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ha provveduto ad incrementarla nuovamente per il
2015/2016 e per il 2016/2017.
Inoltre, con l’aumentare della capacità installata di
FRNP e con la loro priorità di dispacciamento si
ha una progressiva riduzione delle ore di funziona-
mento per le centrali elettriche convenzionali (Figu-
ra 12); ciò porta a ritorni economici ridotti rispetto
alle previsioni d’investimento e ad un incremento
dei costi operativi.Gli impianti sono infatti chia-
Figura 12 – Evoluzione delle ore di funzionamento annuale di impianti convenzionali in Italia mati ,specie in giornate con bassi consumi e alta
(fonte: Pöyry)
produzione da vento e/o fotovoltaico, a frequenti
spegnimenti ed accensioni e/o ad inseguire rapide
rampe di carico in discesa al mattino ed in salita
in serata (Figura 13). Queste situazioni sono state
chiaramente evidenziate nei rapporti nazionali, ad
esempio di Germania, Italia, Romania e Cina .Bi-
sogna sottolineare che tali fenomeni non hanno
causato problematiche e riduzione nella qualità del
servizio dell’energia fornita nei vari Paesi, anche in
presenza di FRNP in percentuali impensabili fino a
qualche anno fa.
La modulazione della potenza elettrica generata da
centrali convenzionali per bilanciare la variabilità di
produzione da FRNP ha avuto riflessi sulla produ-
zione combinata di energia e calore (CHP) molto
diffusa in Paesi come Danimarca, Romania, Austria
e Russia.
In un periodo di caduta della domanda ,come
quello registrato in Europa, i produttori di elettricità
da fonti convenzionali hanno sperimentato una di-
Figura 13 – Profilo di domanda nazionale in una giornata estiva soleggiata e carico residuo minuzione dei prezzi nella borsa elettrica generata
in Italia (fonte dati: Terna) dalle rinnovabili; ciò ha portato ad uno stallo degli
investimenti in centrali convenzionali.

un meccanismo di formazione del prezzo di merca-
to nodale che tiene conto di eventuali costi aggiun- Impatti sul mercato dell’elettricità
tivi per la trasmissione e distribuzione (ad esempio, La crescita delle FRNP ha avuto anche una forte
perdite e congestione) e indirizza la localizzazione influenza sui mercati dell’energia elettrica in molti
dei nuovi impianti. Paesi.
Corea del Sud - Certificati verdi addizionali vengo- Ad esempio, l’Italia, la Germania e il Giappone han-
no riconosciuti alla utility che installa impianti eolici no visto una riduzione del prezzo all’ingrosso (Fi-
in combinazione con sistemi di accumulo dell’e- gura 14), un nuovo ordine di merito, e un aumento
nergia al fine di ridurre gli impatti delle FRNP sul dei costi di dispacciamento e per servizi di bilancia-
sistema elettrico. mento dovuti a repentini cambiamenti del profilo di
USA - Le differenze di meccanismi di incentivazio- produzione degli impianti eolici e fotovoltaici.
ne cambiano da utility a utility e da Stato a Stato: vi Dal rapporto della Germania è emerso come le ore
sono incentivi a livello federale (crediti di imposta), nelle quali sono stati richiesti provvedimenti di ri-di-
a livello statale (ad esempio, scambio sul posto) e spacciamento sono quintuplicate dal 2010 al 2013
locali (deduzioni e soluzioni di finanziamento, tariffe e in Italia gli oneri di dispacciamento, includendo i
elettriche verdi differenziate). servizi ancillari ed i costi di bilanciamento, sono più
che raddoppiati dal 2009 al 2013.
La Figura 14 mostra chiaramente quanto avvenuto
L’impatto delle FRNP in Italia sul prezzo medio giornaliero in borsa (PUN)
negli ultimi anni; il valore massimo si sposta dal
sul sistema elettrico mattino alla sera quando non c’è più la concorren-
za del solare e gli operatori di centrali convenzionali
Impatti sulle flotte tradizionali possono recuperare quanto perso nelle ore di sole.
La diminuzione del prezzo in borsa è anche dovuta
La non programmabilità di eolico e fotovoltaico ri- ad una diminuzione del carico (sovra capacità di
chiede all’aumentare della percentuale di FRNP un produzione) e ad una diminuzione del prezzo del
aumento della capacità di riserva e la Germania gas.

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