Quotidiano Energia - Nonostante una limatura al rialzo delle previsioni sulla disponibilità di capacità di generazione, l’operatore della rete Rte ha confermato venerdì 18 l’allarme lanciato lo scorso giugno su possibili problemi al sistema elettrico francese in caso di temperature particolarmente basse nel prossimo inverno.
In un aggiornamento dell’analisi di giugno, il Tso mantiene la stima di una domanda elettrica invernale in calo del 2% rispetto allo stesso periodo del 2018-2019 ma rileva che, “se da un lato il rischio di squilibrio a ottobre e all’inizio di novembre sembra in gran parte escluso, resta invece sotto vigilanza il periodo tra la fine di novembre e i primi di dicembre”.
La disponibilità del parco nucleare, al momento circa 30 GW, aumenterà infatti “gradualmente e arriverà a un livello vicino agli inverni precedenti solo nella migliore delle ipotesi”.
Di conseguenza, nell’eventualità di un inverno particolarmente rigido “il sistema elettrico d’oltralpe sarà “caratterizzato da importazioni molti più frequenti del normale” e non sono da escludere distacchi mirati degli utenti domestici. Inoltre, sarà “probabile” il ricorso a mezzi “post-mercato”, in particolare la nuova procedura agevolata per gli interrompibili (remunerazione raddoppiata da 30 a 60 €/MW) i cui risultati si conosceranno però solo a metà ottobre.
In tale contesto, Rte ha chiesto “in via eccezionale” alcune modifiche al meccanismo per la remunerazione della capacità, allo scopo di “incoraggiare gli operatori di capacità di generazione e demand response a massimizzare la loro disponibilità per l’inverno 2020-2021”.
Le modifiche - proposte il 28 agosto alla Cre che le ha approvate con una delibera del 10 settembre e quindi trasmesse al ministro dell’Energia per il via libera definitivo - sono sostanzialmente tre: eliminazione delle penalità per il riequilibrio verso l’alto della disponibilità e per la certificazione tardiva di nuovi siti di gestione della domanda e semplificazione delle procedure per la condivisione dei livelli di capacità certificata in caso di ingresso o uscita di un sito produttivo dal meccanismo.
Nella delibera la Cre rileva che non è stato possibile eliminare in via definitiva le penalità per il riequilibrio al rialzo della disponibilità “a causa degli impegni presi dalle autorità francesi con la Commissione europea”.
Da ricordare che lo scorso dicembre la Cre ha fissato il tetto di prezzo per il capacity market transalpino in 60.000 €/MW per il periodo 2021-2022.
Sono intanto da registrare indiscrezioni sulla valutazione del costo dell’elettricità nucleare di Edf, parametro fondamentale in vista della riforma del meccanismo Arenh che impone all’ex monopolista di cedere ai concorrenti a un prezzo fisso di 42 € MWh una produzione di 100 TWh all’anno. Il portale specializzato “Contexte” rivela che la Cre, in un rapporto riservato di 239 pagine, avrebbe stimato tale costo in 48 €/MWh, vale a dire 5 €/MWh in meno rispetto a quanto calcolato da Edf.
Il costo include la copertura dei costi di produzione, gli interventi per la sicurezza e un’adeguata remunerazione per il gruppo elettrico.
Per la riforma dell’Arenh, il Governo francese sembra orientato a imporre a Edf la vendita ai concorrenti della maggior parte della sua produzione nucleare a un prezzo variabile collegato al mercato, mentre la Cre propende per un aumento del volume da cedere da 100 a 150 TWh.
