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Approfondimenti

16 Luglio 2012

Di autoconsumi e di altri aspetti trascurati dal decreto rinnovabili elettriche

(Tommaso Barbetti*)

DM 6 luglio 2012: è dunque questo il nome che ha assunto in Gazzetta Ufficiale il decreto che disciplinerà l’incentivazione delle rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico negli anni a venire.

Temuto e al tempo stesso attesissimo dagli operatori (9 mesi e mezzo di ritardo rispetto al termine previsto dal Dlgs 28/2011), si candida seriamente ad essere l’ultimo intervento sulle politiche di incentivazione alle rinnovabili; sia perché, mediante l’inserimento dei contingenti (aste e registri), mette il Governo al riparo da qualsiasi inattesa esplosione di costo o di nuove installazioni e quindi da ulteriori provvedimenti di riparazione, sia perché è sempre più evidente che la stagione dei sussidi è prossima alla chiusura.

Le priorità del Legislatore

Molto si può dire del nuovo decreto. Evitando qualsiasi confronto con un passato che non può più esistere, ci limitiamo a sottolineare che appare chiaro che il Legislatore ha avuto almeno tre priorità da affrontare:

• il rallentamento degli effetti del progressivo “disordine” creato dalle fonti rinnovabili non programmabili sul mercato elettrico,

• la professionalizzazione di un settore polverizzato e dominato da logiche prevalentemente finanziarie

• e lo slancio da offrire ad alcuni segmenti (le taglie medio-piccole), finora trascurate.

Il conseguente auspicio è che ne emerga un settore più consolidato, più capitalizzato, più competente, in grado di assorbire e sfruttare le logiche dei mercati elettrici, magari con un effetto traino sulla filiera nazionale.

Tali aspetti sono affrontati nel dettaglio nello Studio sul DM 6 luglio 2012 appena pubblicato da eLeMeNS, per informazioni www.lmns.it. Nei Riferimenti qui sotto è possibile consultare una breve presentazione dello studio.

Gli aspetti trascurati

Ma al di là dei principi, qualche aspetto di dettaglio che forse è stato trascurato dal Legislatore c’è.

Niente che favorisca l’autoconsumo

In questo decreto, le cui dichiarate premesse sono anche quelle di premiare la generazione distribuita, non c’è di fatto nulla che vada a favorire gli autoconsumi, l’architrave della generazione distribuita. Infatti, gli incentivi previsti (tariffa onnicomprensiva per impianti di potenza inferiore a 1 MW e Premium for Difference sopra a 1 MW) verranno rilasciati solo sull’energia immessa in rete. Questo significa che il produttore di energia non avrà alcuno stimolo ad auto-consumare l’energia prodotta e tenderà a cederla integralmente in rete, quandanche sarebbe naturale auto-consumarne almeno una parte.

Ciò stupisce, anche perché nel fotovoltaico sono previsti strumenti per la valorizzazione dell’autoconsumo: se infatti fino al Terzo Conto energia, l’incentivo veniva rilasciato direttamente sull’energia prodotta, lasciando ai produttori la libertà di decidere la destinazione dell’energia, nel Quarto e nel Quinto Conto energia, pur in presenza di tariffe onnicomprensive (che premiano solo la cessione), sono comunque previsti specifici premi sull’autoconsumo.

La scomparsa dei segnali di prezzo sul mercato dell’energia da fonti rinnovabili programmabili

Il DM 6 luglio 2012 introduce una nuova modalità di incentivazione, da noi ribattezzata Premium for Difference: un incentivo che varia ora per ora in funzione dell’andamento del mercato elettrico, garantendo al produttore che la somma tra energia e incentivo sia sempre pari a un livello fisso, predeterminato per legge.

Riportiamo un breve esempio tratto da un precedente articolo :
"Secondo quanto disposto dal decreto, la tariffa base prevista per un impianto a cippato di biomasse di 4 MW è pari a 133 €/MWh. Supponiamo che sia ubicato in Piemonte (Zona Nord). Ebbene, escludendo eventuali premi aggiuntivi, questo impianto riceverà dal Gestore dei Servizi Energetici un incentivo per la propria produzione pari a:
• 63 €/MWh, qualora il prezzo orario della Zona Nord sia di 70 €/MWh. E cioè il valore che si ottiene sottraendo dalla Tariffa base o strike price (133 €/MWh) il prezzo zonale orario (70 €/MWh);
• 53 €/MWh con un prezzo dell’energia orario di 80 €/MWh. E cioè il valore che si ottiene sottraendo dalla Tariffa base (133 €/MWh) il prezzo zonale orario (80 €/MWh);
• 43 €/MWh con energia a 90 €/MWh. E cioè il valore che si ottiene sottraendo dalla Tariffa base (133 €/MWh) il prezzo zonale orario (90 €/MWh)."

Per maggiori informazioni vedi Riferimenti.

In presenza di una simile disposizione scompare qualsiasi stimolo per il produtttore di energia da fonti rinnovabili programmabili (biomasse, biogas e idroelettrico) a gestire temporalmente la propria produzione, attivando l’impianto nelle ore in cui l’energia è meglio remunerata.
Il soggetto responsabile del nostro impianto a cippato non si curerà minimamente del fatto che potrebbe spuntare un prezzo migliore per l’energia prodotta nelle ore del giorno in cui la domanda è più alta e l’energia meglio remunerata. In presenza di prezzi dell’energia più alti sarebbe comunque l’incentivo a diminuire di valore: a prescindere dal prezzo che si forma sul mercato dell’energia, la sua remunerazione sarà, infatti, sempre e comunque pari a 133 €/MWh e cioè la tariffa base che il decreto ha previsto per gli impianti a biomassa alimentati a cippato.

Se la remunerazione è sempre la stessa, per quale ragione un operatore dovrebbe razionalizzare il timing della sua produzione seguendo i segnali di prezzo del mercato? Nessuna. Il risultato? I segnali di prezzo scompaiono, perdono la loro efficacia. E ciò è paradossale, se si pensa al fatto che siamo in un momento in cui il dibattito è tutto focalizzato sul ruolo del time-shifting e dello storage, ovvero sulle modalità e sugli strumenti con cui gestire temporalmente al meglio la produzione, massimizzando i propri ricavi e in ultima istanza portando beneficio al sistema elettrico.

Prezzo medio mensile vs  prezzo orario

Per calcolare il valore del Premium for Difference, probabilmente meglio sarebbe stato far variare il valore dell’incentivo in funzione del prezzo medio mensile e non di quello orario.

Riprendiamo di nuovo l’esempio dell’impianto a biomasse da 4 MW in Zona Nord: adottando come variante il prezzo medio mensile, se nel mese di novembre di un ipotetico anno il prezzo medio dell’energia nella zona Nord fosse pari a 75 €/MWh, un impianto a biomasse (133 €/MWh) riceverebbe per quel mese un incentivo pari a 58 €/MWh.

Se così fosse, il produttore sarebbe incentivato a produrre nelle ore del giorno in cui l’energia è meglio remunerata. Perchè? Ipotizziamo che, per tutto il mese di novembre dalle ore 17 alle 18 la domanda di energia sia alta e quindi venga pagata a un prezzo superiore alla media, ossia 100 €/MWh; d’altra parte tra le 4 e le 5 del mattino, sempre per tutta la durata del mese, a causa del un minor livello di consumi, i prezzi sono invece ben inferiori rispetto alla media, assestandosi su 40 €/MWh.

In questo caso, essendo il livello di incentivazione fissato per tutto il mese di novembre sul valore di 59 €/MWh, l’impianto a biomassa avrà convenienza a rispondere ai segnali di prezzo, preferendo cedere l’energia tra le 17 e le 18 (quando vale 100 €/MWh, riuscendo così ad ottenere una remunerazione totale di 159 €/MWh) piuttosto che alle 5 del mattino (quando, per via del prezzo dell’energia a 40 €/MWh, otterrebbe solo 99 €/MWh). Così facendo non solo riuscirà a massimizzare la propria remunerazione, ma innescherà sul sistema elettrico quella serie di azioni e reazioni tipiche del gioco competitivo che in ultima istanza portano alla diminuzione del costo dell’energia per il consumatore: forse ce ne siamo scordati, ma è proprio per questa ragione che è stato introdotto il mercato elettrico…
Ma di prezzo orario zonale si parla nel decreto, e non di prezzo medio mensile: tant’è, quindi.

Peraltro è curioso notare che, invece, per gli impianti esistenti (che accedono ai CV) i segnali di prezzo vengano mantenuti intatti, pur nella possibilità di approdare nelle acque sicure del Ritiro Dedicato. Come a dire: gli strumenti di mercato per chi non userà il mercato, l’obbligo di mercato per chi non avrà gli strumenti di mercato.
Dettagli, si dirà: può darsi, ma in un decreto che guarda al futuro e disegna un progressivo percorso di affrancamento delle rinnovabili dagli incentivi e di integrazione con il mercato elettrico, la cura di questa dettagli sarebbe stata comunque necessaria.


* Partner di eLeMeNS (www.lmns.it), società di consulenza indipendente operante nel settore energia, per la realizzazione di analisi specialistiche, osservatori, studi e scenari.

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