Ridisegnare il mercato elettrico: è giunto il momento?
di Donato Berardi, Roberto Bianchini, Andrea Tenconi, Samir Traini
1. Elettricità: un mercato da riformare
La guerra commerciale tra Unione Europea e Russia è stata la scintilla che ha innescato anticipatamente una crisi del mercato elettrico che già era iniziava a mostrare tensioni strutturali a causa della crescente generazione da fonti di energia rinnovabile non programmabile. Uno scontro che ha permesso di parlare di riforma del mercato elettrico anche al di fuori degli ambienti accademici, com’è evidente osservando il rapporto Acer, richiesto a gran voce dai leader europei negli ultimi mesi dell’inverno scorso. Il momento attuale caratterizzato da prezzi dell’energia elettrica, e relativa volatilità, elevatissimi dovuti agli altrettanto alti prezzi del gas rappresentano una fase inaspettata di una trasformazione del mercato elettrico pronosticata e prevista. Quanto osservato negli ultimi mesi, si sarebbe presentato, magari con dinamiche parzialmente diverse, nel prossimo futuro, anche se la crisi del mercato gas osservata nel 2022 ha accelerato il processo. Negli ultimi anni, infatti, con la crescente preoccupazione a livello globale per i cambiamenti climatici e la volontà di ridurre l’utilizzo dei combustibili fossili, sempre maggiore centralità è stata acquisita da parte delle fonti di energia rinnovabile. Si era mossa con decisione in questa direzione l’Unione Europea che, attraverso la Direttiva 2009/28/CE, pose come obiettivo vincolante per ciascuno Stato Membro il raggiungimento di una quota dei consumi finali lordi di energia derivante da fonti rinnovabili pari ad almeno il 20% al 2020. Il percorso intrapreso a livello comunitario ha promosso lo sviluppo delle fonti rinnovabili anche in Italia dove, grazie al deciso e costante declino dei costi delle tecnologie e ad alcuni programmi di incentivazione statale (come il Conto Energia), esse hanno visto una crescita importante, fino al pieno raggiungimento del target (20,4%). Un cambio di paradigma che è ancora più evidente se si analizza la sola generazione elettrica: considerando il periodo che intercorre tra il 2005 e il 2020, la quota dei consumi complessivi di energia elettrica coperta da fonti di energia rinnovabili è più che raddoppiata, passando dal 16,3% al 38,1% .
È del tutto probabile che la tendenza documentata negli ultimi quindici anni proseguirà e che le fonti rinnovabili andranno a ricoprire un ruolo sempre più importante nella produzione nazionale di energia elettrica, con fotovoltaico ed eolico che supereranno il contributo dell’idroelettrico (si veda Position Paper n. 210). Nel lungo periodo, inoltre, si prevede che i combustibili fossili rimarranno in misura marginale (per quantità ma non per importanza), intervenendo principalmente per colmare le mancanze strutturali delle fonti rinnovabili naturalmente intermittenti. Tutti i dati appena descritti caratterizzano un mix elettrico in Italia in profonda evoluzione per cui l’attuale struttura del mercato elettrico – e in particolare il meccanismo di system marginal price con cui si individua il prezzo sul mercato all’ingrosso – potrebbe non essere più così efficiente.
Dove risiedono le maggiori criticità? In realtà, il problema della struttura del mercato elettrico presenta una natura duplice:
Un fenomeno duplice che, tuttavia, deve essere trattato come unico, offrendo soluzioni e correzioni al mercato che sappiano contenere i prezzi dell’energia elettrica nei prossimi mesi scindendoli, almeno parzialmente, da quelli del gas, e che sappiano preparare il mercato alla grande ed inevitabile trasformazione a cui l’Unione Europea desidera andare incontro entro i prossimi quindici anni.
2. La futura inadeguatezza strutturale del mercato elettrico
Ad oggi, il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, sia in Italia che negli altri Paesi europei, si forma principalmente secondo un meccanismo di asta marginale sul Mercato del Giorno Prima (MGP) in 24 sessioni giornaliere in cui domanda e offerta si incontrano per determinare il prezzo finale.
Una volta stabilite le curve di domanda e offerta, l’incontro tra di esse risulta in un prezzo (oltre ad una quantità) di equilibrio. Secondo l’attuale sistema detto Pay-as-Clear, ogni offerta accettata viene remunerata ad un unico prezzo, cioè il prezzo di equilibrio (o prezzo marginale). Le offerte con prezzi più elevati del prezzo di equilibrio, quindi troppo onerose, non vengono accettate. In tal modo il sistema era in grado di trovare, per l’appunto, una sua stabilità ed equità. Ciò ha funzionato relativamente bene finché la stragrande maggioranza dell’offerta era costituita da generazione dalla struttura di costo comparabile. In particolare, fino a quando il riferimento era quello delle centrali a carbone e a gas, le quali, a fronte di un certo ammontare di costi fissi iniziali, sono caratterizzate da costi variabili (e quindi marginali) positivi, funzione principalmente dei costi di approvvigionamento del carburante di origine fossile utilizzato. Tuttavia, con il phase-out del carbone dichiarato entro il 2025 e, soprattutto, con la grande crescita della generazione rinnovabile, il sistema di determinazione del prezzo marginale sta mostrando alcuni limiti. Le rinnovabili sono caratterizzate da costi fissi generalmente alti e costi variabili prossimi allo zero, dato che la materia prima tramite la quale generano elettricità è disponibile in maniera illimitata e gratuita (si pensi alla forza del vento o all’irraggiamento solare), anche se non in modo non sempre programmabile e prevedibile. Siccome nel Mercato del Giorno Prima la scelta ottimale prevede di offrire la propria energia al costo marginale, le fonti rinnovabili offrono spesso a prezzo uguale a zero, posizionandosi all’inizio della curva del cosiddetto merit order e assicurandosi l’accettazione delle proprie offerte, forti anche di un sistema di incentivazione pubblico che permette loro di ottenere comunque profitti. Maggiore la presenza di offerte da fonti rinnovabili, minore sarà il prezzo di equilibrio che si va a formare come risultato dell’asta. Questo effetto, chiamato merit order effect of renewables è documentabile in tutti Paesi; anche in Italia l’effetto delle rinnovabili sul prezzo è negativo.
Di contro, specificamente per il solare e l’eolico, la produzione di energia risulta non programmabile (a volte definita “intermittente”) ed altamente correlata alla produzione di energia elettrica da impianti della stessa natura localizzati nella medesima area geografica. Un sistema elettrico di questo tipo è caratterizzato da una produzione da rinnovabili di molto superiore alla domanda nelle ore altamente soleggiate o con venti costanti e sostenuti, e da un deficit di energia significativo nelle ore di assenza di tali risorse naturali primarie. Queste ore di assenza sono necessariamente coperte da elettricità da generazione fossile (gas naturale e carbone), almeno fino a quando l’avanzamento tecnologico non permetterà di stoccare grandi quantità di energia da rinnovabili tramite l’uso di sistemi di accumulo come batterie o idrogeno, in modo da rendere possibile una scissione temporale e spaziale tra produzione da rinnovabili e soddisfacimento della domanda.
Al contrario, in caso di ampia generazione da rinnovabili per molte ore consecutive, il prezzo risulterà sempre uguale a zero fino al momento in cui, anche in maniera improvvisa, la mancanza delle risorse naturali (irraggiamento e vento) farà sì che vengano selezionati come impianti marginali quelli a gas, i quali offriranno a prezzi estremamente alti, non avendo certezza di quanto spesso possano essere chiamati a produrre.
In una situazione del genere, la ricerca di un market design alternativo risulta necessaria per:
Nel corso degli ultimi mesi l’effetto positivo appena descritto è stato ampiamente assorbito proprio dalle conseguenze della decuplicazione del prezzo del gas rispetto a quanto osservato fino all’estate 2021: l’incremento di domanda osservata nel corso del 2022 unitamente alla forte crescita del prezzo del gas hanno determinato l’esplosione del prezzo elettrico, passato da 77 euro/MWh (media gennaio/agosto 2021) a 311 euro/MWh (media gennaio/agosto 2022).
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3. Le possibili soluzioni
Presentiamo brevemente, dunque, alcune tra le possibili migliorie all’attuale meccanismo di mercato. In particolare, ci si si riferisce all’introduzione di meccanismi temporanei di prezzo amministrato o price cap, a un’azione di miglioramento dei flussi di energia fra paesi e zone, a soluzioni che prevedono una modifica del market design del mercato elettrico come il Pay-As-Bid, una struttura avanzata “a doppio mercato” e a una Green Pool (per una trattazione completa ed approfondita rimandiamo al Position Paper n. 219 nella sua long version).
Il Price cap
Si parla molto nel contesto europeo di diverse tipologie di price cap, sia applicate al mercato gas che a quello elettrico. Si tratta di soluzioni possibili che, tuttavia, vanno considerate quali risposte temporanee e transitorie. È bene sottolineare che prezzi amministrati temporanei – quali strumenti di politica tariffaria – possono essere utilizzati per calmierare il livello attuale dei prezzi ed evitare spirali recessive e inflazionistiche, ma non possono essere la risposta di lungo termine al cambiamento del mix di generazione. Oltre a essere molto onerose, esse comportano il rischio concreto di settare il cap ad un livello troppo basso, tale che i consumatori non reagiscano diminuendo la domanda di energia elettrica. Inoltre, con il rischio di shortage sul mercato del gas per quest’inverno (e, di conseguenza, di elettricità) è fondamentale che il prezzo finale venga fissato correttamente: si consiglia una via intermedia tra i valori attuali, non sostenibili da famiglie ed imprese, e valori talmente bassi da essere disincentivanti verso comportamenti virtuosi di riduzione dei consumi.
Investimenti in capacità di interconnessione
Nell’orizzonte di medio termine, al fine di avere un mercato elettrico sostenibile e che fornisca i corretti segnali di prezzo sono necessari interventi di più ampio respiro, ma che presuppongono tempistiche più lunghe. Innanzitutto, si può agire sul livello delle interconnessioni, aumentandone il livello tra aree e Paesi, con benefici in termini di maggior bilanciamento tra domanda e offerta. Ciò permetterebbe all’energia di essere scambiata da aree a prezzo basso verso aree a prezzo alto. In particolare, nell’ottica di un mercato unico europeo dell’energia elettrica, ciò permetterebbe di sfruttare le installazioni di rinnovabili situate in luoghi lontani tra loro e quindi, statisticamente parlando, caratterizzate da correlazione negativa. Tale processo è tuttavia lungo ed estremamente costoso.
Revisione del market design: il Pay-As-Bid
In un meccanismo Pay-as-bid, il prezzo di equilibrio tra domanda ed offerta sul MGP si forma nello stesso modo con cui si forma il prezzo di equilibrio con il meccanismo Pay-as-Clear. La differenza sta nel fatto che, secondo questa metodologia di determinazione del prezzo, ogni offerta accettata viene remunerata al prezzo singolarmente offerto invece che a un prezzo uniforme. Il prezzo medio pagato dai consumatori non è più identificabile con il prezzo d’equilibrio, ma deriva da una media ponderata dei prezzi delle offerte accettate per la relativa quantità offerta. Teoricamente, quindi, il prezzo medio dell’energia non può che scendere se è presente anche solo una piccola parte di generazione da rinnovabili. Tuttavia, il sistema Pay-As-Bid incentiva i produttori ad avanzare offerte molto più alte rispetto al proprio costo marginale di produzione, in modo da massimizzare il proprio profitto atteso, avvicinandole a quella che pensano sarà l’offerta marginale. Il risultato è un equilibrio di mercato sostanzialmente identico a quello che sarebbe il risultato oggi, peggiorato di fatto da un azzeramento dei segnali di prezzo legati alle varie tecnologie.
Revisione del market design: segmentazione in due mercati
Nel tentativo di immaginare un completo ridisegnamento del mercato elettrico, stimolati dal desiderio di scindere lo stretto legame tra il costo del gas e il costo dell’energia elettrica (decoupling), ci si è da pochissimo interrogati su una radicale trasformazione del sistema ad aste marginali. Sia a livello UE che in UK, viene posta al vaglio degli esperti e delle figure istituzionali una proposta di separazione del mercato elettrico in due diversi sotto-mercati, uno per le fonti di energia rinnovabili ed intermittenti ed uno per le fonti di energia dallo spiccato carattere di flessibilità. Si tratta di una soluzione attuabile sulla carta, ma che nella realtà presenta importanti criticità specialmente legate agli incentivi all’investimento in capacità flessibile, al pricing del settore retail e alla segmentazione (esogena o endogena) della domanda tra i due sotto-mercati.
Revisione del market design: Green Pool
Infine, la Green Pool, ossia la proposta secondo la quale si costituisce un aggregatore di domanda e offerta per contratti di acquisto di elettricità a lungo termine e su larga scala (i cosiddetti PPA o Power Purchase Agreement), sembra la più interessante, seppur sia entrata poco nel dibattito generale. Anche il concetto di Green Pool è motivato dal desiderio di separare i mercati dell’energia rinnovabile intermittente da quello flessibile, ripristinando i corrispettivi segnali di prezzo. Si propone come un’alternativa più semplice da implementare rispetto ad una pura segmentazione del mercato, ma prevede la partecipazione attiva dell’autorità o del Gestore di Rete che potrebbe operare come aggregatore sia di domanda che di offerta istituendo uno schema (la parola inglese pool rende meglio l’idea) comprendente la maggior parte (se non tutti) degli impianti di energia rinnovabile non programmabile. Dal lato dei produttori, la partecipazione alla pool assicura la vendita di energia elettrica a prezzo fisso secondo quanto indicato dai contratti PPA.
Queste le ipotesi sul tavolo. Ciò che è certo è che, in ogni caso, la necessità di riformare il mercato elettrico a livello italiano ed europeo è impellente e la riforma risultante deve essere in grado di fronteggiare sia i problemi di prezzo odierni che i futuri di volatilità per evitare di dover rimettere mano all’intero sistema nel giro di un decennio.
Per approfondire
Il mercato elettrico tra price cap e revisione del market design, Position Paper n. 219, Laboratorio Ref Ricerche – settembre 2022