Il 2024 e il 2025 saranno anni anomali con alta frequenza di prezzi negativi – spiegano AleaSoft e SolarPower Europe

Diversi giorni consecutivi di prezzi bassi o negativi sono tipici della primavera. I prezzi negativi sono comuni anche in estate, ma sono relativamente isolate ai fine settimana, nei giorni festivi e, in alcuni Paesi, durante i periodi di vacanza, ha spiegato la società di consulenza energetica spagnola AleaSoft. Ma – ha aggiunto – l’estate del 2024 potrebbe essere leggermente diversa.

“La situazione di quest’anno, con un maggiore contributo del solare fotovoltaico, farà sì che il numero di ore con prezzi negativi in estate sarà maggiore rispetto agli anni precedenti, ma non prevediamo una situazione simile a quella di questa primavera”, ha dichiarato a pv magazine Global Oriol Saltó i Bauzà, responsabile di AleaSoft.

I prezzi negativi si verificano spesso in primavera a causa della bassa domanda, tipica di situazioni di temperature non estreme, e dell’elevata produzione di energia idroelettrica, eolica e solare. Quest’anno l’energia idroelettrica è in piena attività grazie alle precipitazioni statisticamente normali dell’inverno e della primavera dopo diversi anni di siccità.

“In estate, molti di questi fattori non sono presenti. Da un lato, la domanda è molto più alta, tranne nei fine settimana e nei giorni festivi, e c’è molta meno energia eolica e idroelettrica”, ha aggiunto Saltó i Bauzà. “È vero che il solare fotovoltaico è più alto che in primavera, ma da solo non è ancora in grado di ridurre il divario termico a sufficienza per avere prezzi negativi ogni giorno”.

Secondo SolarPower Europe, invece, la tendenza continuerà probabilmente anche in estate.

“Possiamo aspettarci che il fenomeno dei prezzi negativi si intensifichi nella prossima estate, soprattutto nei mercati con una crescente penetrazione di elettricità rinnovabile nella rete, come Spagna, Germania e Paesi Bassi”, ha dichiarato al pv magazine Global Simon Dupond, consulente di SolarPower Europe.

Secondo le autorità nazionali francesi, la domanda di elettricità è sistematicamente più bassa quando i pannelli solari sono più produttivi. Questo tende a portare a maggiori squilibri tra domanda e offerta, ma dipende ancora molto dai sistemi elettrici locali.

In breve, le peculiarità del sistema energetico di ciascun Paese definiranno se il fenomeno dei prezzi negativi sarà più o meno comune in estate, rispetto alla primavera. È inoltre ragionevole pensare che l’aumento dell’aria condizionata nei mercati settentrionali possa modificare i profili di consumo nella prossima estate.

Opzioni per le batterie

Saltó i Bauzà, che è anche responsabile dell’analisi e dell’elaborazione dei dati di AleaSoft, ha affermato che i sistemi di stoccaggio dell’energia, la produzione di idrogeno verde, l’aumento della domanda di elettricità e l’espansione della capacità di interconnessione internazionale ridurranno in modo significativo i prezzi negativi e la riduzione delle energie rinnovabili. Cattiva gestione e scarsa pianificazione energetica sono le ragioni strutturali dei prezzi negativi.

“La maggior parte degli sforzi governativi si è concentrata sullo sviluppo delle energie rinnovabili, ignorando il fatto che l’aumento della domanda, la capacità di stoccaggio e l’idrogeno verde dovrebbero crescere di pari passo”, ha affermato Saltó i Bauzà. “Il calo della domanda durante la crisi dei prezzi dell’energia degli ultimi anni ha fatto sì che questa mancanza di lungimiranza si manifestasse prematuramente”.

Il capacity market previsto in Spagna, un elemento importante per garantire la redditività delle batterie, è in bozza da più di due anni. Il lancio del mercato è previsto per la fine di quest’anno, con le prime aste fissate per il 2025.

“Il NECP spagnolo prevede una capacità di batterie di 9 GW entro il 2030 e, secondo i nostri collaboratori, la propensione agli investimenti rende probabile il superamento di questo obiettivo”, ha dichiarato Saltó i Bauzà. “Questa sarebbe un’ottima notizia per evitare prezzi negativi e limitazioni delle energie rinnovabili”.

Data la rapida adozione di soluzioni di accumulo in tutto il continente, i prossimi due anni potrebbero portare il maggior numero di prezzi negativi.

“Più che complicati il 2024 e il 2025 saranno incerti perché non è chiaro come si evolverà ciascuno dei fattori chiave, soprattutto la ripresa della domanda”, ha aggiunto Saltó i Bauzà.

La situazione dovrebbe cambiare con una maggiore domanda e una maggiore capacità di stoccaggio, ma i prezzi negativi sono destinati a rimanere.

“I prezzi negativi non scompariranno; l’aumento dell’energia solare ed eolica tenderà ad aumentare la volatilità dei prezzi, mentre lo stoccaggio di energia tenderà a ridurla”, ha affermato Saltó i Bauzà. “Nel lunghissimo termine, la volatilità dovrebbe diminuire in media, ma è molto improbabile che i prezzi negativi scompaiano completamente, anche se si verificheranno meno frequentemente”.

Dupond ha affermato che i Paesi europei dovrebbero puntare molto sulle tecnologie dei sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) e fornire incentivi agli investitori consentendo i migliori casi di business per le batterie. Secondo Dupond, inoltre, dovrebbero progettare schemi di sostegno che incoraggino l’aggiunta di asset di flessibilità negli impianti solari nuovi ed esistenti.

“L’Europa ha un disperato bisogno di un quadro politico più favorevole allo stoccaggio, con una minore frammentazione per quanto riguarda i vari requisiti tecnici, come gli accordi di connessione alla rete, le regole di autorizzazione, le regole di collocazione degli asset e molto altro”, ha dichiarato Dupond.

Conseguenze principali

I prezzi negativi hanno conseguenze negative sul business case dei progetti solari. Saltó i Bauzà ha dichiarato di aspettarsi un aumento della volatilità dei prezzi nel breve e medio termine, con una “leggera” riduzione della volatilità nel lungo periodo.

In futuro, i prezzi medi non dovrebbero essere inferiori alle medie storiche, ad eccezione di periodi estremi.

“A seconda del Paese, i prezzi saranno meno dipendenti da quelli del gas, ma dovrebbero essere sufficienti a rendere redditizi gli investimenti in nuovi impianti nel lungo periodo”, ha dichiarato Saltó i Bauzà.

Secondo Dupond, i prezzi negativi non devono essere sottovalutati, in quanto possono influire sugli investimenti nell’energia solare.

“Meno ricavi per gli impianti solari rischiano di diminuire la certezza degli investitori e allo stesso tempo rendono i contratti di acquisto di energia elettrica per le imprese (CPPA) meno attraenti per le aziende consumatrici di elettricità, soprattutto se i prezzi dell’elettricità seguono una curva ad anatra”, ha affermato Dupond. Questo porta a una minore disponibilità di risorse finanziarie private per la costruzione di nuovi impianti solari e rallenta automaticamente la transizione energetica”. Se non vengono creati tempestivamente i quadri di riferimento per l’implementazione di soluzioni di flessibilità, il rallentamento delle aggiunte di capacità di energia rinnovabile sarà più pronunciato nei Paesi con le più alte quote di penetrazione di energia rinnovabile e la più bassa flessibilità”.

Ha inoltre affermato che le autorità europee dovrebbero fissare obiettivi di stoccaggio, includere sistematicamente lo stoccaggio nelle aste per le energie rinnovabili e consentire ai dispositivi di stoccaggio a batteria di operare in tutti i mercati dell’elettricità.

“L’idrogeno verde non è ancora praticabile in Spagna e Portogallo. Lo sviluppo della tecnologia e delle infrastrutture necessarie richiede tempo e investimenti significativi”, ha dichiarato Dupond. “È un aspetto che inizialmente non è stato considerato prioritario. Nei prossimi anni sarà fondamentale per vedere il decollo dell’idrogeno verde”. Ma, mentre nel caso delle batterie si parla di anni, nel caso dell’idrogeno verde si parla di lustri o decenni”.

Saltó i Bauzà ha detto che, nonostante l’aumento della volatilità, i Paesi con una maggiore capacità rinnovabile diventeranno più interessanti per l’industria.

“La decarbonizzazione dell’industria porterà senza dubbio alla delocalizzazione in regioni con prezzi energetici più competitivi”, ha aggiunto Saltó i Bauzà. “Le regioni dell’Europa meridionale con abbondante energia solare e quelle dell’Europa settentrionale con abbondante energia idroelettrica saranno poli di attrazione per l’industria in cerca di energia rinnovabile e prezzi competitivi.”

Secondo Dupond, l’idrogeno verde potrebbe diventare più competitivo già nel prossimo decennio. “Gli elettrolizzatori diventeranno un importante contributo alla flessibilità nel prossimo decennio, in quanto il loro business case migliorerà grazie alle economie di scala e al sostegno politico”, ha affermato.

Percorsi alternativi

Dupond ha affermato che le tariffe a tempo e altre forme di tariffazione dinamica sono esempi efficaci per affrontare gli squilibri della domanda e dell’offerta, incentivando al contempo i modelli commerciali di elettrificazione intelligente.

“Al momento, tuttavia, la disponibilità di tali tariffe è distribuita in modo disomogeneo nel continente. Mentre sono generalmente disponibili nei Paesi nordici e nel Regno Unito, la tariffazione dinamica spesso non è un’opzione nell’Europa centrale e meridionale”, ha affermato.

Per quanto riguarda la flessibilità della domanda, l’Unione Europea sta facendo progressi con la creazione di regole a livello europeo per l’utilizzo della flessibilità locale e della domanda da parte dei mercati, nell’ambito di un codice di rete sulla risposta alla domanda.

“Tuttavia, per mobilitare la risposta alla domanda c’è molto di più dei mercati: gli operatori di rete possono incentivare l’autoconsumo o utilizzare la tariffa di rete. Ma è chiaro che non ne abbiamo sfruttato appieno il potenziale”, ha dichiarato Dupond. “Un rapporto pubblicato nel dicembre 2023 dall’ACER mostra che i gestori dei sistemi di distribuzione (DSO) non hanno segnali di prezzo per sbloccare la flessibilità. Il ridispacciamento basato sul mercato è attuato solo in Francia, Paesi Bassi, Spagna e Svezia, mentre i DSO in undici Paesi membri utilizzano qualche tipo di misura non basata sul mercato per risolvere le congestioni. Nei restanti Paesi membri, i DSO non attuano alcuna misura di gestione della congestione, se non la richiesta al TSO di risolvere la congestione o il rafforzamento e l’espansione della rete”.

Ha aggiunto che anche altri strumenti limitano la volatilità dei prezzi di mercato, come i contratti per differenza (CfD).

“Se da un lato dobbiamo assicurarci che tali contratti incoraggino l’interruzione della produzione degli impianti solari quando i prezzi sono negativi, per non peggiorare i prezzi negativi, dall’altro sarà necessario continuare a compensare gli impianti rinnovabili per la loro disponibilità e non creare incertezza nella remunerazione”, ha affermato Dupond. Queste caratteristiche sono importanti per evitare la logica “produci e dimentica” dei contratti tradizionali, che porta alla cannibalizzazione dei prezzi, proteggendo al tempo stesso gli investimenti nell’energia solare”.

Secondo gli esperti, i PPA sono altri strumenti per stabilizzare efficacemente i prezzi dell’elettricità.