Come funzionano i prezzi negativi dell’energia elettrica?
(Rinnovabili.it) – Nel 2020, i prezzi negativi dell’energia elettrica si sono fatti strada in quasi tutta Europa. Nei primi nove mesi dell’anno, infatti, si è registrato un eccesso di energia sul mercato, causa la diffusa contrazione della domanda, che ha fatto sì che in alcuni momenti i consumatori fossero “pagati” per utilizzare l’elettricità.
Quella dei prezzi elettrici negativi non rappresenta una novità. Sono ormai anni che in nazioni come Francia, Germania, Belgio o Paesi Bassi, si registrano simili eventi, a causa per lo più l’alta penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili e di un parco generazione poco flessibile. E soprattutto di una regolamentazione di mercato che permette al prezzo di scendere sotto lo zero.
Il 2020, tuttavia, ha rappresentato un caso a sé come spiega l’analisi condotta da EnAppSys. In un nuovo rapporto, pubblicato in questi giorni, la società spiega che da gennaio a settembre i Paesi europei hanno registrato, in media, prezzi del giorno prima negativi quasi l’1% delle volte. Questi livelli risultano 3-4 volte superiori a quelli osservati tra il 2015 e il 2018 e doppi se confrontati ai livelli 2019.
Ma come è possibile avere dei prezzi negativi dell’energia elettrica? Il fenomeno dipende essenzialmente da tre elementi: eccesso di offerta, una concomitante bassa domanda e la mancanza di meccanismi di flessibilità. In questi casi, gli impianti eolici e fotovoltaici possono saturare la domanda offrendo prezzi più bassi grazie a costi marginali nulli. E dal momento che poiché esse vengono remunerate non solo dal prezzo energetico di mercato a ma anche tramite incentivi, possono offrire il loro prodotto a valori inferiori a zero. Ovviamente la regolamentazione di settore deve permettere un simile meccanismo (in Italia ciò non è ancora possibile).
Il boom di prezzi negativi dell’energia elettrica va inquadrato in un contesto preciso, come spiega l’analista Alena Nispel. “Il 2020 è stato un anno unico. La combinazione di una maggiore interconnessione tra i mercati partecipanti, una maggiore quota di produzione rinnovabile e una minore domanda dovuta al COVID-19 nella prima metà del 2020 ha reso il mercato molto più volatile”.
I Paesi con un’elevata produzione eolica come Irlanda, Germania e Danimarca sono stati particolarmente colpiti dai prezzi elettrici negativi. Per la precisione, la domanda energetica complessiva coperta dal vento ha raggiunto il 49% in Danimarca, il 36% in Irlanda e il 27% in Germania, i tre valori più alti in Europa.
Entrando nel dettaglio di alcuni esempi di prezzi elettrici negativi, il mercato tedesco ha registrato un -83,94 euro/MWh per otto ore, lasso di tempo in cui la generazione eolica assieme a quella fotovoltaica ha coperto circa l’88% della domanda. Nel Belgio, invece, la produzione solare unitamente all’apporto nucleare ha fatto scendere i prezzi a -115.31 euro/MWh lo scorso 13 aprile.
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Ma accoppiare una fornitura intermittente (eolica e solare) a una domanda intermittente è sfida da non sottovalutare, spiega il rapporto. Sfida resa ancora più ardua dall’incertezza legata alla pandemia virale. “Lo stoccaggio elettrico – aggiunge Nispel – può agire per ridurre questi impatti, almeno nella misura in cui sia economicamente ragionevole farlo”.