L’AET presenta un utile da primato: «Ma c’è lo spettro dei prezzi negativi»

Un anno fa, il presidente di AET, Giovanni Leonardi, aveva azzardato una previsione: «Nel 2024 i conti torneranno in territorio positivo. Sarà un bel nero, magari in grassetto». E così, in effetti, è stato. L’Azienda elettrica ticinese (AET) ha chiuso il 2024 con un utile di 45 milioni di franchi. Un record storico che arriva dopo due anni di cifre rosse, contrassegnate da quel -56 milioni del 2022 che i vertici avevano descritto come un vero e proprio «terremoto finanziario» conseguente al crollo della produzione idroelettrica (di oltre il 40%) unito all’esplosione dei prezzi sul mercato all’ingrosso.

Le condizioni meteorologiche del 2024, invece, sono state particolarmente favorevoli, contribuendo in maniera massiccia al risultato finale. Dopo due anni, segnati da siccità, l’inverno 2023/24 ha infatti riportato la neve sulle Alpi ticinesi. Lo scioglimento primaverile, accompagnato da precipitazioni regolari durante l’anno, ha consentito ad AET di raggiungere una produzione idroelettrica «nettamente superiore alla media decennale». Le stime riportate oggi a Monte Carasso in occasione della presentazione dei risultati del 2024 indicano un aumento del 106% rispetto al 2023, e del 25% rispetto alla media degli ultimi dieci anni.

Eppure, non è tutto rose è fiori. A cominciare dal calo dei prezzi (vedi grafico) che ha penalizzato la valorizzazione della produzione, ha fatto notare dal canto suo Flavio Kurzo, vicedirettore di AET e responsabile delle finanze. A conti fatti, comunque, l’eccellente risultato finale ha permesso, dopo due anni in cui non era stato possibile, di distribuire nuovamente utili al Cantone. Una buona notizia salutata positivamente anche dal consigliere di Stato e direttore del DFE, Christian Vitta: «I risultati che commentiamo oggi ci permettono di guardare con fiducia al futuro della nostra Azienda».

Un futuro ricco di sfide, come quelle legate al fenomeno dei prezzi negativi. «Ancora più impattanti della significativa riduzione dei prezzi, sono state le conseguenze della crescita della produzione fotovoltaica durante la primavera e l’estate, i cui picchi nelle ore centrali della giornata hanno generato eccessi di offerta sui mercati, portando al record di 293 ore con prezzi negativi nella sola Svizzera, contro le 76 giornate sull’intero 2023», ha commentato il direttore Roberto Pronini. Ma che cosa s’intende, concretamente, per prezzi negativi? «Vuol dire che in rete si produce più energia di quanta se ne consumi. Di conseguenza, si arriva a pagare qualcuno affinché ritiri quell’energia in eccesso dalla borsa elettrica», ha chiarito Pronini. E ciò in ragione del fatto che gli impianti fotovoltaici non possono essere semplicemente spenti. «L’Europa ha giustamente intrapreso la strada della decarbonizzazione, aumentando la produzione da fonti rinnovabili. Tuttavia, il problema è che queste fonti – come il fotovoltaico – non sono programmabili, a differenza dell’idroelettrico o del termico, e quindi non è possibile modularne facilmente la produzione». L’incremento delle ore con prezzi negativi rappresenta una sfida importante, non solo per il mercato svizzero, ma per tutto il sistema energetico europeo. E guardando al futuro, il numero di queste ore è destinato ad aumentare ulteriormente nel 2025. Come affrontare il problema? «Probabilmente servirà un cambiamento di mentalità da parte dei consumatori finali, che potranno ad esempio utilizzare gli elettrodomestici durante il giorno, in coincidenza con i picchi di produzione. Al contempo, dovremo rendere i nostri impianti più flessibili, in modo da poterli fermare temporaneamente e riattivarli quando necessario».

Le sfide, poi, sono quelle legate alle leggi federali in discussione attualmente in Parlamento. Come il decreto per l’accelerazione delle procedure o, su tutte, l’accordo sull’elettricità. Ancora Pronini: «Per AET e la Svizzera è fondamentale poter scambiare energia con i Paesi vicini. La Svizzera in inverno ha bisogno di importare energia, ma sempre di più i flussi di energia cambiano nel corso della giornata. Il fatto che l’eolico e il solare non sono programmabili complica notevolmente la gestione della rete. È quindi fondamentale avere accordi scritti con i 27 partner».

Le sfide, poi, sono quelle legate ai progetti strategici, come l’innalzamento dei bacini di accumulazione esistenti (Sambuco ed eventualmente Sella) e la riversione degli impianti di Maggia, come ha sottolineato nel suo intervento Vitta: «L’avvio delle discussioni con OFIMA per la revisione degli impianti di Maggia e il proseguo delle attività con il Canton Uri per il rinnovo della concessione degli impianti del Lucendro rappresentano le principali sfide per il Cantone». Priorità volte ad incrementare la produzione idroelettrica, in particolare in inverno. A inizio 2027 ci sarà poi il Ritom che entrerà in funzione, ha ricordato Pronini: «Ci permetterà di riassorbire con il pompaggio parte dell’energia negativa del solare».