Leag si è affermata come la principale vincitrice nella prima gara tedesca per nuove centrali elettriche, concepite per garantire le forniture di elettricità quando la produzione eolica e solare è bassa. Martedì l’Agenzia federale delle reti ha assegnato all’azienda con sede a Cottbus sette degli 11 contratti annunciati, di cui sei per progetti in Lusazia e uno a Leipheim, in Baviera.

In Lusazia, Leag intende convertire parte delle sue centrali elettriche esistenti a lignite di Jänschwalde e Boxberg per la produzione a gas. L’azienda prevede di investire fino a 2 miliardi di euro in impianti con una capacità ammissibile complessiva di quasi tre gigawatt. L’amministratore delegato di Leag, Adi Roesch, ha definito il risultato un grande successo, affermando che i progetti riutilizzeranno gli allacciamenti alla rete, gli edifici e le attrezzature tecniche esistenti, consentendo di risparmiare tempo e denaro.

I nuovi impianti sono destinati a fornire energia di riserva quando la produzione da fonti rinnovabili è insufficiente e dovrebbero quindi funzionare solo a intermittenza. Inizialmente useranno gas naturale e dovranno essere convertiti all’idrogeno entro il 2045. Nell’ambito del programma, gli operatori saranno remunerati per rendere disponibile la capacità per un periodo di 15 anni. La ministra dell’Economia Katherina Reiche ha dichiarato che la nuova capacità dovrà essere pronta al più tardi entro il 2031.

RWE è stata un’altra grande vincitrice, aggiudicandosi contratti per tre nuovi impianti a gas predisposti per l’idrogeno, a Voerde, Weisweiler e Werne. Le rispettive capacità ammissibili sono di 730 megawatt a Voerde e di 700 megawatt in ciascuno degli altri due siti. L’azienda ha dichiarato che prevede di iniziare entro poche settimane la costruzione del suo primo impianto, probabilmente a Weisweiler. Anche Stadtwerke Karlsruhe si è aggiudicata un contratto per un impianto più piccolo, con motori a gas, da 54 megawatt.

Alla gara sono state presentate 41 offerte per quasi 12 gigawatt di capacità, quasi il triplo dei 5,16 gigawatt infine assegnati. I prezzi medi di aggiudicazione sono stati di 155.296 euro per megawatt di capacità ammissibile all’anno, al di sotto del tetto massimo di 244.000 euro. Nessuna offerta per sistemi di accumulo a batterie è stata accolta. L’Associazione tedesca dei servizi pubblici locali e I Verdi hanno criticato la concentrazione delle aggiudicazioni nelle mani di un numero ristretto di fornitori.

Anche la distribuzione geografica delle aggiudicazioni è stata disomogenea. Secondo il gestore della rete Amprion, il 53% dei progetti vincitori si trova nella parte settentrionale della rete dal punto di vista tecnico, nei Länder del Brandeburgo e della Sassonia, mentre il 47% è al sud, tra cui Renania Settentrionale-Vestfalia, Baviera e Baden-Württemberg. Amprion ha affermato che il bonus per il sud previsto dalla gara non ha prodotto una distribuzione nord-sud sufficientemente efficace della capacità garantita.

Il piano di Leag di adattare le unità a carbone è stato sottoposto a verifiche per quanto riguarda le loro prestazioni. Si prevede che gli impianti convertiti raggiungano un’efficienza compresa tra il 40% e il 45%, rispetto a un massimo del 60% per le moderne turbine a gas a ciclo combinato. Ciò significa che consumerebbero più gas ed emetterebbero più anidride carbonica per ogni unità di elettricità prodotta. Secondo una stima di Hendrik Diers dell’Istituto di economia energetica dell’Università di Colonia, le emissioni annuali degli impianti convertiti di Leag ammonterebbero a circa 1,5 milioni di tonnellate se funzionassero per circa 1.000 ore. Nuovi impianti a ciclo combinato con la stessa capacità e lo stesso tempo di funzionamento emetterebbero circa 1,1 milioni di tonnellate, anche se la conversione degli impianti esistenti potrebbe ridurre i costi ed evitare le emissioni legate alla demolizione e alla nuova costruzione.

Le unità adattate avrebbero inoltre tempi di aumento e riduzione della produzione più lenti rispetto ai moderni impianti a ciclo combinato. Diers ha affermato che questa scarsa flessibilità potrebbe far salire di alcuni euro per megawattora i prezzi medi all’ingrosso dell’elettricità, poiché tali impianti potrebbero essere meno in grado di compensare gli errori di previsione della produzione rinnovabile. Ha osservato che i tempi di avviamento sono meno importanti nel mercato del giorno prima, nel quale le previsioni meteorologiche indicano generalmente con diversi giorni di anticipo quando gli impianti saranno necessari.

EnBW, TotalEnergies e Uniper non hanno ricevuto aggiudicazioni nella prima tornata e potrebbero cercare opportunità nelle gare successive. Uniper ha rifiutato di commentare l’eventualità di contestare l’esito in tribunale. Nelle discussioni del settore precedenti alla gara erano emerse questioni giuridiche sulla conversione delle vecchie centrali a carbone, tra cui la possibilità che un impianto riceva un indennizzo per la chiusura nell’ambito dell’abbandono graduale del carbone e in seguito ottenga nuovi finanziamenti quando alcune sue parti tornano sul mercato elettrico.

L’Agenzia federale delle reti non ha fornito una stima dei costi aggiuntivi per i consumatori di elettricità. L’articolo riferisce che i 12 miliardi di euro di sostegno complessivo, insieme ai costi delle gare future, compariranno nelle bollette dell’elettricità sotto forma di un prelievo.

Fonti: FAZ.