Ridisegnare il mercato elettrico per una decarbonizzazione efficiente: una proposta

Come innovare il disegno del mercato elettrico per realizzare un processo di decarbonizzazione efficiente? Hannelore Rocchio avanza un’inedita e dettagliata proposta che prevede l’introduzione di tre mercati a termine “interconnessi” – pro-sicurezza; pro-decarbonizzazione; pro-adeguatezza – e posti in sequenza temporale anche al fine di tenere conto nella determinazione delle quantità di risorse da approvvigionare in ciascun meccanismo dell’incidenza delle risorse già approvvigionate negli altri mercati.

Le prospettive di crescita della quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (FER) – per lo più non programmabili e distribuite – richiedono di disegnare il mercato dell’energia elettrica all’ingrosso, nella misura in cui si modificano le problematiche che dovranno essere gestite – ovvero la natura e/o la rilevanza dei vincoli tecnico-economici.

Un’elevata penetrazione delle rinnovabili, infatti, non solo enfatizza il problema della capacità dei prezzi spot di dare corretti segnali di investimento, ma pone nuove criticità anche in termini di gestione in sicurezza del sistema elettrico.

Una struttura del parco di generazione elettrica, come quella che si sta progressivamente delineando, fortemente “sbilanciata” sulla capacità produttiva da fonti quali eolico e fotovoltaico, pone infatti le seguenti criticità:

• overgeneration nelle ore di maggior produzione da FER e, per contro, problemi di copertura della domanda nelle ore in cui dette risorse smettono di produrre per indisponibilità della loro fonte primaria (es: ore rampa serale di carico per riduzione produzione fotovoltaica);
• riduzione della potenza regolante e riduzione dell’inerzia del sistema per la diminuzione della presenza in servizio di grandi impianti;
• riduzione dei margini di riserva alla punta (adeguatezza del sistema);
• aumento delle congestioni sulla rete elettrica, causa la distribuzione disomogenea delle FER sul territorio (rispetto alle risorse di rete oggi presenti) e la volatilità della loro produzione.

Ne consegue che per poter accogliere elevati livelli di produzione da FER, il sistema, salvo che non voglia limitarne ex-ante la produzione ammissibile, dovrà avere la disponibilità di “ulteriori” risorse in grado di:

• distribuire la produzione rinnovabile nel tempo e/o nello spazio (superando i vincoli di natura tecnica/fisica e/o economica che caratterizzano queste risorse);
• garantire la sicurezza, l’adeguatezza e la qualità del servizio elettrico.

Tra queste risorse “ulteriori” gli accumuli avranno un ruolo cruciale, consentendo di gestire gran parte delle suddette criticità e rappresentando quindi una risorsa fondamentale per la gestione in sicurezza del processo di decarbonizzazione.

Posta l’esigenza di sviluppare risorse di accumulo, la domanda che ci si deve porre è se sia ragionevole attendersi che il mercato da solo promuova i relativi investimenti e, in generale, porti a sviluppare un portafoglio di generazione coerente al tempo stesso con gli obiettivi di decarbonizzazione e con gli standard di sicurezza e adeguatezza del sistema.

È ragionevole attendersi che il mercato da solo promuova gli investimenti – come quelli in risorse di accumulo – necessari a sviluppare un portafoglio di generazione coerente sia con gli obiettivi di decarbonizzazione che con gli standard di sicurezza e adeguatezza del sistema?

Al riguardo, si deve considerare che il livello di rischio associato a investimenti merchant in risorse di accumulo è molto elevato, poiché trattasi di risorse: (i) caratterizzate da elevati costi fissi; (ii) il cui valore dipende da variabili esogene poco prevedibili dal soggetto investitore. In particolare, i ricavi degli accumuli sono in ultima istanza funzione del livello di penetrazione delle rinnovabili nonché degli sviluppi connessi alla rete; senza considerare che (buona) parte dei loro margini dipende dalla fornitura di prestazioni di dispacciamento, prestazioni per cui non vi è strutturalmente visibilità del valore a termine, né possibilità di coprirsi, salvo che non sia lo stesso System Operator a fornire garanzie.

Essendo, quindi, gli investimenti in risorse di accumulo, rischiosi e fortemente condizionati, in termini di tipologia, di quantità e di localizzazione, dalle decisioni legate agli investimenti sia in FER che in infrastrutture di rete, ne derivano due esigenze che la regolazione deve realizzare per promuovere uno sviluppo efficiente del sistema elettrico:

1. individuare meccanismi che, attraverso opportuni schemi di contrattualizzazione a termine, assicurino un’adeguata disponibilità di queste risorse;
2. realizzare un forte coordinamento tra gli sviluppi in rinnovabili, accumuli e infrastrutture di rete.

Sempre nell’ottica di portare avanti il processo di decarbonizzazione in modo efficiente, è altresì necessario rivedere gli attuali meccanismi di supporto alla realizzazione di capacità FER che presentano diverse criticità.

Gli schemi attuali, infatti, non forniscono né un corretto segnale agli investimenti in termini di tipologia e di localizzazione, né inducono l’operatore a massimizzare il valore della sua produzione (le decisioni di produzione vengono adottate in modo indipendente dal prezzo di mercato dell’energia) e a produrre solo quando realmente conveniente (l’energia prodotta è offerta sui mercati spot a prezzi che non necessariamente riflettono i costi variabili, per quanto bassi, dell’impianto).

Si prospetta, quindi, la necessità di:

1.  introdurre nuovi meccanismi di mercato per la contrattualizzazione a termine della disponibilità delle risorse necessarie per la sicurezza e adeguatezza del sistema;
2. innovare gli strumenti esistenti, in particolare i contratti utilizzati per promuovere la realizzazione di capacità da FER.

Il tutto con l’obiettivo ultimo di realizzare anche un coordinamento efficiente tra i diversi strumenti introdotti. 

Di seguito si illustra un possibile disegno di mercato che affianca agli attuali strumenti di “concorrenza nel mercato” opportuni meccanismi (sempre di mercato) funzionali alla contrattazione a termine. Più precisamente, il modello prevede che il sistema si garantisca la disponibilità di un mix “adeguato”di risorse a termine, approvvigionandole attraverso meccanismi competitivi; le risorse selezionate, una volta contrattualizzate, vengono pienamente integrate nel mercato in modo da promuoverne anche una gestione efficiente. Questo significa che dette risorse competono – nel rispetto degli impegni contrattuali di lungo termine assunti – nei mercati spot (tra loro e con le altre risorse merchant eventualmente presenti) e sono esposte alle loro dinamiche di prezzo.

Il modello è stato disegnato in modo da perseguire i seguenti obiettivi:

1. allocare in modo efficiente i rischi tra il sistema e gli operatori, al fine di contenere i costi complessivi del processo di decarbonizzazione;
2. lasciare al mercato la massima flessibilità nel definire le scelte di investimento più appropriate, nel rispetto dei vincoli (anche di decarbonizzazione) individuati;
3. garantire una gestione efficiente e ottimizzata delle risorse contrattualizzate a termine, integrandole nei mercati;
4. garantire un elevato coordinamento in termini temporali e spaziali degli investimenti necessari al sistema, con l’obiettivo sempre di minimizzare i costi complessivi.

Il modello è costruito su uno schema di mercati a termine “a cascata”, il cui punto di attacco è individuato nell’approvvigionamento delle risorse funzionali alla gestione in sicurezza del sistema.

La proposta prevede l’introduzione di tre mercati a termine “interconnessi”, tra loro posti in sequenza temporale anche al fine di tenere conto nella determinazione delle quantità di risorse da approvvigionare in ciascun meccanismo dell’incidenza delle risorse già approvvigionate negli altri mercati.

• Mercato a termine pro – sicurezza

Il System Operator definisce le esigenze complessive del sistema e approvvigiona, a termine, a livello zonale, attraverso procedure competitive, impegni di disponibilità di messa a disposizione delle risorse necessarie a gestire il sistema in sicurezza (senza dover ricorrere, in misura strutturale, al taglio a programma di produzione da FER o a distacchi di carico) e, in particolare, delle risorse di accumulo. Più precisamente, sottoscrive con gli operatori contratti a termine pluriennali per la disponibilità a fornire, a condizioni predefinite, le prestazioni richieste nel mercato del dispacciamento (MSD).

Con riferimento agli impianti di accumulo, si precisa che – piuttosto che limitarsi, nell’ottica di sistema, a contrattualizzare a termine le risorse limitatamente alla fornitura dei soli servizi di dispacciamento, e quindi lasciare all’impianto il compito (ed il rischio) di riuscire ad ottenere dai mercati spot la restante copertura dell’investimento – si è preferito optare per una soluzione di contrattualizzazione centralizzata omnicomprensiva in cui è il sistema a coprire l’intero investimento ed a assumere il rischio sul residuo valore ottenibile dai mercati dell’energia. Questa seconda opzione appare, infatti, preferibile almeno per due ragioni:

1. è in ultima istanza il sistema a decidere, non solo gli sviluppi di rete, ma anche l’entità e la rapidità di penetrazione nel mercato delle FER, da cui dipende il valore degli accumuli anche sui mercati dell’energia (il sistema è quindi il soggetto in grado meglio di stimare il valore di queste risorse);
2. la contrattualizzazione a termine centralizzata consente di rendere disponibili al mercato prodotti di stoccaggio/swap intertemporale: a) standardizzati, e quindi negoziabili; b) che hanno come sottostante un pool di risorse, con conseguente riduzione del rischio di performance (es. indisponibilità) legato al singolo impianto.

Da questa scelta, nella misura in cui l’investimento in accumulo risulta già pagato interamente (dal sistema), ne derivano due implicazioni per il disegno del modello:

1. nel rispetto dei vincoli definiti dal System Operator, l’impianto di accumulo si impegna a cedere, a titolo gratuito, al sistema anche i prodotti swap giornalieri e/o stagionali che è in grado di offrire date le sue caratteristiche tecniche;
2. il contributo di adeguatezza degli impianti di stoccaggio contrattualizzati viene scomputato dal fabbisogno da coprire nell’ambito del Capacity Market, essendo tali risorse già disponibili.

• Mercato a termine pro – decarbonizzazione

Nel modello proposto tale mercato sostituisce l’attuale meccanismo di supporto alle rinnovabili, che dovrebbe rimanere operativo solo per quelle tecnologie che in ragione, ad esempio, delle loro caratteristiche innovative e/o dimensionali non si possono considerare in market parity. Il meccanismo proposto, diversamente da oggi, non intende supportare lo sviluppo delle rinnovabili sottoscrivendo contratti a termine riferiti a specifici impianti, ma prevede che il soggetto individuato per realizzare gli obiettivi di decarbonizzazione [1] (di seguito, in continuità con quanto attualmente previsto, si assume sia il GSE) acquisti dal mercato dei prodotti pluriennali baseload, con una quota minima predefinita di energia che deve essere prodotta da nuovi impianti rinnovabili (di seguito Pro Decarbonization Product – PDP) [2]. Sganciarsi dal singolo impianto e della connessa produzione specifica consente:

1. di responsabilizzare direttamente il mercato sull’obiettivo finale, ossia il raggiungimento di target minimi di produzione di energia elettrica rinnovabile;
2. che questo obiettivo possa essere ottenuto anche attraverso una molteplicità di impianti, purché rispettino predefinite caratteristiche.

In questo modo, se è vero che l’introduzione del PDP baseload aumenta (rispetto agli schemi di supporto attuali basati su una remunerazione del tipo pay as produced), il rischio a carico dell’operatore di mercato esposto alla volatilità dei prezzi dell’energia nel tempo, è altresì da considerare che nello schema proposto questo rischio è comunque mitigato dall’introduzione di due correttivi.

In primis, l’impegno dell’operatore di immettere energia rinnovabile è solo per una quota (per quanto potenzialmente elevata) dell’energia sottostante i PDP contrattualizzati; impegno che comunque non deve essere adempiuto con la produzione di specifici impianti ma con la produzione di qualsiasi impianto che soddisfi criteri predefiniti; quindi l’operatore beneficia dell’effetto portafoglio (oltre a poter eventualmente acquisire da terzi specifici certificati).

In secondo luogo, si prevede di assegnare all’operatore a titolo gratuito prodotti di swap intertemporale [3] che consentono di massimizzare il valore dell’energia prodotta. Questi prodotti standard sono costruiti dal System Operator, utilizzando le flessibilità, ulteriori a quelle strettamente necessarie per la sicurezza, ricevute dagli impianti di accumulo già contrattualizzati nel mercato pro-sicurezza.

• Mercato a termine pro – adeguatezza

Tale mercato, già avviato in Italia con il c.d. Capacity Market, non è oggetto di specifiche proposte di modifica se non quelle necessarie a garantire il necessario raccordo con gli altri strumenti introdotti, al fine di evitare rischi di double counting a spese del sistema. In particolare, nell’ottica di estrarre dagli accumuli contrattualizzati il massimo valore nell’interesse del sistema che li ha pagati, si prevede che il contributo di adeguatezza di detti impianti venga scomputato dal fabbisogno da coprire nell’ambito del Capacity Market, essendo tali risorse già disponibili. Le corrispondenti capacità sono, quindi, messe in base (a riduzione del fabbisogno) e il sistema risparmia i premi corrispondenti.

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Si ringrazia il dott. Federico Boschi per il prezioso contributo.

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Hannelore Rocchio è Executive Vice President del Regulatory Affairs and Strategy Support di Eni. Le opinioni espresse non vanno ascritte all’azienda nella quale lavora.

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[1] In luogo di un modello di approvvigionamento centralizzato dei PDP, si potrebbero prevedere, con opportuni accorgimenti, dei meccanismi di obbligo di acquisto di una quantità predefinita dei PDP da parte dei consumatori finali o dei loro venditori (in ragione del consumo in ogni anno). Si precisa che lato domanda al mercato a termine pro-decarbonizzazione possono partecipare anche soggetti privati, es industriali.

[2] La determinazione delle garanzie che gli operatori di mercato sarebbero tenuti a versare potrebbe avvenire sulla base di meccanismi analoghi a quelli proposti nel documento di consultazione n.27 del 2008 di ARERA, recante “Orientamenti in materia di misure volte ad agevolare la negoziazione di contratti di copertura di lungo periodo nel mercato elettrico”, cui si rimanda.

[3] Tra i prodotti da rendere disponibili ai soggetti contraenti i PDP dovrebbero rientrare anche prodotti di trasformazione Power to X (gas e/o idrogeno), ove i relativi impianti siano oggetto di contrattualizzazione centralizzata a termine e/o di regolazione tariffaria. Questi prodotti consentirebbero al titolare di trasformare l’energia rinnovabile prodotta in un dato periodo nel “combustibile” da utilizzare per la produzione di energia elettrica in periodi successivi. Detti prodotti, anche non necessariamente abbinati allo stoccaggio gas (si consideri infatti la bassa volatilità del prezzo gas, in particolare su orizzonti temporali brevi), consentono di replicare gli effetti degli accumuli.

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