È il caso delle grandi centrali a gas e nucleari, alle quali però è sempre più richiesto di modulare la propria produzione.
Ma non tutti perdono. Gli acquirenti, o meglio coloro che vengono pagati per prendere gli elettroni, sono industriali che si riforniscono in parte sul mercato spot, spesso grandi produttori, intermediari o anche gestori di rete, che hanno bisogno di acquistare elettricità per compensare le perdite della linea.
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Una minaccia per l’equilibrio economico del sistema
Lo sviluppo di prezzi negativi comincia tuttavia a preoccupare seriamente gli operatori del mercato. È infatti difficile calibrare l’equilibrio economico di una nuova centrale con questa nuova situazione, anche se sono già state messe in atto diverse misure per limitarne l’impatto. In Francia, ad esempio, tutti i nuovi parchi eolici e solari, in servizio dal 2016, sono costretti a interrompere la produzione quando i prezzi di mercato raggiungono lo zero. Un meccanismo simile è stato istituito anche in Germania.
Ma bisognerà senza dubbio andare oltre. Il direttore dei mercati elettrici di RTE, il gestore della rete pubblica, Mathieu Pierzo spiega che la sua azienda “ha già chiesto alle autorità pubbliche che tutte le energie rinnovabili siano interessate e contribuiscano all’equilibrio generale del sistema”.
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Spostare i picchi di consumo per adattarsi alla produzione
Per assorbire al meglio picchi di produzione elettrica e prezzi negativi di conseguenza, una delle soluzioni potrebbe essere lo sviluppo dello stoccaggio accanto agli impianti rinnovabili. “Ma riempire le grandi batterie in determinati orari della giornata per poi permettere la sera di ricaricare le piccole batterie dei veicoli elettrici non è necessariamente il sistema più virtuoso dal punto di vista ambientale, sottolinea Mathieu Pierzo, direttore dei mercati elettrici della RTE, il gestore pubblico della rete elettrica francese. Dobbiamo vedere dove vengono prodotte le batterie e come vengono riciclate. »
Un’altra strada potrebbe essere quella di incoraggiare lo spostamento dei consumi, chiedendo, ad esempio, ai produttori di non far funzionare più le loro macchine in determinati orari della giornata, con contratti appositamente adattati. Questo varrebbe anche per i privati, le cui tariffe “non di punta” dovrebbero essere riviste per tenere conto del fatto che, a causa dello sviluppo del fotovoltaico, il picco di produzione si registra ora all’inizio del pomeriggio, quando l’irraggiamento solare è massimo. Secondo Gli echila Commissione per la regolamentazione dell’energia ha chiesto al distributore di energia elettrica Enedis di revisionare il sistema.
