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Il Ten Year Network Development Plan (TYNDP) 2016 della Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell'energia elettrica (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E) presenta scenari aggiornati relativi alla futura produzione di elettricità nell'UE fino al 2030. Tali scenari includono svariate ipotesi per quanto concerne il potenziamento delle energie rinnovabili, l'integrazione del mercato elettrico, nonché l'evoluzione del prezzo del CO2 e della domanda di elettricità. Lo scenario più probabile è quello che prevede un importante potenziamento delle energie rinnovabili, un'integrazione incompleta del mercato elettrico e una domanda di elettricità stagnante o in calo. Non è chiaro se il gas sostituirà il carbone: ciò dipenderà in modo determinante dall’entità dell'aumento del prezzo del CO2. Si prevede che entro il 2030 la produzione elettrica sarà così composta (tra parentesi sono indicate le percentuali stimate in caso di prezzo del CO2 elevato): 31% di energie rinnovabili senza energia idroelettrica (43%), 13% di energia idroelettrica, 24% di energia nucleare (17%), 6% di gas (14%), 18% di carbone (5%), 0% di petrolio, 8% di altre fonti. L'ulteriore potenziamento delle energie rinnovabili comporta tendenzialmente la sostituzione delle capacità convenzionali all'estero, ma crea anche opportunità per centrali elettriche flessibili. Gli attuali eccessi di capacità quanto alla produzione di elettricità verranno ridotti. I prezzi a livello nazionale per l'acquisto dell'energia elettrica per l'industria continuano a essere per lo più determinati dai prezzi all'ingrosso.
L'andamento dei prezzi dell'energia per le economie domestiche e per i piccoli clienti dipenderà dall'entrata in vigore di una liberalizzazione totale del mercato, che comporterà maggiori differenziazioni di prezzo. Nel caso dei componenti di rete (per tutti i consumatori finali), assumono un ruolo determinante l'ulteriore sviluppo della regolamentazione (impostazione del modello di regolamentazione), l'ammontare del WACC (tasso d'interesse calcolatorio per il capitale immobilizzato nella rete elettrica) nonché lo sviluppo dell'ampliamento della rete. A ciò si aggiunge l'andamento futuro del carico fiscale.
Tali sviluppi negli Stati Membri dell'UE non riducono né la sicurezza dell’approvvigionamento né la competitività svizzere. Stime accurate della sicurezza dell’approvvigionamento fino al 2035 figurano nella System Adequacy Analyse (cfr. link), pubblicata dall'UFE il 27 ottobre 2017. La stipulazione di un accordo sull'energia elettrica garantirebbe l’accesso della Svizzera.
Il rapporto prende in considerazione anche le disposizioni speciali vigenti in sei Stati Membri dell'UE per le imprese a elevato consumo di energia elettrica. In Germania, Italia e Francia tali disposizioni prevedono riduzioni parziali dei corrispettivi versati per l'utilizzazione della rete nonché di tasse e imposte; in Austria e Gran Bretagna le disposizioni speciali sono meno sviluppate e non riguardano i corrispettivi per l'utilizzazione della rete; nei Paesi Bassi il cosiddetto grande consumo atipico (consumo differito completamente nelle fasce orarie di ridotto consumo) viene favorito nell'ambito dei corrispettivi per l'utilizzazione della rete. Le disposizioni di questi sei Stati non comportano distorsioni sistematiche della concorrenza in Svizzera, anche a causa del basso carico fiscale imposto dalla Confederazione. In un sistema di approvvigionamento elettrico in futuro sempre più decentralizzato, l'utilizzazione della rete atipica assume una maggiore importanza grazie alle eventuali riduzioni delle tariffe di rete. Un'adeguata flessibilizzazione delle tariffe di rete può incentivare anche l'industria ad elevato consumo di energia elettrica ad assumere un comportamento al servizio della rete e del sistema.
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Marianne Zünd, Responsabile Comunicazione UFE
tel. +41 58 462 56 75, <email-pii>