Sull'ultimo numero dell'Astrolabio Giovanni Brussato fa un po' di chiarezza sul "curtailment", ovvero sulla limitazione, fino all’eventuale distacco, della produzione di un impianto elettrico resa necessaria dall’impossibilità temporanea della rete e del sistema elettrico di assorbirla o trasferirla in condizioni di sicurezza. In Italia si remunera comunque questa energia che un impianto eolico avrebbe potuto produrre ma non ha prodotto perché la Terna ne ha ordinato la riduzione. Abbiamo solo due certezze: la prima, che l'autore dimostra, è la crescente irrilevanza del prezzo all’ingrosso come indicatore dei costi sottostanti delle energia aleatorie in proporzione ai costi di stabilizzazione della rete. La seconda, che aggiungiamo noi, sono i costi marginali crescenti dell'eolico, che si accompagnano a ricavi marginali di vendita all'ingrosso decrescenti a causa del fenomeno della cannibalizzazione.

Immaginiamo un'area della Puglia in cui siano installati 5 gigawatt (GW) di impianti eolici e fotovoltaici con una capacità della rete elettrica di trasportare l’energia prodotta verso altre aree del sistema elettrico pari a 4 GW. In alcune ore, molto favorevoli alla produzione, possono esserci, ad esempio, 4,5 GW di produzione a fronte di 0,5 GW di domanda locale. Il sistema dovrebbe esportare circa 4 GW: siamo al limite.
Quando superiamo questo limite si verifica ciò che viene definito “curtailment”: la limitazione, fino all’eventuale distacco, della produzione di un impianto elettrico, resa necessaria dall’impossibilità temporanea della rete e del sistema elettrico di assorbirla o trasferirla in condizioni di sicurezza.
Se negli anni successivi aggiungessimo altri 3 GW di FER intermittenti senza aumentare significativamente la capacità della rete di trasportare energia o nuovi accumuli, nelle ore favorevoli la produzione potrebbe salire molto oltre la capacità di esportazione dell’area. A quel punto il curtailment potrebbe crescere più che proporzionalmente rispetto alla capacità installata. Se insieme ai nuovi impianti entrassero in servizio nuove linee di alta tensione (AT), rinforzi delle stazioni, BESS e maggiore capacità di trasferimento, l'aumento del curtailment potrebbe essere molto inferiore. Ovviamente, queste soluzioni non sono gratuite, ma hanno un costo che vedremo in un prossimo articolo.
L’energia soggetta a curtailment viene remunerata?
In parte sì ed in parte no.
La logica è: si remunera l’energia che l’impianto avrebbe potuto produrre ma non ha prodotto perché Terna ne ha ordinato la riduzione. Non basta quindi una generica perdita di produzione.
Per ciascun intervallo di 15 minuti il GSE calcola l’MPRIN cioè la Mancata Produzione da fonti Rinnovabili Non programmabili in funzione dell’energia producibile. Si tratta di un calcolo basato su più termini: sull’energia producibile (basata sulla disponibilità della fonte, sui dati dell’impianto, misure e indisponibilità), sulla produzione effettivamente consegnata alla rete e sulla produzione massima consentita dall’ordine di modulazione di Terna. Questo dato viene poi moltiplicato per un indice di affidabilità (IA), che riduce il riconoscimento economico se l’impianto non rispetta correttamente gli ordini. L’importo così riconosciuto viene valorizzato al prezzo zonale dell’energia relativo allo stesso intervallo: se l’impianto poteva produrre 10 MWh, Terna lo ha limitato a 4 MWh e l’impianto ha correttamente immesso 4 MWh, la mancata produzione riconosciuta è di 6 MWh. Con prezzo zonale di 70 €/MWh riceve 420 euro, salvo l’eventuale applicazione dell’indice IA.
Non vengono remunerati guasti dell’impianto, indisponibilità proprie, riduzioni volontarie o semplice mancata vendita sul mercato. Inoltre, il ristoro ARERA è al prezzo zonale: da solo non garantisce necessariamente il recupero integrale di incentivi, PPA o altri ricavi contrattuali.
La mancata produzione fotovoltaica.
ARERA, il 7 agosto, ci ha fatto sapere che, per il 2025, la mancata produzione eolica è stata di circa 640 GWh, contro i 347,5 GWh del 2024 (+84%) di cui 545 GWh remunerati per un costo di circa 32 milioni di euro.
Il curtailment fotovoltaico, per gli impianti collegati sulle reti AT è stato di circa 162 GWh, contro i 7,5 GWh del 2024. La remunerazione, relativa al periodo dal 1° aprile 2025 in avanti, risultava ancora «in corso di quantificazione e di erogazione». Nella primavera di quest’anno il dato preliminare della mancata produzione è già di circa 107 GWh facendo presagire un ulteriore balzo in avanti del curtailment.
Complessivamente il curtailment è stato di circa 802 GWh a cui vanno aggiunti ulteriori 52 GWh distaccati tramite RIGEDI, RIduzione della GEnerazione DIstribuita, una procedura di emergenza con cui Terna può far ridurre o interrompere temporaneamente la produzione degli impianti rinnovabili collegati alle reti di distribuzione in media tensione (MT), quando la quantità di energia immessa rischia di compromettere la sicurezza del sistema elettrico. Un caso tipico è una giornata festiva primaverile in cui il consumo può essere basso mentre la produzione fotovoltaica è molto elevata. Terna utilizza prima gli ordinari strumenti di mercato, riduce gli impianti controllabili in AT e, se questo non basta, può attivare RIGEDI sugli impianti in MT.
Fotovoltaico ed eolico possono essere connessi a tutti i livelli di tensione, e il trattamento del curtailment cambia in funzione del tipo di ordine impartito, non soltanto della fonte. Il fotovoltaico domestico e piccolo commerciale è prevalentemente in bassa tensione (BT), gli impianti fotovoltaici medi sono normalmente in MT mentre i grandi parchi fotovoltaici ed eolici sono connessi in AT anche se esistono impianti eolici in MT e mini/microeolico in BT. Chi viene retribuito? Per quanto abbiamo visto per gli impianti collegati in AT la mancata produzione riconosciuta è remunerata, in linea generale, al prezzo zonale MGP. RIGEDI è un meccanismo emergenziale distinto che riguarda eolico e fotovoltaico con potenze superiori a 100 kW connessi in MT dove l’energia tagliata non viene tuttavia automaticamente remunerata come mancata produzione. Per i piccoli impianti in BT normalmente non è prevista nessuna remunerazione, a meno che esista un ordine esplicito remunerabile o uno specifico contratto.
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