Il 6 novembre, quando i prezzi spot orari in Germania hanno superato gli 800 euro/MWh, erano in funzione centrali elettriche a petrolio con una capacità di 1.179 MW, un livello record da gennaio 2018, secondo i dati Montel.
Tuttavia, lo squilibrio tra produzione e consumo di energia elettrica quel giorno avrebbe potuto spingere i prezzi fino al tetto orario di 4.000 euro/MWh, ha spiegato Tobias Federico, direttore generale di Montel Analytics.
“Secondo il nostro modello, i costi marginali delle centrali elettriche alimentate a petrolio sono compresi tra 250 e 300 euro/MWh, compresi i costi di avvio”, ha osservato Stefan Konstantinov, economista senior dell’Icis.
Ma è probabile che questi impianti facciano offerte “ben al di sopra dei costi operativi” durante i periodi di carenza di elettricità per coprire i costi fissi, ha aggiunto.
Declino del carbone
L’impatto del funzionamento delle centrali elettriche alimentate a petrolio sui prezzi dell’elettricità è tanto più significativo in quanto la capacità cumulativa delle centrali elettriche tedesche alimentate a carbone è aumentata da 17,5 GW lo scorso novembre a 11,5 GW in aprile, secondo i dati dell’ente regolatore di rete tedesco. BNA.
“Stiamo assistendo ad un deterioramento della sicurezza dell’approvvigionamento nel mercato elettrico tedesco”, ha detto Konstantinov, sottolineando che in caso di ondate di freddo il sistema sarà messo a dura prova.
Per Federico, le ondate di freddo, combinate con una prolungata assenza di produzione solare ed eolica, chiamata “dunkelflaute” in Germania, sono il principale fattore di rischio per i prezzi di questo inverno in Europa centrale.
“Il 6 novembre abbiamo avuto il classico episodio di dunkelflaute, ma se le temperature fossero scese fino a -10°C, la domanda di elettricità in Germania sarebbe aumentata di 3,5 GW, che il Paese non avrebbe potuto fornire”, ha spiegato.
Robin Girmes, direttore della società meteorologica EnergyWeather, prevede un altro periodo di “dunkelflaute” nella prima metà di dicembre.
Situazione francese
In Francia, gli analisti non prevedono frequenti picchi dei prezzi quest’inverno, con i margini di produzione nucleare e idroelettrica considerati sufficienti a coprire la maggior parte del consumo di elettricità del paese.
Tuttavia, un calo della produzione eolica combinato con un’ondata di freddo potrebbe provocare dei “salti” sul mercato spot francese, perché sarebbe “molto costoso” compensare il calo con la produzione basata sul gas, ha spiegato l’analista Robert Jackson-Stroud all’Icis.
Per Gabriele Martinelli, responsabile della ricerca elettrica europea presso LSEG, il consumo di elettricità della Francia dovrebbe attestarsi in media a 60 GW nel primo trimestre del 2025, rispetto ai 57,2 GW del primo trimestre del 2024. Ciò sarebbe tuttavia «gestibile» salvo un prolungato ondata di freddo, ha detto.
Le due restanti centrali a carbone in Francia, Cordemais (1,2 GW) e Emile-Huchet (0,6 GW), saranno “molto poco” utilizzate quest’inverno e ben al di sotto del limite legale di 700 ore di funzionamento all’anno, ha indicato il gestore della rete RTE la settimana scorsa.
Secondo RTE, lo scorso anno il carbone ha rappresentato solo lo 0,17% della produzione elettrica francese e il paese prevede di abbandonare completamente i combustibili fossili entro il 2027.
“Quando la domanda residua in Francia supera i 55 GW e anche altri paesi europei sono sotto tensione, la Francia può potenzialmente gestire centrali elettriche a carbone”, ha aggiunto Martinelli, che prevede una produzione dalle centrali elettriche a carbone francesi di 150 MW in media all’anno. ora nel primo trimestre del 2025. Jackson-Stroud prevede una media di 250 MW per questo inverno.
“La mia intuizione è che se Emile-Huchet funzionerà quest’anno, sarà soprattutto per le esportazioni, perché la domanda francese è eccezionalmente bassa”, ha osservato Nicolas Goldberg, partner di Colombus Consulting.
Tuttavia, l’attivazione delle centrali a carbone francesi non è stata innescata specificamente per le esportazioni, anche quando il consumo francese era già coperto da altri tipi di generazione, ha osservato Julio Quintela, capo della ricerca presso Aurora Energy Research.
