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Approfondimenti

16 Marzo 2015

Mercato elettrico e vendita dell’energia: obblighi e opportunità per i produttori FER

(Maria Antonietta Giffoni)

Dal 1° gennaio 2015 i produttori FER sono chiamati a partecipare più attivamente al funzionamento del sistema elettrico. Per contro, l’evoluzione del mercato offre l’opportunità di creare nuovi modelli di business per la vendita dell'energia prodotta.

Le fonti rinnovabili ricoprono, ormai, un ruolo di primaria importanza nel mix energetico nazionale, tanto da avere un impatto decisivo sul funzionamento del sistema elettrico.
Per ottimizzare l’integrazione delle FER, sfruttando il loro potenziale e al contempo, assicurare un adeguato livello di sicurezza al sistema elettrico nazionale, l’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico ha deciso di “promuovere la corretta previsione delle immissioni di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, evitando che i costi indotti dagli sbilanciamenti continuino a gravare solo sui clienti finali”.
In altri termini, il regolatore ritiene opportuno che anche i produttori FER debbano prevedere, con maggiore accuratezza, la quantità di energia che immettono in rete e che all’energia elettrica oggetto di sbilanciamento sia attribuito il proprio valore di mercato, tenendo conto al tempo stesso delle peculiarità delle FER.

Cosa sono i corrispettivi di sbilanciamento

Come noto, l’energia elettrica non è un bene facilmente immagazzinabile: l’energia prodotta viene smistata nel momento stesso in cui viene consumata. Per garantire la continuità della fornitura ed evitare di compromettere il funzionamento del sistema elettrico, i prelievi e le immissioni di energia in rete devono essere sempre in equilibrio.
Agli impianti di produzione viene chiesto, perciò, di effettuare una previsione (programmazione) delle immissioni il più possibile vicina al quantitativo di energia che sarà realmente reso disponibile in rete (dispacciato).
La differenza tra programmazione, definita anche programma vincolante, e reale immissione in rete costituisce la quantità di energia elettrica “sbilanciata”.
Quando l’unità di produzione immette più o meno energia rispetto a quanto dichiarato nel programma vincolante, il gestore di rete (Terna) applica i corrispettivi di sbilanciamento e cioè attribuisce al quantitativo sbilanciato da ogni impianto un valore in euro.
Il valore dell’energia sbilanciata, in generale, non è uguale al prezzo dell’energia elettrica formatosi sul Mercato del giorno prima (MGP), in cui vengono negoziati i programmi.
Pertanto, a parità di energia elettrica immessa, il ricavo derivante al produttore in presenza di sbilanciamenti è diverso (maggiore o minore) rispetto al ricavo derivante in assenza di sbilanciamenti. In tal senso, il corrispettivo di sbilanciamento non è sempre una "penalizzazione"; non costituisce, cioè, sempre una diminuzione dei ricavi complessivi.

Spetta, infatti, ai grossisti la definizione di soluzioni e strumenti, finalizzati a minimizzare il rischio associato alla variabilità della valorizzazione complessiva dell’energia elettrica programmata e immessa in rete e dell’energia sbilanciata. È quindi opportuno conoscere la regolazione degli sbilanciamenti per operare correttamente sui mercati, traendone anche delle opportunità.

Sbilanciamento e fonti rinnovabili

Prima che l’Autorità intervenisse con la nuova regolazione, per le fonti rinnovabili non programmabili il corrispettivo di sbilanciamento era pari al prezzo dell’energia formatosi sul Mercato del giorno prima (MGP) e non teneva quindi conto del reale valore dell’energia sbilanciata.
I produttori da fonti rinnovabili non programmabili, di conseguenza, non avevano nessuno stimolo a  fornire a Terna un programma di immissione il più aderente possibile alla realtà, perché da ciò non derivava nessuna variazione ai propri ricavi complessivi.
La massiccia immissione di energia da Fer nel sistema elettrico degli ultimi anni ha portato il regolatore a definire nuove regole per promuovere la corretta previsione anche per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, evitando che le differenze di prezzo tra l’energia programmata e l’energia sbilanciata (positive o negative) continuassero ad essere allocate ai soli clienti finali.

Ma se tali impianti sono alimentati da una fonte che, di fatto, è aleatoria, come è possibile che si chieda loro di programmarne le immissioni?

Tale questione è stata oggetto di numerosi contenziosi tra gli operatori del settore e l’Autorità, terminati con la sentenza del Consiglio di Stato n. 2936 del 9 giugno 2014. La sentenza ha dato all’Autorità il compito di trovare una soluzione che, da un lato, tutelasse il mercato nella sua interezza, mediante l’imposizione anche alle unità di produzione FER dei costi di sbilanciamento; e dall’altro, introducesse meccanismi calibrati sulla specificità della fonte in grado di tenere conto delle "difficoltà di effettuare una previsione di immissione in rete che raggiunga il medesimo grado di affidabilità che devono garantire le unità di produzione di energia programmabile".
Con la delibera 522/2014/R/EEL del 23 ottobre 2014, in applicazione di quanto sancito dal Consiglio di Stato, l'Autorità ha previsto delle bande, differenziate per fonte: il 49% del programma vincolante per l’eolico, 31% per il fotovoltaico, 8% per acqua fluente, 1,5% per le altre fonti.

Dal 1° gennaio 2015 il quantitativo di energia sbilanciata al di fuori di queste bande verrà valorizzata con le medesime modalità con cui, attualmente, vengono valorizzati gli sbilanciamenti delle unità di produzione programmabili.
Per contro, l’energia elettrica oggetto di sbilanciamento al di sotto delle bande verrà valorizzata sulla base di corrispettivi medi non differenziati per fonte.

Maggiori oneri o opportunità?

L’attribuzione dei corrispettivi di sbilanciamento è stata percepita dagli operatori di settore come l’ennesimo onere a carico delle rinnovabili. Ma è proprio così?

Per chi affida il dispacciamento dell’energia prodotta al Gestore dei servizi energetici (per esempio, tramite il Ritiro dedicato), l’applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento può comportare minori ricavi.

Anche la valorizzazione dell’energia sbilanciata al di sotto delle bande è una sorta di redistribuzione, perchè, come già accennato, essa viene valorizzata sulla base di corrispettivi medi non differenziati per fonte.
Ogni volta che viene introdotta una redistribuzione, si ottiene una sorta di compensazione tra i maggiori ricavi derivanti dagli sbilanciamenti (rispetto al prezzo MGP) e i maggiori costi. Se i maggiori costi prevalgono, la parte non compensata viene appunto redistribuita tra tutti i produttori, indipendentemente dalla tipologia dei loro sbilanciamenti.

Per contro, con la delibera 522/2014/R/EEL, l’Autorità ha lasciato al produttore la possibilità di scegliere se farsi applicare i corrispettivi di sbilanciamento con o senza bande.

In quest’ultimo caso, gli sbilanciamenti sono valorizzati con le regole applicate agli impianti programmabili. Non verrebbe quindi applicata nessuna forma di compensazione. E l’opportunità sta nel partecipare più attivamente ai mercati dell’energia, cercando di sfruttare al meglio i vantaggi da essi offerti o nell’affidarsi a un trader che, per mezzo di contratti bilaterali, può scegliere, insieme al produttore, le migliori soluzioni per massimizzare i profitti provenienti dalla vendita dell’energia e dalla valorizzazione dell’energia sbilanciata.

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