A Key Wind (Fiera di Rimini, 3-6 novembre), l’Associazione delle aziende del settore eolico ha presentato un report tecnico che delinea le strategie per l’ottimizzazione del mercato elettrico italiano, con particolare riferimento al comparto eolico, seguendo i principi di tutela degli investimenti, scalabilità ed efficienza del sistema.
L’Associazione Nazionale Energia del Vento (ANEV) a Fiera di Rimini, in occasione della 3° edizione di Key Wind (3-6 novembre 2015), l’evento italiano di riferimento per le aziende del settore eolico, che grazie all’accordo ed alla consolidata collaborazione di ANEV con Rimini Fiera, ha ospitato i principali operatori e produttori di tecnologie per impianti eolici di grande, media e piccola taglia, onshore e off-shore, è stato presentato il Position Paper dell’Associazione dal titolo: “Strategie e Metodi per la riforma del mercato elettrico italiano”.
Il report tecnico, presentato dal Segretario Generale ANEV, Davide Astiaso Garcia, ed elaborato nell’ambito del Gruppo di Lavoro Mercato dell’ANEV, si prefigge di delineare un ventaglio di strategie per l’ottimizzazione del mercato elettrico, con particolare riferimento al comparto eolico, seguendo tre principi fondamentali: tutela degli investimenti; scalabilità; efficienza del sistema elettrico.
Dopo un’attenta analisi delle soluzioni adottate da altri mercati europei, l’Associazione ribadisce che l’integrazione delle rinnovabili nel mercato elettrico richiede, in primis l’adozione di un quadro regolatorio caratterizzato da una flessibilità che permetta il loro massimo sfruttamento. In questa ottica appaiono essere particolarmente positive quelle regole e modalità di funzionamento dei mercati che permettono di far fronte nel modo più efficiente possibile alla aleatorietà della produzione, quali: l’avvicinamento al tempo reale delle sessioni di mercato; l’evoluzione del mercato verso la trattazione continua: la possibilità di presentare offerte riguardanti più periodi rilevanti; l’aggregazione dell’offerta in ambiti territoriali omogenei; la possibilità per l’operatore FER di dispacciare nell’ambito del proprio “perimetro d’equilibrio”; l’eliminazione di vincoli che impediscono la stipula di contratti bilaterali a lungo termine, promuovendo, sul lato domanda, forme di aggregazione (comunità di utenze private, pubbliche, o miste) come già avviene in Germania e Danimarca ed è previsto dall’art. 11 del D. Lgsl. 102/2014; l’utilizzo della produzione tradizionale in funzione di back-up.
Inoltre, considerando che la progressiva integrazione del mercato elettrico italiano con quelli degli altri Paesi Europei, a iniziare da quelli confinanti (processo di market coupling), richiede la convergenza delle regole di mercato, si evidenzia che tra le novità in corso di introduzione c’è anche quella dei prezzi negativi, vale a dire la possibilità che in esito alle sessioni di mercato il prezzo possa risultare negativo. In proposito, ANEV sottolinea quanto tale fenomeno possa essere particolarmente penalizzante per le FER che, per non rischiare di perdere la priorità di dispacciamento, si troveranno costrette ad offrire prezzi negativi rinunciando a parte dei propri ricavi, innescando una rischiosa concorrenza al ribasso con i termoelettrici che potrebbero essere disposti a offrire in negativo per rimanere accesi. In aggiunta, uno degli elementi fondamentali del processo di integrazione dovrebbe consistere nell’abilitazione delle FER al MSD (Mercato dei Servizi di Dispacciamento), su base volontaria, auspicando per gli impianti eolici esistenti, lo sviluppo di meccanismi di incentivazione per interventi innovativi (es: sistemi di accumulo o per retrofit degli impianti) volti a consentire agli impianti FER di fornire servizi di dispacciamento.
Tra le altre strategie individuate da ANEV, emerge la necessità di una riforma del dispacciamento tramite aggregazione della produzione da FER e previsione della produzione, nonché l’utilizzazione di meccanismi di integrazione con imprese di consumo.
A fronte di ciò, ANEV si aspetta un impegno del Governo italiano per una revisione efficace del sistema ETS, l’assegnazione di incentivi indifferenziati tra diverse tecnologie, sgravi fiscali e revisione della fiscalità energetica, l’utilizzo di sistemi di accumulo per la gestione degli impianti FER aggregati ed infine la predisposizione di contratti di fornitura di lungo termine (long term PPA – Power Purchase Agreements) che, se opportunamente dimensionati, potrebbero tutelare gli acquirenti dalla volatilità dei mercati e assicurare ai produttori ricavi costanti rispetto alle fluttuazioni del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, favorendo la bancabilità dei progetti.