Mentre gran parte d'Europa soffre il caldo torrido, la domanda di energia elettrica sta aumentando marcatamente e la tensione sui sistemi energetici si sta manifestando in tempo reale. Dai prezzi serali alle stelle, ai servizi ancillari sovraccarichi e alla riduzione della produzione nucleare, ogni parte del sistema ha un ruolo specifico nel complesso puzzle del sistema elettrico. A causa delle elevate temperature, però, i modelli di domanda e la produzione rinnovabile si stanno stravolgendo, rendendo difficile l’incastro perfetto di questi pezzi. Il risultato? Una rete elettrica messa sotto pressione.

Francia, Spagna e Germania sono tra i paesi più colpiti, dovendo gestire  gli effetti a cascata che il caldo estremo ha sulla domanda di elettricità, sul mix di generazione e sulle dinamiche di mercato. Non si tratta solo di un consumo più elevato ma di un crescente disallineamento tra la generazione rinnovabile e la domanda di picco.

Cosa sta succedendo? L’ondata di calore che ha interessato l’Europa meridionale e occidentale ha determinato un aumento delle temperature mantenutesi fra 5-10°C sopra le norme stagionali. In alcune parti della Spagna e della Francia meridionale si sono registrati anche massimi diurni sopra i 35°C. È soprattutto la domanda per il raffrescamento degli ambienti a dominare i consumi elettrici  nel tardo pomeriggio e sera. In paesi come Spagna e Italia, dove l'aria condizionata residenziale è diffusa, la domanda energetica aumenta drasticamente tra le 16:00 e le 21:00. Il che implica un cambiamento nella curva di carico giornaliera: si registrano  accelerazioni mattutine più precoci, plateau più elevati a metà giornata  e picchi serali più lunghi e acuti: un'evoluzione che si scontra con le limitazioni della generazione rinnovabile (abbondante nelle ore diurne e scarsa in quelle serale), con conseguenti sfide per la gestione della rete e le dinamiche di mercato.

Durante la parte centrale della giornata, si registra una forte penetrazione solare, che determina prezzi diurni spesso negativi, mentre la sera, quando la generazione crolla proprio mentre la domanda rimane alta - si sviluppa una ripida "scogliera solare”, che va a causare uno spread significativo tra i prezzi della parte centrale della giornata e quelli della sere. Nelle ultime settimane, per esempio, i prezzi day-ahead in Germania e Francia sono scesi diverse volte in territorio negativo durante le ore solari, specialmente nei weekend. Sono stati registrati prezzi vicino a -100 €/MWh nelle ore tra le 12:00-15:00, per poi superare i 300/MWh entro le 20:00. Questo paradosso ha un impatto economico significativo: i prezzi medi giornalieri sono volatili e mediamente si attestano sui 100 €/MWh, nonostante le oscillazioni estreme diurne.

Dato questo contesto, diventa sempre più importante abbinare consumo e generazione. Facendo così, i consumatori esperti potrebbero risparmiare parecchio, raffreddando le proprie case o caricando le loro auto elettriche durante le ore di maggiore generazione solare. Anche i sistemi di accumulo potrebbero beneficiare degli spread di prezzo, caricandosi a costi bassi e scaricandosi durante i picchi costosi.

Il trading intraday svolge un ruolo importantissimo, riconoscendo premi elevati per la consegna in prima serata. Questo mentre generatori e operatori di accumulo si trovano a dover affrontare rischi e volatilità crescenti.

Data una produzione solare concentrata principalmente nelle ore diurne, per soddisfare la domanda serale, è richiesto un apporto rapido delle centrali a combustibili fossili - principalmente gas e carbone-, mentre il nucleare vede il suo output diminuire durante le ore solari. Ma tale flessibilità ha un costo: i cicli di accensione e spegnimento aumentano l'usura e riducono l'efficienza degli impianti, e per di più molte unità sono state progettate per il funzionamento a carico di base, non per rampe aggressive. Inoltre, a causa di una tale modulazione diurna, gli impianti nucleari rischiano problemi di corrosione, attualmente in fase di valutazione.

Da qui muove una considerazione importante nella programmazione dell’operatività delle centrali a combustibili fossili: è meglio produrre durante il giorno - a prezzi bassi - o rimanere offline e capitalizzare sui picchi serali? Questa decisione influisce non solo mercati energetici ma anche su quelli di riserva, dove la disponibilità diventa una questione di importanza critica.

Ancora, a risentire di un tale contesto sono i servizi ausiliari che soffrono lo stress in forma più pesante. Durante le ore solari, la generazione tradizionale è largamente offline, lasciando meno unità a disposizione per fornire regolazione di frequenza, riserve rotanti o aumenti di produzione veloci. Pertanto, gli impianti ausiliari diventano necessari per la generazione durante la sera, ma rendono costosa la capacità di riserva. In Germania, le aste di bilanciamento hanno chiuso al doppio dei livelli estivi tipici degli ultimi anni, e in Italia l'approvvigionamento di riserve veloci sta generando premi record. I TSO in tutta Europa stanno pagando premi sempre più alti per assicurarsi capacità flessibile in un contesto di disponibilità sempre più ridotta. Questo fa sorgere un altro dilemma: è meglio per i produttori offrire capacità ai mercati energetici o ai servizi di riserva?

Un'altra preoccupazione che sta sempre più prendendo piede è legata al raffreddamento delle centrali nucleari. Quasi due settimane fa in Francia, EDF ha emesso un avviso pubblico annunciando che la produzione del suo impianto a Bugey potrebbe necessitare di una riduzione della produzione a causa delle temperature elevate del fiume Rodano. Le norme ambientali pongono dei limiti alla temperatura dell'acqua di raffreddamento che viene scaricata, e a Bugey queste soglie si stanno avvicinando. Anche altre centrali francesi – incluse quelle a Cruas e Saint-Alban - sono state messe sotto osservazione viste le  temperature prossime ai 38°C.

In conclusione, dagli eventi degli ultimi giorni è possibile trarre diverse lezioni. A livello strutturale, questi sviluppi rivelano la crescente dipendenza – sia tecnica che economica - dell'Europa da una cerchia ristretta di risorse flessibili. I sistemi di accumulo aiutano, ma la maggior parte degli impianti sono dimensionati per funzionare 1-2 ore, che non bastano per coprire i picchi serali di 4-5 ore. Le centrali termiche flessibili sopportano il peso maggiore, ma a costo elevato e con crescente affaticamento. Lato consumi, la demand response rimane sottoutilizzata, in quanto la flessibilità industriale esiste, ma i segnali di prezzo non sempre vengono trasmessi rapidamente. Nel frattempo, il paradosso dei prezzi continua a crescere.

Se l'Europa vedrà più ondate di calore - e i modelli climatici suggeriscono che sarà così - lo stress del sistema aumenterà. È vero che i blackout rimangono improbabili in mercati ben interconnessi, ma il costo dell'affidabilità aumenta. Gli operatori potrebbero ricorrere a riserve strategiche, ridurre i flussi commerciali o emettere avvisi di scarsità - tutti con conseguenze di mercato. Da una prospettiva politica, la conclusione è chiara.

L'Europa ha bisogno di maggiore flessibilità, in tutti i mesi dell'anno. I prodotti di riserva devono adeguarsi, ma gli investimenti sono ancora scarsi a causa dell'incertezza politica, della geopolitica e dell'inerzia tecnologica.

Il paradosso dell'energia solare abbondante di giorno e della scarsità costosa di notte sta diventando strutturale. Il sistema deve evolversi per abbinare offerta e domanda in tempo reale, abbinando ogni forma con lo slot giusto. I segnali di prezzo sono evidenti. La sfida è combinare gli strumenti giusti ai compiti giusti - prima che il giocattolo si rompa.