Prezzo catturato eolico: congestione, perdite e ricavi

Illustrazione editoriale generata con IA; non raffigura un progetto verificato, prezzi effettivi o dati di grafici.

1. Decisione economica

La redditività eolica dipende dal prezzo quando si immette davvero. La media aritmetica pesa ugualmente ore calme e ventose; il prezzo catturato pesa i MWh consegnati. La congestione cambia volume e composizione delle ore residue. Valutare ogni MWh perso alla media annua nasconde l’interazione. Una turbina economica in un nodo debole può incassare meno di una cara con connessione forte.

2. Dati e date

La Banca Mondiale rileva TTF a 21.11 USD/MMBtu in agosto e 25.42 in settembre 2026: gas, non un nodo eolico. La previsione EIA del 6 ottobre, chiusa il 1 ottobre, indica 52 USD/MWh all’ingrosso annui USA per il 2026. Nessuna determina il prezzo orario del progetto. IRENA offre confronti storici, non offerte PPA eoliche verificate di agosto–settembre 2026. Ottenere prezzi locali orari prima di attribuire variazioni del combustibile ai ricavi eolici.

3. Confine dei costi

Il confine è il contatore di regolazione; si usano USD nominali illustrativi di un anno senza imposte, recupero capitale e finanziamento. Il prezzo catturato è la somma di immissione oraria × prezzo divisa per immissione totale. Le perdite riducono MWh; sbilanciamenti e sconti contrattuali riducono separatamente la cassa. Non sottrarre due volte le perdite del trasformatore se la serie deriva già dal contatore dei ricavi.

4. Calcolo illustrativo

Assumere 60000 MWh lordi, 10000 MWh limitati e perdite 2% sui 50000 MWh residui: consegna 49000 MWh. A 50 USD/MWh il ricavo è 2450000 USD. Gestione a 8 USD per MWh consegnato costa 392000 USD, lasciando 2058000 USD prima del capitale. Se le ore limitate avrebbero ricavato solo 20 USD/MWh, il mancato ricavo lordo diretto è 200000 USD, non 500000 USD alla media di 50 USD/MWh.

5. Sensibilità

Con volume e costo invariati, prezzi catturati 40, 50 e 60 USD/MWh danno contributi annui 1568000, 2058000 e 2548000 USD. Una variazione di 10 USD/MWh sposta 490000 USD. Separatamente, ridurre perdite dal 2% all’1% aggiunge 500 MWh; a 50 USD/MWh e costo variabile 8 USD/MWh aumenta il contributo di 21000 USD. Non giustifica spese illimitate per cavi o trasformatori.

Immissione illustrativa annua 49000 MWh e gestione 392000 USD; contributo senza recupero capitale, imposte e finanziamento.

6. Evidenze contrattuali e operative

Richiedere generazione disponibile e dispacciata, letture e prezzi nodali orari nello stesso fuso. Identificare compensazione della congestione, sospensione degli incentivi con prezzi negativi e responsabile di sbilanciamenti e rinforzi. Un PPA fisso stabilizza ricavi dei MWh consegnati, lasciando eventualmente volume e limitazioni al produttore. Verificare il punto di misura prima di accettare una quota perdite.

Misurare correlazione del prezzo catturato prima di attribuirla alla congestione. Se tutti producono nelle stesse ore economiche, il prezzo basso può persistere senza vincoli di immissione. Confrontare prezzi ponderati per generazione disponibile e consegnata per isolare ore eliminate. Separare indisponibilità: turbina ferma e ordine di rete possono dare stesso contatore, ma rimedi e controparti diversi.

7. Domande e passi successivi

La media annua sostituisce il prezzo catturato? Solo se coincidono le ponderazioni orarie; verificare. Ogni limitazione costa uguale? No, prezzo e compensazione cambiano per ora. Più capacità aumenta sempre i ricavi? Non con nodo saturo nelle ore ventose. Consultare la guida eolica e confrontare il confine solare.

8. Fonti primarie

[1] World Bank October 2026 Pink Sheet

[2] EIA October 2026 STEO

[3] IRENA renewable costs methodology