Autore: Martina Boscheri

Il mercato dell’elettricità è composto da fornitori di energia per clienti privati e aziendali (come Ötzi Elettricità mia), produttori di energia (come i gestori di centrali elettriche) e gestori della rete elettrica. I fornitori di energia acquistano l’energia elettrica per i loro clienti, stipulano con loro contratti di acquisto di energia elettrica e poi emettono le bollette. In Italia, i fornitori di energia acquistano l’energia elettrica attraverso i trader autorizzati dell’IPEX (Italian Power Exchange), gestito dal GME (Gestore dei Mercati Energetici) con sede a Milano. Il volume e i prezzi all’ingrosso dell’elettricità da immettere in rete sono determinati quotidianamente in base al principio della domanda e dell’offerta. L’Italia è suddivisa in sette zone di prezzo: Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sardegna e Sicilia. Inoltre, il centro di scambio italiano per l’energia elettrica è collegato in rete con altri mercati come Austria, Francia, Slovenia e Grecia attraverso il market coupling.

I prezzi realizzati nelle zone tariffarie italiane vengono utilizzati per calcolare un valore medio, fissato ogni ora: il PUN (Prezzo Unico Nazionale), che Ötzi Elettricità mia utilizza anche come parametro di riferimento per la fatturazione dei consumi di energia elettrica nelle varie fasce orarie. Il PUN è il parametro di riferimento decisivo per tutte le transazioni di energia elettrica in Italia. Questo garantisce un livello di prezzo standardizzato su tutto il territorio nazionale, come previsto dalla legge. Gran parte dell’elettricità, che non può essere immagazzinata come il legno, il vino, l’acqua o il ferro, viene venduta nel day-ahead trading.

In questo caso, la produzione e la consegna avvengono in una finestra temporale fissa il giorno successivo alla fissazione del prezzo. Il motivo è l’affidabilità delle previsioni di produzione e consumo: il volume previsto di produzione di elettricità in un breve periodo di tempo nell’ambito della generazione di energia rinnovabile legata alle condizioni meteorologiche può essere stimato con la stessa facilità della domanda prevista.

I prezzi di negoziazione dei contratti di vendita sui mercati a termine si basano anche sul prezzo del giorno prima previsto dagli operatori di mercato al momento della futura fornitura di elettricità.

Nella borsa dell’energia elettrica, i produttori “verdi” dovrebbero essere in grado di offrire la loro energia generata da fonti rinnovabili come il sole, il vento o l’acqua a prezzi più bassi rispetto alle centrali elettriche convenzionali che si affidano alle importazioni di gas fossile, petrolio o carbone. Purtroppo non è così. Sulla borsa dell’energia elettrica, i gestori delle centrali elettriche offrono prezzi e volumi di fornitura per periodi specifici tramite intermediari. L’ordine di utilizzo nel day-ahead trading è determinato in ordine crescente dalla centrale più economica all’offerta più costosa dell’ultima centrale ancora necessaria per coprire la domanda. Questo sistema di “ordine di merito” si basa sui costi marginali sostenuti da una centrale per l’ultimo megawattora prodotto.

Le centrali elettriche verdi, come i parchi eolici, le centrali idroelettriche o le centrali solari, che hanno di gran lunga i costi di produzione dell’elettricità più bassi, guidano l’ordine di distribuzione e sono quindi le prime a essere autorizzate a immettere energia in rete. Seguono le centrali con costi marginali più elevati, come quelle a carbone o a gas, fino a coprire la domanda giornaliera. Il problema per i consumatori: nelle borse dell’energia elettrica, il prezzo di compensazione del mercato (MCP) è sempre definito dall’ultima offerta accettata. La centrale con i costi marginali più costosi (centrale marginale), che si trova in fondo all’ordine di utilizzo, definisce quindi il prezzo di scambio per tutte le altre centrali utilizzate.

Se l’ultima centrale nella graduatoria di merito utilizza gas fossile importato, ciò comporta automaticamente un prezzo all’ingrosso elevato, anche per i produttori di energia “verde” a basso costo – ad esempio quando i prezzi del gas sono alti. Questo è sempre il caso dell’Italia, dove la maggior parte delle centrali elettriche convenzionali funziona con il costoso gas naturale.

Il 30 settembre 2024 si è concluso un lungo capitolo della storia energetica britannica: in questo giorno è stata chiusa l’ultima centrale elettrica britannica a carbone di Rattcliffe-on-Soar, nel Nottinghamshire, che era stata messa in funzione dal Central Electricity Generating Board (CEGB), di proprietà statale, nel 1968. Uno sguardo al passato illustra il significato di questa data: il 12 gennaio 1882, a Londra, fu collegata alla rete la prima centrale elettrica a carbone del mondo. Già all’inizio del XVIII secolo, il Regno Unito, ampiamente disboscato e densamente popolato, dove il carbone fossile sostituiva il legno come combustibile e veniva trasportato attraverso fiumi, una rete di canali e il mare, produceva l’80% del carbone bruciato in Europa.

Prima del 1900, nei bacini carboniferi britannici venivano estratti oltre 200 milioni di tonnellate di carbone all’anno. Per 200 anni, “King Coal” è stato la principale fonte di energia del Regno Unito, la cui industrializzazione non sarebbe stata possibile senza questa risorsa. Il ritmo del cambiamento è impressionante. Nel 1990, il carbone rappresentava ancora il 65% del mix elettrico britannico. Nel 2014 era ancora il 30% ed entro il 2023 la quota sarà solo dell’1%.

Le centrali elettriche a gas, le turbine eoliche e l’energia nucleare hanno quasi completamente sostituito il carbone come combustibile in un rapido sviluppo. Solo 14 anni fa, sull’isola situata tra l’Oceano Atlantico e il Mare del Nord non c’erano quasi turbine eoliche; nel 2023, l’energia eolica fornirà già il 32,8% dell’elettricità generata nel Regno Unito (gas naturale: 34,7%, bioenergia: 11,6%, energia nucleare: 13,8%). Un altro importante fattore di successo nella ristrutturazione dell’industria energetica britannica è lo strumento di finanziamento dei contratti per differenza (CfD): contratti per differenza tra un fornitore di elettricità e un’azienda che garantiscono un prezzo fisso per un periodo di tempo più lungo, indipendente dal prezzo di mercato.

I britannici sono innovativi anche in un altro settore: gli investitori sono pagati sul mercato della capacità per riservare le capacità delle loro centrali elettriche per i “periodi di buio”, ossia quando non c’è vento o sole e le energie rinnovabili non sono disponibili per la produzione di elettricità.

Il partito laburista al governo sta già promettendo un’altra rivoluzione energetica. Entro il 2030 – in altre parole, tra soli sei anni – la produzione di energia elettrica britannica dovrebbe essere in grado di fare a meno di carbone e gas. I conservatori, al potere fino a luglio, volevano realizzare questo cambiamento entro il 2035. Il calendario proposto dai laburisti è ambizioso: Le energie rinnovabili dovrebbero essere ampliate a tal punto entro il 2030 da poter generare in media circa il 90% dell’elettricità richiesta. Il resto dovrebbe essere coperto dalle restanti centrali nucleari britanniche e dalla nuova centrale nucleare “Hinkley Point C”. Grazie ai suoi grandi parchi eolici offshore, il Regno Unito è oggi il secondo Paese al mondo per energia eolica prodotta dopo la Cina.

Tuttavia, le centrali a gas, insieme a quelle nucleari, sono ancora la spina dorsale dell’approvvigionamento elettrico del Regno Unito. Per questo motivo i parchi eolici britannici nel Mare del Nord sono destinati a crescere ulteriormente: entro il 2030, il Regno Unito vuole quadruplicare la sua capacità eolica offshore e raddoppiare il numero di turbine eoliche onshore.

Tuttavia, anche la domanda di elettricità sull’isola aumenterà notevolmente. Ad esempio, i laburisti a partire dal 2023 vogliono immatricolare solamente auto elettriche. Se anche altri settori saranno decarbonizzati, la produzione di elettricità da energie rinnovabili dovrà crescere molto di più. Secondo una proiezione, dovrà almeno raddoppiare entro il 2030. Allo stesso tempo, le capacità di stoccaggio dovrebbero essere enormemente aumentate. Stabilizzatori rotanti e grandi batterie dovrebbero garantire in futuro l’energia elettrica costantemente necessaria nelle aree di approvvigionamento britanniche – ma è quantomeno dubbio se una conversione così radicale e su più binari del sistema energetico sia possibile in un tempo così breve.

Il vento e il sole possono completarsi molto bene quando si tratta di generare energia sostenibile. Dopo tutto, la combinazione di energia eolica e fotovoltaica nei cosiddetti parchi ibridi consente un’immissione di energia elettrica costantemente stabile, poiché le curve di generazione delle due fonti energetiche, spesso legate alle condizioni meteorologiche, si completano a vicenda: in estate c’è meno vento e più sole, mentre in inverno il vento può compensare le giornate di sole più corte. In molti Paesi europei, i produttori di energia elettrica stanno già puntando sulla combinazione di vento e sole: a Rabosera, nella regione spagnola dell’Aragona, un impianto fotovoltaico integrerà un vecchio impianto eolico e fornirà elettricità alle sedi europee del gruppo finanziario e tecnologico Bloomberg. In Romania, Olanda, Portogallo, Lituania, Polonia e Germania, i parchi ibridi stanno già producendo elettricità senza emissioni_{di CO2}.

Un esempio: Nel comune di Deining, nella regione bavarese dell’Oberpflalz, il fornitore di servizi solari Iqony Solar Energy Solutions (Sens), con sede a Würzburg, ha completato un parco ibrido solare-eolico nel 2023. Più di 43.800 moduli solari sono installati in tre località vicine al più grande parco eolico della Baviera: Deining-Mittersthal (4,0 MWp), Seubersdorf-Batzhausen (15,0 MWp) e Deining-Unterbuchfeld (4,5 MWp). I tre parchi solari da soli consentono di risparmiare quasi 11.150 tonnellate di emissioni di_CO2 all’anno. Il parco solare di Mittersthal è attraversato da un cavo a media tensione, attraverso il quale l’elettricità generata dal parco eolico esistente e dal nuovo parco solare viene trasportata alla centrale di trasformazione per poi essere immessa nella rete.

In Finlandia, il gruppo tedesco VSB (Ventus, Sol, Energia Biologica) sta pianificando un progetto ibrido da 450 MW. Il parco eolico di Puutionsaari, con una capacità totale di 350 MW, è una componente chiave di questo impianto nella provincia dell’Ostrobotnia settentrionale. L’impianto è completato da un parco solare con una potenza di 100 MWp. In totale, il parco ibrido fornirà a 337.500 famiglie composte da quattro persone elettricità prodotta in modo sostenibile. I lavori di costruzione della centrale ibrida inizieranno nel 2025 e la messa in funzione è prevista per il 2028. In Italia si attende sia la valutazione finale di questa opzione tecnica innovativa da parte dell’autorità di regolamentazione ARERA, sia l’adeguamento delle lunghe procedure di autorizzazione; senza una corrispondente decisione dell’ARERA, il gestore di rete Terna non può collegare gli impianti ibridi alla rete elettrica nazionale.

L’azienda energetica finlandese Helen Oy vuole riscaldare 30.000 abitazioni di Helsinki con una pompa di calore. L’azienda ha ordinato il sistema di pompe di calore aria-acqua per l’impianto di riscaldamento di Patola – il più grande al mondo – a MAN Energy Solutions, un produttore controllato da Volkswagen AG. A seconda della temperatura dell’aria, il sistema avrà una capacità di generazione di calore compresa tra 20 e 33 megawatt (MW). Alimentata da energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili, la pompa di calore può funzionare a temperature esterne fino a -20° Celsius. L’impianto dovrebbe entrare in funzione nel periodo di riscaldamento 2026/2027.

Una pompa di calore estrae energia termica dall’acqua di falda, dal terreno o dall’aria esterna. Questa energia viene utilizzata per riscaldare gli ambienti interni o per riscaldare l’acqu. Per trasportare il calore si utilizza un refrigerante. Questo liquido si riscalda con l’aiuto dell’energia termica dell’aria esterna o dell’energia geotermica ed evapora. Un compressore aumenta la pressione e quindi la temperatura. Il vapore si liquefa e rilascia calore al sistema di riscaldamento. Secondo un rapporto pubblicato dall’Agenzia Internazionale dell’Energia nel 2023, la Finlandia è leader nel riscaldamento domestico rispettoso del clima: il 41% degli edifici è dotato di una pompa di calore. Circa la metà dell’energia utilizzata per il riscaldamento e il raffreddamento in Finlandia nel 2021 proviene da fonti rinnovabili, in gran parte da biomassa.

Helen Oy, il più grande fornitore di energia della Finlandia, è di proprietà della città di Helsinki e mira a rendere i suoi impianti neutrali dal punto di vista climatico entro il 2030. A tal fine, l’azienda sta investendo molto in un sistema energetico sostenibile e moderno e prevede di sostituire tutti gli impianti alimentati da fonti fossili con una capacità di oltre 2.000 megawatt entro il 2025.

In qualità di “voce dei distributori locali di energia in Europa”, l’organizzazione ombrello GEODE difende da oltre 30 anni un’“industria energetica pluralistica”, in cui sono rappresentate non solo le grandi imprese, ma anche le aziende municipalizzate e i fornitori locali di energia organizzati in forma cooperativa. Fondata nel 1991, l’associazione GEODE comprende 85 aziende e associazioni in 15 Paesi europei, come l’associazione di settore svedese Swedenergy con 400 membri, la finlandese Finnish Energy con oltre 300 membri, numerose aziende municipalizzate in Germania e Wiener Netze GmbH in Austria. GEODE rappresenta quindi gli interessi di circa 1.400 aziende europee che gestiscono reti energetiche e forniscono servizi energetici a 100 milioni di clienti.

La sede centrale dell’associazione a Bruxelles interviene regolarmente presso le autorità energetiche nazionali ed europee e, all’interno della rete GEODE, facilita lo scambio di competenze e l’accesso ai dati energetici. Un importante tema di attualità è l’espansione delle reti elettriche europee e le proposte di ampia portata della Commissione UE per una riforma del mercato elettrico europeo con più energie rinnovabili, maggiore competitività e, soprattutto, nuovi meccanismi di protezione per i consumatori. Nel 2023, l’UE ha presentato un ambizioso piano d’azione per l’espansione della rete. Secondo questo piano, entro il 2030 saranno messi a disposizione 584 milioni di euro per nuove reti energetiche in tutta l’UE – e GEODE partecipa attivamente a questa lungimirante pianificazione infrastrutturale europea.

La federazione energetica altoatesina SEV ha aderito al GEODE nel 2014. Nel 2022, il top management e i membri del GEODE si sono riuniti per la conferenza autunnale a Bolzano. L’ordine del giorno dell’incontro prevedeva la presentazione del “modello altoatesino” per l’utilizzo decentralizzato e orientato ai cittadini delle energie rinnovabili e la presentazione di progetti vetrina sostenibili provenienti da Finlandia, Germania e Danimarca, nonché aggiornamenti sugli attuali progetti di politica energetica dell’UE.

L’ Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) è stata istituita nel 1995 con il compito di tutelare gli interessi dei consumatori e promuovere la concorrenza, l’accessibilità dei servizi, l’efficienza e adeguati standard qualitativi nella fornitura di energia elettrica. Tutti i produttori di energia elettrica, i distributori di energia elettrica e le società di teleriscaldamento operanti in Alto Adige ricevono regolarmente posta da ARERA con nuove disposizioni normative, spesso controverse – come la prevista fusione di piccoli gestori di rete o gli interventi sui prezzi delle forniture di teleriscaldamento. Le attività dell’autorità erano inizialmente limitate ai settori dell’elettricità e del gas naturale e sono state successivamente ampliate per includere poteri di regolamentazione nei settori dell’approvvigionamento idrico e della gestione delle acque, nonché del teleriscaldamento e della gestione dei rifiuti.

ARERA opera in totale indipendenza e autonomia nel quadro degli indirizzi politici generali formulati dal Governo e dal Parlamento italiano e delle normative dell’Unione Europea. Le risorse finanziarie di ARERA non provengono dal bilancio dello Stato italiano. L’autorità di regolazione attinge ai contributi di tutte le aziende regolate da ARERA. Le responsabilità di ARERA sono diverse e vanno dall’assicurazione della qualità tecnica nella fornitura di energia elettrica e termica, alla definizione di standard nell’ambito della sicurezza della fornitura, fino al monitoraggio della gestione contabile dei produttori e dei distributori di energia elettrica.

Protezione del clima ed energia? Qualcuno ha sentito qualcosa? Le priorità del vertice G7 in Puglia erano altre, di fronte alle crisi globali. All’ordine del giorno nel lussuoso resort di Borgo Egnazia c’erano la guerra della Russia contro l’Ucraina, Gaza e il Medio Oriente, le questioni migratorie, l’intelligenza artificiale, le tensioni nella regione indo-pacifica e in Africa e lo sviluppo sostenibile. In calce al documento finale ufficiale, i Paesi del G7 hanno ribadito la loro determinazione ad affrontare la triplice crisi globale del cambiamento climatico, dell’inquinamento ambientale e della perdita di biodiversità. Naturalmente, rimangono “fermamente impegnati” a limitare l’aumento della temperatura globale a 1,5 gradi. In breve, i capi di Stato e di governo hanno ribadito le dichiarazioni precedenti, compresa la volontà di contribuire in modo sostanziale a un nuovo obiettivo di finanziamento collettivo quantificato per il clima.

Il contesto: nel 2009, a Copenaghen, i Paesi industrializzati hanno deciso di mobilitare 100 miliardi di dollari USA all’anno a partire dal 2020 per la protezione del clima globale e l’adattamento ai cambiamenti climatici nei Paesi in via di sviluppo. Alla Conferenza sul clima di Parigi del 2015, questo obiettivo è stato esteso al 2025 e, secondo i calcoli dell’OCSE, è stato raggiunto per la prima volta nel 2022. Ora è necessario un nuovo obiettivo di finanziamento del clima (New Collective Quantified Goal, NCQG) per il periodo successivo al 2025. I negoziati su questo fondo globale per il clima, che dovrà superare la soglia dei 100 miliardi di dollari, proseguiranno nel novembre 2024 alla Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (COP29) a Baku in Azerbaigian, paese produttore di petrolio e gas.

Le garanzie di origine o i certificati GO per l’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili immessa in rete sono stati introdotti perché non è tecnicamente possibile fornire fisicamente l’energia elettrica prodotta dal vento, dall’acqua o dal sole direttamente ai clienti finali nelle reti interconnesse. Ciò significa che chi acquista energia elettrica rinnovabile da una centrale solare lontana riceverà tecnicamente sempre l’elettricità prodotta nella centrale più vicina, anche se questa è alimentata a carbone o a gas. Per questo motivo l’elettricità (verde) prodotta da fonti rinnovabili è virtualmente separata dall’elettricità convenzionale (grigia) con garanzie di origine. L’elettricità “grigia” e quella “verde” possono quindi essere commercializzate separatamente.

La garanzia di origine è un documento elettronico che funziona come un certificato di nascita. Certifica come e dove è stata prodotta l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili (GO = Guarantee of Origin). Allo stesso tempo, questo documento assicura che l’energia rinnovabile possa essere venduta una sola volta. In Italia, il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) rilascia un certificato elettronico per ogni megawattora immesso nella rete elettrica e generato con energia rinnovabile. Dal 1° gennaio 2013, le garanzie di origine sono l’unico strumento riconosciuto per certificare l’energia generata da fonti rinnovabili nel mix energetico di un distributore di elettricità.

L’energia elettrica fluisce da una fonte di alimentazione attraverso conduttori (cavi) e componenti come resistenze e condensatori fino ai nostri elettrodomestici. La differenza principale tra un sistema monofase e uno trifase è il numero di “strade” su cui può scorrere la corrente: una “strada” nel caso di un sistema monofase e tre “strade” parallele in un sistema trifase.

La fase (detta anche conduttore di fase o conduttore esterno) è il conduttore che porta la corrente dalla rete all’interruttore o alla presa. Con la corrente alternata monofase, si utilizza un sistema di conduttori composto da un filo “caldo” e da un conduttore neutro. La corrente o la tensione si inverte periodicamente e scorre in una direzione attraverso il filo “caldo”, che fornisce energia elettrica all’utente, e nell’altra direzione attraverso il conduttore neutro. Un sistema a corrente alternata trifase non funziona con uno, ma con tre conduttori “caldi” che trasportano corrente. Si parla di corrente alternata trifase, corrente trifase o corrente industriale. Uno dei vantaggi della corrente alternata trifase è che fornisce una potenza quasi doppia rispetto ai sistemi monofase, senza la necessità di un numero doppio di fili.

La corrente alternata trifase (AC) è quindi spesso utilizzata per alimentare i centri dati e gli edifici commerciali e industriali in cui si trovano macchine ad alto consumo energetico. La corrente alternata monofase è lo standard elettrotecnico abituale nelle abitazioni private. In molti Paesi esistono limiti di potenza che, se superati, obbligano a passare a un sistema trifase: In Italia, il limite di potenza per un sistema monofase è solitamente di sei kilowatt.

La conversione da un sistema monofase a uno trifase può richiedere interventi tecnici come una diversa configurazione dei circuiti o l’installazione di nuovi elementi conduttori. In ogni caso, il cablaggio dalla scatola di distribuzione al contatore elettrico deve essere esteso da due a quattro fili e può essere necessario convertire il contatore elettrico da monofase a trifase. In genere il distributore di energia elettrica non addebita alcun costo per il passaggio da un sistema monofase a uno trifase. Tuttavia, se si verificano dei costi, questi devono essere inclusi in un preventivo di spesa. I costi saranno inseriti nella bolletta energetica.