pv magazine Italia ha avuto il piacere di parlare con Julien Jomaux, ingegnere esperto di sostenibilità e mercati energetici. Jomaux ha elaborato un confronto tra alcune Regioni e Paesi europei, sottolineando come il solar capture price sia in Italia molto più alto rispetto a quello di Francia e Spagna. Il motivo? Il mix energetico, spiega Jomaux.
pv magazine Italia: Il prezzo medio “catturato” dal profilo fotovoltaico (solar capture price) in Italia è quasi 3 volte quello di Francia e Spagna, secondo i suoi dati. È perché il solar capture price dipende dal prezzo marginale, che in Italia è legato al gas? Quali sono gli altri fattori?
Julien Jomaux: Il solar capture price del solare è il valore di mercato che il solare avrebbe ottenuto se la produzione solare fosse stata venduta sul mercato del giorno prima. I mercati day-ahead sono infatti un mercato pay-as-clear, il che significa che gli offerenti offrono la loro produzione al loro costo marginale. Poiché il solare sta ottenendo una quota maggiore, il prezzo di mercato tende a essere più basso nei periodi in cui il sole splende, il che porta a un prezzo di cattura più basso per il solare.
Poiché l’industria del solare in Italia non è ancora così sviluppata come in altre parti d’Europa, i mercati del giorno prima non sono ancora influenzati dal solare nella stessa misura, il che significa che, in pratica, un maggior numero di centrali elettriche a prezzi più alti sono in funzione quando il solare produce. Quindi, in effetti, la differenza dei prezzi di cattura è principalmente il riflesso dell’attuale mix elettrico in Italia e in Europa.
pv magazine Italia: Significa che investire nel solare in Italia è più “attraente” dal punto di vista dell’investitore? Cosa significa per il consumatore finale?
JJ: Non necessariamente, perché dipende da chi si assume il rischio del prezzo di mercato. Molti progetti solari ricevono una sorta di tariffa fissa (contratto per differenza, tariffa di alimentazione, ecc.) in cui lo Stato o un altro ente pubblico si assume il rischio del prezzo di mercato. Pertanto, per gli investitori è ancora interessante, ma meno per il governo/ente pubblico. Si veda ad esempio la recente notizia sulla Germania: Ökostrom – EEG-Förderung 2024 vor Rekordwert (deutschlandfunk.de)
Per il consumatore finale, una quota maggiore di solare è sinonimo di prezzi di mercato più bassi e quindi di bollette più basse per la parte energetica. Ma naturalmente, per i consumatori finali, la parte energetica non è l’unica componente, poiché i costi di rete e le tasse (comprese le imposte sulle rinnovabili) possono essere significativi.
Lei scrive che “considerando il tasso di cattura (rapporto tra il prezzo di cattura del solare e il prezzo medio di mercato), siamo al 60-70% in Europa (ad eccezione ancora una volta dell’Italia)”. Perché? Quali sono i fattori che influenzano questo rapporto?
JJ: Il tasso di cattura solare è il rapporto tra il prezzo di cattura solare (spiegato nella prima domanda) e il prezzo medio di mercato. Un rapporto del 60% significa che se il solare vende sul mercato del giorno prima, riceverà solo il 60% del prezzo medio del giorno prima (i prezzi tendono ad essere più bassi quando il sole splende – effetto merit-order). I fattori sono legati al mix energetico e alla domanda (maggiore domanda significa prezzi più alti).
Le dispiacerebbe riassumere le specificità dell’Italia in questo campo?
JJ: Purtroppo non sono molto informato sull’Italia, tranne che so che il solare è molto meno presente rispetto ad altri Paesi europei (Spagna, Germania, Grecia) ed è fortemente dipendente dal gas naturale.
Cosa può fare il governo per evitare il prolungarsi di una situazione del genere?
JJ: Direi che in Italia c’è ancora molto spazio per il solare, il governo dovrebbe incentivare nuovi progetti. Per gli altri Paesi, dove i tassi di cattura sono in calo, dovremmo stimolare soluzioni di flessibilità e aumentare la domanda quando il sole splende (ricarica degli EV, risposta alla domanda, ecc.).
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