Sono anch'io convinto che il decoupling tra prezzo del gas e del kWh non si risolva con una riforma del mercato elettrico, come sostiene l'intervento di Simona Benedettini e Carlo Stagnaro sulla Staffetta di mercoledì (v. Staffetta 08/01), aggiungendo alle loro un'altra motivazione.
Una riforma del mercato elettrico europeo l'abbiamo avuta recentemente. Ma, come hanno concluso Stagnaro e il sottoscritto in un articolo a quattro mani uscito l'anno scorso sul numero 3 di “Energia” (v. Staffetta 20/09/24), i meccanismi decisionali e i rapporti di forza esistenti tra i 27 paesi dell'Ue hanno partorito una soluzione ecumenica che accontenta gli interessi dei principali Stati membri e, oltre a mettere fuori gioco i Ppa, contraddice l'obiettivo dichiarato dalla Commissione europea: l'integrazione dei mercati.
Mi stupisce invece che si continui a parlare di decoupling come se fosse un'araba fenice, mentre esistono prove concrete della sua fattibilità anche con le attuali regole di mercato.
Mi scuso con i lettori di essere ripetitivo, ma sulla Staffetta e in altre sedi ho recentemente sottolineato che, con una copertura di almeno il 60% della domanda elettrica da parte della produzione rinnovabile, il numero di ore sul Mercato del Giorno Prima in cui le rinnovabili determinano il prezzo del kWh è sufficiente per ridurlo in misura significativa. Questo accade già in Spagna, in Germania, in Portogallo. E l'impennata dei prezzi per un intervallo tempo limitato, recentemente prodotta in Germania dal crollo della produzione eolica, ne è la controprova.
Il decoupling non si verifica in Italia semplicemente perché, secondo i dati di Terna, nei primi undici mesi del 2024 la produzione rinnovabile ha coperto in Italia il 50,2% della domanda. Un record, perché la prima cifra supera per una corta incollatura il numero quattro, ma siamo ancora ancora lontani dalle prestazioni dei paesi europei virtuosi, probabilmente agevolati dall'assenza di oil&gas company nel loro “top ten” delle industrie.
Condivido anche l'altro suggerimento avanzato da Benedettini e Stagnaro – stipulare Ppa – obiettivo però ostacolato finora dall'assenza, in Italia, di misure adeguate, come quelle prese dalla Spagna: garanzie per entrambe le controparti, definizione di forme contrattuali standard, i Ppa che coinvolgono piccole imprese controgarantiti dalla Cassa depositi e prestiti spagnola. Inevitabile conseguenza di questo divario, la capacità rinnovabile garantita da Ppa è in Italia poco più del 25% di quella spagnola.
Il tema delle garanzie viene per la prima volta affrontato nel decreto-legge n. 208 del 31 dicembre 2024 (“Misure organizzative urgenti per fronteggiare situazioni di particolare emergenza, nonché per l'attuazione del Pnrr”), che deve ancora passare al vaglio del Parlamento e per i Ppa prevede un successivo decreto del Mase per stabilire le modalità e le condizioni in base alle quali il Gse assumerà il ruolo di garante di ultima istanza per la gestione dei rischi di inadempimento della controparte nei contratti di lungo termine da fonti rinnovabili.
Come spesso accade, per le garanzie non solo si rinvia a un successivo decreto, ma le indicazioni che dovrebbero fungere da linee guida per i suoi contenuti sono vaghe e generiche. Oltre al quando, non è dunque possibile prevedere se e in quale misura le future garanzie saranno in grado di agevolare la crescita dei Ppa. Unica garanzia certa è l'affidamento del ruolo di garante di ultima istanza al Gse, la cui attuale gestione a più riprese ha già dimostrato di essere capace di supplire ai default di decisioni governative.
In attesa che tutto ciò diventi realtà, ancora una volta il mercato si è mosso, introducendo una nuova versione dei Ppa, che potrebbe rivelarsi rivoluzionaria: i Ppa 24/7, i quali garantiscono che l'energia consumata dall'acquirente sia interamente generata da fonti rinnovabili in ogni ora della giornata, 24 ore su 24, 7 giorni su 7. Questi requisiti implicano l'utilizzo di una combinazione di fonti rinnovabili complementari (per esempio, fotovoltaico durante il giorno, eolico o idroelettrico di notte), di sistemi di accumulo, nonché il ricorso al demand response, per compensare eventuali discrepanze tra produzione e consumo.
Applicazioni energivore 24h, come i data center, il cui consumo di energia è stimato tra 500 e 600 TWh nel 2023, ma dovrebbe superare i 2000 TWh nel 2030, sono interessate a questa soluzione, vista come alternativa agli Small Modular Reactor, (Smr) senza i relativi problemi di sicurezza e di opposizione sociale.
Ad esempio, già nel 2020 Microsoft ha stipulato un contratto pilota con Vattenfall per un Ppa 24/7 destinato a coprire il consumo energetico dell'azienda in Svezia, mentre nel 2024 Google ha stipulato un Ppa 24/7, finora il suo più grande Ppa , con 478 MW di nuova potenza eolica offshore in Olanda, che consentirà di coprire il 90% del consumo orario delle sue attività nel paese.
Un rapporto congiunto del Long Duration Energy Storage Council e di McKinsey, edito nel 2022, ha stimato il costo di un Ppa 24/7, basato su un impianto ibrido eolico/fotovoltaico e con accumuli agli ioni di litio, superiore a 200 $/MWh nella maggior parte delle regioni, contro 51,1 €/MWh di un Ppa tradizionale a novembre 2024 (il cambio euro/dollaro è oggi circa alla pari).
Questo costo è però destinato a diminuire col “learning by doing” e va confrontato con i 170 $/MWh stimati per un Smr abbinato a un data center, che non tengono conto degli oneri relativi a smantellamento, bonifica dei siti nucleari contaminati e gestione dei rifiuti radioattivi.