La Commissione di regolamentazione dell'energia (CRE) ha effettuato analisi e raccomandazioni sul fenomeno dei prezzi negativi dell'elettricità in Francia, a seguito dell'aumento della frequenza del loro verificarsi. Nel suo rapporto pubblicato il 26 novembre, l’Autorità ha stabilito che le ore a prezzi negativi non hanno mai rappresentato più di 102 ore all’anno fino al 2022 (ovvero l’1,2% del tempo). Da allora, hanno rappresentato 147 ore nel 2023 (1,7% delle volte) e 235 ore solo nella prima metà del 2024 (5,4% delle volte). Nel secondo trimestre del 2024 il 10,2% delle ore è stato caratterizzato da prezzi negativi, con un picco nel mese di aprile (11,7% delle ore del mese).
Questi episodi si verificano prevalentemente nel primo pomeriggio (tra le 12 e le 16, per la metà) e nei fine settimana (due terzi degli episodi). Dall’inizio del 2023 e fino alla fine del primo semestre 2024, il 45,5% delle 382 ore a prezzo negativo sono state ore con prezzi compresi tra -0,1 €/MWh e 0 €/MWh. Le altre ore sono caratterizzate da prezzi medi di -15,5 €/MWh (minimo a -134,9 €/MWh).
“Se i prezzi negativi non derivano, per loro natura, da una disfunzione del sistema elettrico o del mercato, potrebbero riflettere un utilizzo non ottimale della base produttiva installata, causando una perdita economica per la comunità”, osserva la CRE. Ritiene quindi necessario ricercare il miglior utilizzo possibile degli impianti di produzione, “al fine di ridurre i prezzi fortemente negativi ad un livello vicino al costo marginale delle energie rinnovabili”. Le sue raccomandazioni riguardano quindi specificamente i meccanismi di sostegno, “nella misura in cui costituiscono leve di azione importanti e immediate per lo Stato”.
Introdurre un incentivo nei contratti con obbligo di acquisto
Secondo la CRE, per gli impianti che beneficiano di un contratto con obbligo di acquisto, ciò comporterà l'introduzione di un incentivo, in particolare attraverso la modifica dei contratti esistenti per alcuni di essi, e l'abbassamento d'ora in poi di 200 kW della soglia a partire dalla quale gli impianti passano a remunerazione aggiuntiva. Per gli impianti che beneficiano di una remunerazione aggiuntiva, si tratterà piuttosto di rafforzare i sistemi di incentivi correggendo al contempo alcune distorsioni esistenti. Oltre a prevedere un obbligo di programmazione nei contratti di accesso alla rete di distribuzione, l'organismo di regolazione raccomanda anche di rafforzare il contributo degli impianti di energia rinnovabile al bilanciamento del sistema elettrico. In questo la CRE riprende gli orientamenti principali del gestore dei trasporti RTE.
Per il momento gli incentivi differiscono a seconda della modalità di sostegno. Nel 2023 la produzione eolica e fotovoltaica era ancora prevalentemente costituita da parchi soggetti ad obbligo di acquisto (OA). Tuttavia, questi parchi non sono (ancora) soggetti ad alcun incentivo a ridurre la produzione in caso di prezzo negativo. Da parte loro, come precisa la CRE in un documento esplicativo, le aziende agricole non di sostegno hanno un incentivo a interrompere la produzione in caso di ore di prezzo negative: la produzione durante queste ore genera entrate di mercato negative. Alcuni contratti di vendita (produttore aggregatore o produttore-consumatore) possono tuttavia prevedere una remunerazione fissa in €/MWh, senza clausola relativa ai prezzi negativi. Analogamente all'OA, il produttore non ha alcun incentivo a ridurre la produzione.
Il caso dei beni soggetti a remunerazione aggiuntiva
Infine, i parchi che ricevono una remunerazione aggiuntiva hanno un doppio incentivo a tagliare la produzione in caso di prezzi negativi:
• Il CR (T-M0) viene pagato solo per il volume di energia elettrica prodotta dall'impianto nelle ore in cui il prezzo spot è positivo o pari a zero. In caso di produzione per un'ora a prezzo negativo, la commercializzazione dell'elettricità genera quindi perdite, come per i parchi non sovvenzionati.
• Inoltre, il produttore riceve un compenso oltre una certa soglia per il verificarsi di prezzi negativi (“premio di prezzo negativo”). Questa compensazione corrisponde alla remunerazione al livello del tasso di riferimento di un'approssimazione normativa del potenziale produttivo dell'impianto. Il pagamento del bonus è condizionato alla mancata produzione dell'impianto. Tale condizione costituisce quindi un ulteriore incentivo all'interruzione della produzione.
Al 2023, la CRE rileva che mediamente circa 2/3 dell'energia del parco a remunerazione aggiuntiva si spegne interamente (produzione oraria pari a zero) in caso di un'ora a prezzo negativo (leggermente più per l'eolico che per per il fotovoltaico). Gli impianti che non chiuderanno quasi mai completamente nel 2023 (<10% delle ore di prezzo negativo) rappresentano circa il 10% della base elettrica.
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