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Prezzi orari del mercato elettrico (2007-2013) e influenza del fotovoltaico

Prezzi medi orari sul mercato elettrico (MGP) in Italia dal 2007 al 2013
Figura 1 ()

Note

  • I dati per la realizzazione del grafico sono tratti dalle statistiche messe a disposizione dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) e riguardano il Mercato del Giorno Prima (MGP), che è il principale mercato a pronti dell'energia elettrica in Italia.
  • I prezzi medi orari sono stati calcolati come media aritmetica dei singoli valori orari di ogni giorno dell'anno.

Le variazioni annuali dei prezzi

Per poter fare alcune valutazioni su questi dati è opportuno calcolare la media aritmetica del prezzo sulle 24 ore di ciascuna serie, ovvero il prezzo medio giornaliero:

Prezzi sul Mercato elettrico del Giorno Prima (€/MWh)

2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Media
71,0
87,1
63,8
64,2
72,2
75,5
63,0

Come si può vedere nel periodo di tempo considerato il prezzo è variato in modo significativo, con un valore di picco di 87,1 €/MWh registrato nel 2008. Una delle variabili che ha influenzato tali variazioni è sicuramente il prezzo dei combustibili fossili. Ad esempio, il gas naturale, il combustibile più usato in Italia (vedi il grafico sulla produzione termoelettrica) aveva in quel periodo quest'andamento (grafico tratto dalla newsletter del GME):

Quotazioni mensili spot e a termine del gas naturale 2008-2010

La crescita del prezzo del gas fino al 2008 si è interrotta bruscamente nel 2009, quando la domanda è crollata a causa degli effetti della crisi economica globale innescata dallo scoppio della bolla immobiliare negli Stati Uniti. Il prezzo dell'energia elettrica ha seguito le stesse sorti e in Italia è crollato di oltre 20 €/MWh.
Nel 2010 e 2011 si è assistito ad un "rimbalzo", con il ritorno alla crescita delle principali economie mondiali. L'incremento della domanda ha portato ad una nuova progressiva crescita del prezzo dei combustibili, trascinandosi dietro ancora una volta quello dell'energia elettrica. Sempre per quanto riguarda il gas naturale, l'andamento del prezzo dal 2010 ad oggi è stato questo:

Quotazioni mensili spot e a termine del gas naturale 2010-2014

Come si può notare tra la fine del 2011 e l'inizio del 2012 il prezzo del gas è tornato praticamente a far segnare gli stessi valori massimi mensili visti nel 2008. Va detto che il picco di prezzo visibile nel mese di febbraio 2012 dipende dal forte incremento della domanda e relative difficoltà di approvvigionamento causati dalla particolare ondata di gelo che colpì l'Europa in quel periodo. Anche considerando il prezzo medio annuale, comunque, nel 2012 si è tornati a 28,7 €/MWh, valore prossimo ai 29 €/MWh registrati nel 2008.

Da notare come il prezzo del gas sul mercato italiano sia sempre stato ben superiore a quello degli altri mercati europei. Solo durante il 2012 si è assistito ad un riallineamento grazie ad una riforma del mercato di scambio del gas che ha previsto la creazione di nuove aree di negoziazione, favorendo la liquidità e la formazione di un prezzo a pronti sganciato da quello del petrolio (vedi relazione annuale GME 2012 e mensili dello stesso periodo). In pratica una delle cause dei prezzi elevati dell'energia elettrica in Italia è sempre stata semplicemente di natura normativa.

Nonostante il prezzo del gas sia tornato ai massimi livelli va evidenziato come il prezzo dell'energia elettrica del 2012 sia rimasto ben sotto al picco raggiunto nel 2008. In effetti bisogna considerare un'altra variabile che influenza il prezzo: l'andamento della domanda di energia elettrica. Osservando il grafico del CIL si può notare che i consumi del 2012 sono rimasti su livelli inferiori al 2008. Peraltro proprio nel 2012 in Italia si è tornati a far segnare variazioni negative come conseguenza della crisi del debito pubblico (strascico della crisi economica iniziata quattro anni prima).

Inoltre la quantità di energia effettivamente scambiata sul mercato elettrico, dalla quale dipende concretamente la formazione del prezzo, mostra un calo ancora più marcato.

Quantità medie orarie scambiate sul Mercato elettrico del Giorno Prima in Italia
Figura 2 ()

Come si può vedere già dal 2011 si manifesta una tendenza al ribasso quando invece il CIL segnava ancora variazioni positive e nel 2012 la tendenza si è particolarmente accentuata. Il verificarsi di tale fenomeno è da addebitare ad un certo spostamento delle contrattazioni dall'MGP verso il Mercato Infragiornaliero (MI, un mercato a pronti minore) e al mercato a termine (MTE; vedi relazione GME 2012 pag. 48-49).
Bisogna considerare poi il forte incremento della produzione delle nuove fonti rinnovabili di quel periodo (vedi grafico rinnovabili). Infatti l'energia autoconsumata prodotta dai piccoli e medi impianti rinnovabili posti al servizio di abitazioni e aziende viene conteggiata insieme al resto della produzione nel caso del calcolo del CIL ma ovviamente non partecipa al mercato elettrico che quindi vede diminuire i volumi scambiati (solo l'energia immessa in rete arriva al mercato). Anche se gli impianti rinnovabili in autoconsumo sono una piccola parte del totale, l'incremento degli ultimi anni è tale che potrebbe trattarsi comunque di qualche TWh di energia (in questo articolo si parla di 2,8 TWh attribuibili solo all'autoconsumo fotovoltaico).

Oltre alla riduzione dei volumi scambiati sul mercato, l'altra importante variabile che ha contribuito a tenere il prezzo degli ultimi anni ad un livello inferiore al picco del 2008 è l'incremento della produzione rinnovabile a bassi costi marginali, considerando questa volta la parte che arriva sul mercato elettrico (l'energia venduta e immessa in rete).

Nel 2013 il prezzo dell'energia elettrica è tornato finalmente a calare, anche in modo sensibile (-12,5 €/MWh), nonostante il prezzo medio annuale del gas naturale sia calato molto poco (28 €/MWh, neanche un euro in meno rispetto al 2012). Infatti nel frattempo le quantità scambiate sul mercato elettrico sono continuate a calare, anche se meno di quanto ci si poteva aspettare considerando il calo del CIL e l'incremento dell'autoconsumo da nuove rinnovabili (comunque meno marcato rispetto ai due anni precedenti). Nel 2013 c'è stata infatti un'inversione di tendenza rispetto a quanto detto per il 2012 con un maggior utilizzo dei mercati a pronti (tra cui l'MGP) rispetto ad altri sistemi di scambio (contratti a termine). La produzione complessiva da fonti rinnovabili ha visto invece un forte incremento (il più alto registrato fino ad ora), anche se per una buona metà da fonte idroelettrica. Quindi la riduzione di prezzo del 2013 dipende più che altro dall'effetto combinato della riduzione di domanda e della maggiore produzione rinnovabile piuttosto che dalle variazioni di prezzo del gas naturale. Il prezzo dell'energia elettrica è praticamente tornato sugli stessi livelli del 2009, ma a quel tempo il prezzo del gas era molto più basso di oggi (appena 18,5 €/MWh), a dimostrazione che hanno inciso di più altre variabili.

Nei primi mesi del 2014 si è assistito ad una prosecuzione della tendenza al calo delle quantità scambiate sul mercato e all'incremento della produzione rinnovabile. Inoltre si assiste anche ad una discreta discesa del prezzo del gas (sceso sotto i 20 €/MWh a giugno). In pratica stavolta tutte è tre le variabili che influenzano il prezzo spingono decisamente verso un ribasso. L'effetto è ben visibile sui prezzi incredibilmente bassi mantenuti dall'energia elettrica finora nel 2014, i più bassi da quanto nel 2004 è stato creato l'MGP (circa 50 €/MWh). Le tendenze sembrano comunque indicare che sia stato toccato il fondo di un ciclo.

La forma della curva dei prezzi

Andando ad osservare la distribuzione oraria media rappresentata nel grafico si nota subito la presenza di due picchi giornalieri del prezzo posizionati in corrispondenza dei due momenti di massima richiesta di energia (10-11, 19-20) che vanno a formare un tipico andamento a forma di W rovesciata. Come detto in precedenza è normale che in un ambito di ordine di merito ad una richiesta maggiore di energia corrisponda un prezzo di mercato più elevato.

Si può notare come la forma di W rovesciata che caratterizza i tracciati sia più marcata nel passatoScarto quadratico medio rispetto al presente. Statisticamente questo aspetto è rappresentato dal valore dello scarto quadratico medio (chiamato anche deviazione standard) che misura la dispersione dei dati rispetto alla media, ovvero la tendenza ad avere “alti e bassi” tra i 24 valori orari di ogni serie annuale.
E` possibile quindi integrare i dati dei prezzi medi annuali con questo nuovo indice statistico:

Prezzi sul Mercato elettrico del Giorno Prima (€/MWh)

2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Media
71,0
87,1
63,8
64,2
72,2
75,5
63,0
SQM
27,2
25,5
19,4
13,9
12,1
15,4
12,8

Come si può vedere, a prescindere dalle variazioni del prezzo, lo scarto quadratico medio ha mostrato un calo continuo dal 2007 fino al 2011 confermando la tendenza ad avere variazioni orarie più contenute. Anche se nel 2012 il valore è tornato a crescere si è mantenuto comunque su livelli ben inferiori rispetto al passato e nel 2013 è tornato subito a regredire.

Tale generale tendenza al ribasso può avere diverse motivazioni.

Sicuramente, proprio a partire dal 2008, si è assistito all'avvio di un ciclo di forti incrementi della produzione rinnovabile che ha apportato sul mercato una gran quantità di energia a bassi costi marginali. Come spiegato nell'apposito articolo, l'incremento di questo tipo di energia è una delle variabili che influenzano la formazione del prezzo e a causa della forma della curva di offerta i valori relativi ai picchi di consumo vengono ridotti in misura maggiore rispetto alle ore fuori picco, portando ad un generale livellamento dei prezzi.

Anche le modalità di organizzazione del mercato elettrico (il Mercato del Giorno Prima, nello specifico) possono aver contribuito al livellamento dei prezzi. Basti pensare che tale mercato a pronti ha iniziato l'attività solo nel 2004, con un numero esiguo di partecipanti che poi nell'arco di nove anni sono triplicati (vedi la prima tabella qui). La presenza di un maggior numero di operatori ha sicuramente contribuito a "normalizzare" l'andamento dei prezzi.

Infine un certo effetto possono anche averli avuti gli strascichi del processo di ammodernamento del sistema di produzione termoelettrico, iniziato a metà anni '90, che ha portato ad un'ampia diffusione delle centrali a ciclo combinato a gas e alla chiusura o inutilizzo di alcune vecchie centrali termoelettriche, soprattutto a olio combustibile (vedi quanto scritto per il grafico sulla potenza installata). La maggiore efficienza e flessibilità di queste centrali ha consentito di limare verso il basso il prezzo dei picchi diurni di consumo. Peraltro questo è il motivo che ha portato già dalla metà degli anni 2000 ad un progressivo abbandono della pratica dei pompaggi negli impianti idroelettrici che aveva la sua utilità proprio nello sfruttare il differenziale di prezzo tra giorno e notte.

L'effetto del fotovoltaico

Se mettiamo semplicemente a confronto la serie dei prezzi del 2010 con quella del 2013 è possibile notare come per gran parte delle ore della giornata i valori siano molto vicini tra loro ad esclusione di una larga fascia (dalle ore 9 alle 17) nella quale "sprofondano" decisamente verso il basso, mentre in una fascia più breve (19-20) tendono ad "emergere". Tale fenomeno è visibile in modo più o meno evidente confrontando anche altre serie di valori.

Effetto del fotovoltaico sui prezzi medi orari del mercato elettrico
Figura 3 ()

Nel 2010 la produzione fotovoltaica era ancora ben poca cosa e con 1.906 GWh copriva appena lo 0,6% del consumo interno lordo; dopo uno sviluppo fin troppo veloce nel 2013 produceva già oltre 22.000 GWh con una quota di quasi il 7%.
Come detto, gran parte della produzione rinnovabile, compresa quella fotovoltaica, è caratterizzata da bassi costi marginali (non ci sono costi variabili per i combustibili) e una volta offerta sul mercato tende a far ridurre i prezzi dell'energia. Inoltre, nel caso specifico del fotovoltaico tale effetto sui prezzi si manifesta in modo particolarmente evidente perché incide sui consumi di picco (vedi capitolo precedente) e perché molto semplicemente concentra la produzione in una fascia oraria ben definita.
La situazione rappresentata nel grafico precedente è quindi chiaramente un effetto dell'immissione nel sistema elettrico di nuova energia fotovoltaica. In alcuni casi è addirittura possibile che una quota oraria significativa di produzione fotovoltaica (sommata alle altre rinnovabili) arrivi a "saturare" il mercato fino a portare ad un prezzo pari a zero. Ovviamente per "saturare" non si intende il raggiungimento del 100% di produzione rinnovabile, che nel caso di fonti intermittenti sarebbe impossibile per questioni di sicurezza del sistema elettrico (vedi quanto scritto sui limiti di penetrazione delle fonti intermittenti e sul più recente relativo alle funzioni dei sistemi di accumulo), ma di quote sufficientemente elevate da obbligare la residua quota di centrali termoelettriche a competere tra loro vendendo a prezzi molto bassi o nulli pur di non essere costrette a fermare o ridurre la produzione.

L'effetto esercitato dalla produzione fotovoltaica è tale che ormai nel 2013 il prezzo minimo raggiunto a metà giornata non è molto lontano da quello minimo notturno (un delta di appena 6,8 €). Considerando il prezzo medio per fascia oraria diurna (8-19) e notturna (20-7), ovvero la stessa distinzione utilizzata in genere per le tariffe bi-orarie dei prezzi finali dell'energia elettrica, risulta che per ben sette mesi (da marzo a settembre) il prezzo sia stato più basso di giorno piuttosto che di notte, anche se a livello annuale il prezzo notturno rimane ancora il più basso.

Prezzi medi sul mercato elettrico nel 2013 per mese e fascia oraria

Tornando ad osservare le serie annuali (figura 1), si può notare come anche il picco principale di prezzo abbia subito una inversione. Infatti dal 2011 in poi, ovvero da quando si è iniziata ad avere una significativa produzione fotovoltaica, il picco più alto risulta quello serale e non più quello mattutino. Ciò è ovviamente imputabile al fatto che il primo picco è ben più coperto rispetto al secondo dalla produzione fotovoltaica. Non solo, l'andamento giornaliero della produzione nella sua fase ascendente segue in modo quasi perfetto la "rampa" di accrescimento dei consumi mattutina riuscendo a fornire potenza proprio quando serve (basta vedere i grafici della produzione oraria 2013).
L'inversione del prezzo tra i due picchi sembra comunque derivare non solo da una riduzione del primo ma anche da un certo incremento del secondo. La sera infatti tende a crearsi una situazione opposta a quella appena descritta; la fase discendente della produzione fotovoltaica coincide con la rampa di accrescimento dei consumi serali creando una situazione molto "dinamica" caratterizzata dalla necessità di attivare e collocare sul mercato in breve tempo una gran quantità di nuova potenza sia per coprire i maggiori consumi, sia per compensare la minore produzione fotovoltaica. Tale dinamismo finisce inevitabilmente per enfatizzare il ruolo delle centrali dalla produzione flessibile specializzate nel coprire i picchi di consumo che, come già detto, hanno costi marginali più elevati e quindi offrono l'energia a prezzi maggiori.

Probabile poi che alla sera le centrali elettriche programmabili (prevalentemente termiche) cerchino anche di compensare i minori ricavi avuti durante le ore centrali della giornata a causa dei bassi prezzi imposti dal fotovoltaico. Finché tale comportamento è orientato ad un recupero della quota dei costi fissi, che risulta maggiore a causa dell'utilizzo degli impianti per un numero minore di ore, o ad incrementi dei costi variabili, imputabili ad inefficienze dovute alla necessità di adattarsi alla produzione intermittente rinnovabile, l'aumento del prezzo serale può anche considerarsi legittimo. Non lo è se gli impianti tradizionali pretendessero di recuperare tutti i guadagni perduti dalla competizione con le rinnovabili.
Oltretutto osservando le varie serie annuali ci si può rendere conto che non solo il picco serale ma anche tutti i prezzi notturni hanno subito nel medesimo periodo una qualche tendenza verso l'alto. Si tratta di centrali in parte diverse perché destinate a coprire prevalentemente il carico di base. Se però, come spesso accade, il proprietario delle centrali è il medesimo, allora una compensazione a livello di "gruppo aziendale" è sempre possibile (ma meno giustificabile rispetto al caso precedente).

Da notare che la rampa dei consumi in ingresso del picco mattutino è ben più grande e ripida di quella serale, quindi in assenza di una produzione fotovoltaica è normale che il prezzo sia maggiore nel primo e minore nel secondo (come accadeva fino al 2010). Inoltre, se per ipotesi la fase ascendente della produzione fotovoltaica non fosse posizionata così bene per seguire la rampa mattutina dei consumi, l'effetto di riduzione del prezzo sarebbe complessivamente minore perché si verrebbe comunque a creare una situazione dinamica.

La relativizzazione dei dati

Per avere una percezione più chiara dell'effetto del fotovoltaico sul prezzo può essere utile “relativizzare” i dati ponendo come punto di riferimento la media aritmetica di ciascuna serie di valori.
Il modo più semplice consiste nel rappresentare le serie dei dati come scarti dalla propria media. Questa rappresentazione tende ad annullare gli effetti di variazioni generalizzate dei prezzi e mette in evidenza la presenza di valori estremi anomali. Ovviamente in questo modo i numeri assumono un valore relativo e non assoluto.

Scarti dalla media dei prezzi orari sul mercato elettrico (MGP)
Figura 4 ()

Si riesce subito a notare molto bene la tipica forma a W rovesciata e la tendenza ad avere nel tempo serie di prezzi più livellate (minore scarto quadratico medio) di cui si era già parlato nella sezione relativa alla forma della curva dei prezzi.
Anche l'effetto della produzione fotovoltaica descritto poco sopra è già ben evidente. Ad ogni modo il fatto che gli scarti siano rappresentati ancora in euro/MWh limita la capacità di fare un confronto realmente "alla pari" creando ancora una eccessiva confusione.

E` possibile però fare un passo in più nel processo di relativizzazione utilizzando i cosiddetti valori standard. In pratica ogni scarto dalla media viene rapportato allo scarto quadratico medio che diventa così l'unita di misura dello scarto stesso. Questo processo tende ad eliminare il disturbo del diverso valore assoluto degli estremi mettendo in evidenza eventuali anomalie della forma della curva, ovvero quello che dovrebbe causare l'apporto di energia fotovoltaica.

Valori standard dei prezzi medi orari sul mercato elettrico in Italia (MGP)
Figura 5 ()

In effetti si può notare come le serie annuali vengano ricondotte a valori più omogenei creando un discreto ordine. Le uniche serie di valori che a tratti tendono ad uscire decisamente dal tracciato comune sono proprio quelle dal 2011 in poi. Inoltre gli scostamenti indicano che in termini relativi il prezzo risulta più basso del normale durante le ore centrali della giornata (9-17), mentre risulta più alto prevalentemente nella fascia serale (18-21) e in misura minore in tutte le ore notturne. Nel complesso questa analisi conferma quindi l'esistenza di un "effetto fotovoltaico" sui prezzi di mercato. Da notare anche come tra le serie 2012 e 2013 ci sia poca differenza, fatto che è coerente con il minore incremento della produzione fotovoltaica rispetto ai due anni precedenti.
Va ribadito che si tratta solo di un confronto relativo; è utile a far emergere un 'anomalia ma non da indicazioni sul valore assoluto di questa anomalia.

Quantificare l'effetto sul mercato

Misurare l'effetto dell'apporto di energia fotovoltaica sul mercato richiede sostanzialmente di ipotizzare quale sarebbe stato il prezzo orario dell'energia in assenza di tale apporto. Il modo più semplice e ovvio per avere un punto di riferimento consiste quindi nel valutare come variano i prezzi da un anno all'altro quando il sole non c'è, dal tramonto all'alba. Come si è visto, però, il fotovoltaico non influenza in modo deciso il prezzo solo nelle ore centrali della giornata (diminuendolo) ma anche nelle ore serali e in prossimità del tramonto (incrementandolo). Avere un punto di riferimento "depurato" dall'effetto fotovoltaico non è quindi semplice e richiederebbe probabilmente analisi molto dettagliate e laboriose.

Volendosi accontentare di risultati più grossolani si possono comunque fare delle valutazioni semplici. Innanzi tutto, se è vero che il fotovoltaico influenza il prezzo durante il picco serale, è vero anche che tale influenza sembra ridursi man mano che ci si addentra nella notte. Nell'analisi dello scorso anno erano quindi state prese come riferimento le variazioni medie nelle fascia oraria che va dalle 23 fino alle 5 del mattino, ipotizzando che fossero quelle che rispecchiavano meglio il reale andamento del mercato a prescindere dalla presenza del fotovoltaico; ma era un approccio in parte errato. Come si è spiegato ogni tecnologia di produzione tende a specializzarsi nel coprire una specifica parte di mercato (carico di picco, medio e carico di base) influenzandone il prezzo attraverso il meccanismo dell'ordine di merito. Ad esempio, l'incremento del prezzo di un combustibile come il carbone (utilizzato tipicamente nelle centrali specializzate nel coprire il carico di base) porterebbe ad un corrispondente aumento di prezzo dell'energia elettrica più che altro nelle prime ore notturne della giornata, quando i consumi sono bassi e le centrali a carbone rappresentano la tecnologia marginale che può fare il prezzo. Ma il fotovoltaico è una tecnologia che opera solo sui carichi medio-alti, in una parte del mercato che non sarebbe interessata da tali incrementi.
In definitiva, per avere dei dati di riferimento più "mirati" sarebbe necessario considerare le variazioni di prezzo solo nelle ore della giornata che fanno parte del medio-alto carico e che allo stesso tempo sono prive di luce solare. Osservando il grafico delle quantità vendute sul mercato (figura 2) si capisce che a soddisfare tali requisiti sono solo le prime ore della notte, dalle 21 alle 23.

Andando ad esaminare i dati risulta che la variazione media in quella fascia di tre ore è stata di 8,56 € tra il 2010 e il 2011; di 9,10 € tra il 2011 e il 2012; di -13,09 € tra 2012 e 2013. A questo punto si può quindi ipotizzare che tali variazioni "depurate" dall'effetto fotovoltaico si distribuiscano in modo uniforme lungo tutte le ore della giornata che ci interessano (dalle 8 alle 20, dove agisce il fotovoltaico) andando a creare delle nuove serie orarie di riferimento.

Ipotesi di misura dell'effetto fotovoltaico sul prezzo del mercato elettrico
Figura 6 ()

Per capire meglio, gli 8,56 € sono stati sommati ad ogni valore della serie 2010 tra le 8 e le 20 andando a creare la serie "2011 senza FV". Sono poi stati calcolati gli scarti tra la serie 2011 con e senza il fotovoltaico (i numeri riportati sotto). Così è stato fatto per gli altri anni.

Da notare come in tutti e tre i casi la nuova serie "senza fotovoltaico" si incroci quasi perfettamente con la serie "con fotovoltaico" all'inizio del periodo considerato (le 8 di mattina) nonostante la variazione di riferimento sia stata calcolata solo sui valori della notte. E` un'indicazione che tutto sommato tale ipotesi ha una sua coerenza.

Le aree evidenziate in verde rappresentano una riduzione di prezzo, le aree in rosso un incremento; sono i due effetti che il fotovoltaico esercita sul mercato descritti in precedenza.
Dividendo ogni scarto orario di prezzo per 24 e facendone la somma è possibile sapere qual è il risparmio apportato dal fotovoltaico in termini di prezzo medio annuale. Risulta che in questo modo il prezzo medio senza fotovoltaico sarebbe stato di 73,6 € nel 2011 (+1,4€), 79,3€ nel 2012 (+3,8€), 64€ nel 2013 (+1€). Quindi la riduzione complessiva di prezzo a partire dal 2010 sarebbe di 6,2€, ovvero se non ci fosse mai stato il fotovoltaico il prezzo medio del 2013 sarebbe di 69,2€ invece di 63€.

L'incremento di energia fotovoltaica prodotta in quei tre anni è stato in ordine cronologico di 8.890, 8.066 e 3.538 GWh. E` abbastanza strano, quindi, che il risparmio del 2012 sia così superiore a quello del 2011. Oltretutto in linea generale il primo grande apporto di energia fotovoltaica avrebbe dovuto avere un impatto maggiore sul prezzo rispetto al successivo in base ai principi già spiegati in precedenza (in pratica l'apporto di energia a bassi costi marginali sul mercato tende ad avere un effetto di riduzione sul prezzo progressivamente sempre minore e tendente a zero).
In parte si potrebbe spiegare la minore incidenza del fotovoltaico sul prezzo del 2011 con il fatto che il GSE (l'ente che ritira e vende sul mercato gran parte dell'energia rinnovabile) si sia trovato all'inizio abbastanza impreparato nel prevedere la produzione giornaliera di una così gran potenza installata finendo con il sottostimarla in modo sistematico. La produzione non prevista è come se non esistesse su MGP (non produce quindi gli effetti associati) e lo sbilanciamento del sistema viene poi gestito su altri mercati (si legga in proposito questo articolo).
Il minore risparmio del 2013 è invece decisamente più coerente con il contesto. Da notare l'insolita area di risparmio durante il picco serale. In questo caso si tratta quasi sicuramente di un effetto non reale causato dalle modalità semplificate con le quali sono stati fatti i calcoli. Infatti per calcolare le serie "senza fotovoltaico" è stato utilizzato un unico valore medio di riferimento di variazione di prezzo, per di più calcolato sulla fascia 21-23 che a livello di carico rappresenta una fascia media o medio-alta, comunque sicuramente non di picco massimo. Come detto più volte, a prescindere dalla causa, sui picchi di consumo la variazione delle quantità ha un effetto più intenso sui prezzi rispetto al resto della giornata. Al contrario dei due anni precedenti nel 2013 il prezzo medio annuale è tornato a calare. Significa che sul picco serale 19-20 nel 2013 i prezzi sono calati più che nelle altre ore della giornata facendo in modo che il valore di riferimento di quell'anno risulti leggermente sottostimato in termini di scarto (ovvero doveva essere più negativo e quindi l'area verde minore). Per gli altri valori serali (17-18), comunque, tale ragionamento non si applica e devono essere considerati quindi un reale effetto della produzione fotovoltaica.
Va detto, comunque, che nei due anni precedenti, con prezzi in crescita, si è avuta la stessa sottostima (ovvero lo scarto di riferimento doveva essere più positivo e l'area rossa minore). Nel complesso quindi tale errore tende un po' a compensarsi.

Visto che i valori di prezzo di per sé possono non essere abbastanza significativi, è possibile anche calcolare a quali volumi di denaro corrispondono. E` sufficiente moltiplicare i  prezzi di ogni serie con le rispettive quantità orarie dell'anno a cui si riferiscono.

Ipotesi di misura dell'effetto fotovoltaico sui valori monetari del mercato elettrico in Italia (MGP)
Figura 7 ()

Come si vede viene stimato un risparmio di circa 478 milioni di euro nel 2011, 1.241 nel 2012 e 324 nel 2010 per un totale complessivo di circa 2.043 milioni di euro/anno.
Va ribadito che si tratta di una stima di calcolo grossolana, calcolata a partire da valori medi e basata su ipotesi semplificate. In giro è possibile trovare anche analisi più "professionali" che utilizzano quantità di dati ben maggiori e più mirate. Ad esempio, l'azienda di consulenze Althesys ha stimato nel suo "Irex Annual report" un risparmio complessivo di circa 1.000 milioni di euro/anno a fine 2013. In un altro studio redatto da alcuni ricercatori del CNR denominato "Assessment of the minimum value of photovoltaic electricity in Italy" è stato stimato un risparmio totale di 4.600 milioni su un periodo di 33 mesi a partire da gennaio 2010, ovvero un risparmio medio di 1.673 milioni di euro/anno.
Rispetto a questi risultati il valore del risparmio calcolato qui risulterebbe quindi sovradimensionato. Probabilmente hanno inciso le compensazioni notturne dei prezzi di cui si è accennato in precedenza e che qui non sono state considerate. Come detto tali compensazioni non sono da considerarsi "normali".

Le conseguenze per il futuro del fotovoltaico

Ovviamente il fatto che la produzione di energia fotovoltaica contribuisca a realizzare un risparmio sui prezzi del mercato elettrico è da considerarsi positivamente, visto che va parzialmente a compensare la grande spesa sostenuta per gli incentivi a questa fonte (circa 6,7 miliardi di euro/anno). Le cose appaiono meno positive se si considera una scenario nel quale il fotovoltaico debba remunerarsi solo con i prezzi di vendita dell'energia, senza l'aiuto di incentivi. E` evidente, infatti, che se i prezzi calano molto proprio quando si ha una maggiore produzione solare fotovoltaica, questo finirà con l'incidere negativamente sulla capacità dell'impianto di produrre ricavi e di garantire un'adeguata remunerazione sull'investimento.
Questo succede quando un mercato regolato dal criterio dell'ordine di merito si ritrova ad avere un'offerta di energia sbilanciata verso tecnologie a bassi costi marginali. Infatti un mercato "normale" tende a raggiungere naturalmente un giusto equilibrio tra fonti a bassi e alti costi marginali in funzione della copertura del carico di basse e di picco in modo da garantire un'adeguata remunerazione a tutti (sperando che il mercato operi sempre in ragione del principio di massima concorrenza in modo da ottenere comunque il prezzo più basso possibile). La presenza sul mercato di una notevole quantità di energia rinnovabile a bassi costi marginali ottenuta attraverso politiche di incentivazione va vista quindi come un interferenza esterna che ha alterato tali equilibri. Va precisato che è la natura stessa della tecnologia (bassi costi variabili, non programmabilità) a definire i bassi costi marginali dell'energia. Anche senza incentivi tale energia verrebbe sempre offerta sul mercato a prezzi bassi o nulli; semplicemente ce ne sarebbe meno.

Va detto anche che i costi degli impianti fotovoltaici si sono ridotti incredibilmente negli ultimi anni (dal 2008 al 2013 il costo è diminuito del 70-75%) quindi gli incentivi sono andati progressivamente scendendo fino a scomparire del tutto con la fine del Quinto Conto Energia nel giugno 2013. Oggi quindi è possibile continuare ad installare nuova potenza fotovoltaica anche con un supporto minimo, magari indiretto, come le detrazioni fiscali attualmente concesse agli impianti domestici. Siamo quindi davvero arrivati in un contesto nel quale la redditività degli impianti dipende in gran parte dal prezzo al quale si riesce a valorizzare l'energia prodotta, sia che si tratti del prezzo di vendita sul mercato elettrico (per gli impianti di produzione), sia che si tratti del prezzo risparmiato sull'energia prelevata dalla rete (per gli impianti in autoconsumo).
A meno che in futuro i costi degli impianti continuino a scendere, una continua erosione dei prezzi dell'energia sul mercato finirà inevitabilmente per incidere sulla redditività. L'unico modo "naturale" di evitare tale tendenza sarebbe quello di incrementare i consumi durante le ore di massima produzione fotovoltaica, ovvero le ore centrali della giornata, in modo da sostenere il prezzo. In teoria tutto ciò in un mercato di libera concorrenza dovrebbe accadere in modo spontaneo (naturale, appunto) ma nel mondo reale potrebbe essere necessario un qualche intervento normativo che "faciliti" le cose.

Ad esempio se ai consumatori finali venisse offerta l'energia in base a prezzi orari che rispecchiano più o meno l'andamento di quelli del mercato elettrico, una forte riduzione a metà giornata porterebbe naturalmente le persone (e le aziende) a spostare i consumi in quelle ore. Peraltro in Italia il principale gestore della rete di distribuzione (Enel) ha già installata una enorme infrastruttura di contatori "intelligenti" in grado di scambiare informazioni sulla rete (vedi anche quanto scritto a proposito dei progetti Enel in ambito di reti intelligenti e sistemi di accumulo). Sarebbe necessario quindi introdurre qualche semplice meccanismo di "rete intelligente" lato consumatore, anche perché quella elettrica in condizioni normali è una domanda anelastica o rigida rispetto al prezzo (vedi sempre quanto scritto qui). Non è detto però che tutti i fornitori di energia abbiano una particolare convenienza ad attuare un politica di prezzi di questo tipo, ecco perché può essere necessario un intervento normativo che "forzi" un po' le cose.
Altro esempio riguarda la possibilità di incrementare i consumi accumulando l'energia. Come spiegato nell'articolo sulle diverse funzioni dei sistemi di accumulo, in Italia abbiamo già impianti di accumulo idroelettrico a pompaggio in grado di prelevare energia per almeno 10-11 GWh nel corso di un anno che attualmente sono utilizzati solo al 22-23%. Normalmente tali impianti funzionano in base ad una logica commerciale per la quale accumulano energia quando costa poco per poi rivenderla quando il prezzo è più alto, lucrando sulla differenza. Sarebbero quindi impianti ideali per gestire il surplus produttivo fotovoltaico. Il problema anche qui è che, a parte la giustificazione di eventuali limiti derivanti dalla capacità di trasmissione delle reti, non è detto che i proprietari di tali impianti abbiano una particolare convenienza ad incrementarne l'utilizzo (magari trovano più lucrativo approfittare degli sbilanciamenti causati dalle rinnovabili per operare con altri tipi di impianti sui mercati minori). Ecco quindi che un intervento normativo potrebbe "consigliare" la soluzione più economicamente efficiente per il sistema.

Esiste poi una soluzione più drastica e "artificiale" che consisterebbe nel prendere atto dell'incapacità di formare prezzi con meccanismi di mercato in un sistema produttivo caratterizzato da un'alta penetrazione di fonti rinnovabili a bassi costi marginali. Si tratterebbe in pratica di passare ad un mercato con prezzi regolamentati. E` una soluzione abbastanza estrema che andrebbe evitata per le difficoltà legate alla definizione dei prezzi "giusti" da applicare ad ogni fonte.