Lezioni per i regolatori – Post scriptum

Dopo aver analizzato l’impatto del lockdown sul sistema elettrico dei tre principali paesi europei del Mediterraneo, della Germania e del Regno Unito, Giovanni Goldoni propone un’ulteriore “lezione” per i regolatori partendo dagli spunti offerti dalla pubblicazione di tre nuovi documenti. Quali costi di ridispacciamento sostenuti da Terna nelle prime sette settimane del lockdown? A cosa sono attribuibili? Cosa imparare per prepararci a un mondo in cui il peso delle fonti rinnovabili cresce progressivamente? Quali considerazioni si possono trarre circa il funzionamento del mercato dei servizi di dispacciamento (MSD)?

Dopo la pubblicazione sul blog di Energia di alcune, prime e sommarie, valutazioni degli effetti del lockdown sui principali sistemi elettrici europei (dei tre principali paesi europei del Mediterraneo, della Germania, del Regno Unito), ho letto in questi settimane alcuni documenti interessanti che si riferiscono al sistema elettrico italiano e che mi spingono a tornare sull’argomento.

Il primo è il paper (Machine) Learning from COVID-19 Lock-Down about Electricity Market Performance with a Large Share of Renewables a firma Frank Wolak e Christoph Graf della Stanford University e Federico Quaglia di Terna, datato 11 giugno 2020.

Il secondo è il rapporto mensile del mese di giugno, pubblicato da Terna a metà luglio.

Il terzo, solo in ordine cronologico, è la deliberazione di Arera del 21 luglio 2020 intitolata: “Rapporto di monitoraggio del mercato per il servizio di dispacciamento e approfondimenti sulle condotte degli utenti del dispacciamento titolari di unità di produzione idonee ai servizi di riserva reattiva e localizzate nelle aree del mezzogiorno su cui insistono vincoli di tensione”.

Wolak e altri svolgono un’analisi controfattuale dei costi di ridispacciamento sostenuti da Terna nelle prime sette settimane del lockdown, per scoprire se esistono indizi di esercizio di potere di mercato da parte dei soggetti che dispongono di unità abilitate ad operare nel mercato dei servizi di dispacciamento (MSD).  I presupposti fondamentali sono più o meno quelli che ho descritto nel mio post di fine maggio, salvo che gli autori parametrano il calo della domanda (-20%) e dei prezzi (-45%) rispetto a uno scenario business as usual (BAU), che corrisponde ai valori registrati nelle stesse settimane del periodo 2017-2019.

Il semplice confronto degli “average hourly re-dispatch cost” durante il lockdown rispetto allo scenario BAU mostra un incremento del 67%. L’analisi controfattuale affidata al modello predittivo che sfrutta il “machine learning” riduce  l’incremento al 37% poiché il modello incorpora gli eventuali comportamenti strategici preesistenti (il cosiddetto INC-DEC game), che erano stati oggetto di analisi in un precedente lavoro degli stessi autori.

A cosa attribuire la spesa aggiuntiva sul MSD stimata in circa 129 milioni di euro solo per le prime sette settimane di lockdown?

Gli autori si chiedono a cosa attribuire l’incremento stimato dal modello predittivo, che equivarrebbe a circa 129 milioni di euro di spesa aggiuntiva sul MSD solo per le prime sette settimane di lockdown. Sono stati i bassi livelli di domanda netta a causare vincoli aggiuntivi di sicurezza nel sistema elettrico nazionale, oppure gli operatori hanno sfruttato le opportunità dell’INC-DEC game in modo più spinto?

L’analisi non fornisce indizi sufficienti per una risposta definitiva ma la questione è cruciale. Per prepararci a un mondo prossimo venturo, in cui il peso delle fonti rinnovabili cresce progressivamente dovremo valutare se conviene effettuare investimenti per rendere le reti elettriche più flessibili e meno esposte a vincoli di varia natura oppure adottare “ex ante dynamic on-line power mitigation mechanism” del tipo di quelli che sono in corso di definizione per il mercato elettrico californiano (vedi alla voce MARKET POWER MITIGATION).

I dati in tabella sono ripresi dagli ultimi cinque rapporti mensili di Terna. Dove hanno il simbolo percentuale a fianco si riferiscono alla variazione rispetto a dodici mesi prima. La prima cosa da notare è che la quota di mercato delle fonti rinnovabili è rimasta stabilmente prossima al 50% da aprile a giugno, a scapito soprattutto delle importazioni.

Per quanto riguarda il calo dei prezzi all’ingrosso, non è corretto attribuirlo interamente al lockdown come apparentemente fanno Wolak e altri. Non solo la tendenza è proseguita quasi inalterata anche quando le misure restrittive sono state allentate, ma, soprattutto, era iniziata qualche mese prima dello stato di emergenza sanitario.

Nel mese di febbraio, ad esempio, le cause del calo del PUN secondo la newsletter del GME erano: la riduzione del costo del gas e degli acquisti, un livello di importazioni ai massimi degli ultimi due anni, e la crescita di una più competitiva offerta rinnovabile (soprattutto eolica). La tabella riporta anche i dati essenziali del MSD e del mercato per il bilanciamento. Si tratta dei differenziali tra i prezzi delle offerte a salire (INC) e a scendere (DEC), e dei volumi che sono stati movimentati.

A giugno, pur in assenza di cambiamenti di rilievo nella domanda, nella quota delle fonti rinnovabili e nei prezzi all’ingrosso, si è consolidata la tendenza alla riduzione dei differenziali di prezzo e tutte le variazioni dei volumi movimentati sui due mercati assumono segno negativo

Il fatto più evidente è che a giugno, pur non essendosi registrati cambiamenti di rilievo nella domanda, nella quota delle fonti rinnovabili e nei prezzi all’ingrosso, non solo si è consolidata la tendenza alla riduzione dei differenziali di prezzo, ma anche tutte le variazioni dei volumi movimentati sui due mercati assumono segno negativo. Purtroppo non è abitudine di Terna commentare e spiegare questi dati. Per cui non sappiamo a cosa il gestore del sistema elettrico attribuisce i forti incrementi delle movimentazioni sul MSD, soprattutto a scendere, e del differenziale di prezzi che si sono registrati nei mesi passati, e che sono responsabili del forte aumento dei costi di ridispacciamento. E non sappiamo a cosa attribuisce i cali di giugno.

Nella tabella ho inserito anche i dati relativi al mercato per il bilanciamento, a cui Arera ha dedicato una deliberazione ai primi di aprile, dopo che aveva notato “un incremento della difficoltà di programmazione da parte degli utenti del dispacciamento di punti di dispacciamento in prelievo (da cui consegue un maggior onere complessivo di sbilanciamento in capo ad essi)” per le comprensibili incertezze iniziali nella stima degli effetti delle misure restrittive sui consumi. Avendo, inoltre, osservato come le dinamiche dei prezzi di sbilanciamento fossero alterate da quello che accadeva sul MSD e fossero significativamente diverse da quelle dei prezzi che si formano nel MGP, Arera ha deciso di introdurre misure temporanee per limitare la variabilità dei prezzi di sbilanciamento applicati a questi utenti del dispacciamento. Le misure hanno cessato la loro efficacia dal 30 giugno.  

La deliberazione del 21 luglio è incentrata sui risultati di un’analisi approfondita del MSD e, in particolare, del segmento più critico: “relativo all’approvvigionamento implicito di risorse per la regolazione di tensione, (…) nelle aree del “Mezzogiorno” (…) su cui insistono i cosiddetti “vincoli di rete per presenza in servizio”.  Secondo dati di Terna, il servizio di regolazione della tensione “rappresenta circa il 60% del controvalore complessivo dell’uplift, nel biennio 2018-2019”.  Aggiungendo i costi delle unità essenziali che garantiscono lo stesso servizio, l’onere medio annuo complessivo arriva a circa 1.300 milioni di euro.

Arera, a sua volta, aggiunge che: “nell’anno in corso, gli oneri di dispacciamento risultano in crescita rispetto al 2019, soprattutto per le accettazioni delle offerte di Minimo delle UP ubicate nelle aree oggetto del Rapporto di monitoraggio”.  In effetti, lo stato dei mercati in questi mesi: “potrebbe aver aumentato l’incentivo per alcuni soggetti ad esercitare il proprio potere di mercato” creando “i presupposti per interventi di competenza dell’Autorità”.

Il funzionamento del MSD è molto più articolato e molto più complesso di quello che potrebbe sembrare a molti economisti

La prima cosa che si evince dal rapporto è che il funzionamento del MSD è molto più articolato e molto più complesso di quello che potrebbe sembrare a molti economisti. Al punto che solo Terna e i maggiori operatori sembrano conoscerne tutti i dettagli. Anche perché la società concessionaria per il servizio pubblico di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica non appare sempre animata da spirito collaborativo.

Arera parla di scarsa trasparenza, tracciabilità e replicabilità nella rappresentazione dei vincoli che condizionano la gestione operativa del dispacciamento, la qual cosa “si riverbera altresì sulla fruibilità dei dati di esercizio del mercato ai fini dello svolgimento delle stesse attività di monitoraggio da parte dell’Autorità”.  Solo da poco Terna ha iniziato a sviluppare un “simulatore del mercato per il servizio di dispacciamento in grado di svolgere elaborazioni massive” e solo da pochissimo avrebbe informato Arera “che intende revisionare i modelli matematici attualmente utilizzati ai fini dell’ottimizzazione del dispacciamento, definendo un nuovo sistema che benefici dell’evoluzione, registrata negli ultimi anni, nelle tecniche e nelle tecnologie a supporto dell’ottimizzazione matematica”.

L’analisi svolta da Arera è “focalizzata esclusivamente sulla ‘struttura’ del mercato e non anche sulla ‘condotta’ dei soggetti”. Essa “identifica le situazioni puntuali di detenzione di potere di mercato, ne analizza l’entità e la frequenza, ma non esprime valutazioni circa il grado di esercizio del potere di mercato da parte dei soggetti che eventualmente lo detengono”.  

Emerge una spiccata vulnerabilità al potenziale esercizio di questo potere di mercato da parte di singole unità di dispacciamento e/o di gruppi di 2 o 3 unità

Ne emerge una spiccata vulnerabilità al potenziale esercizio di questo potere di mercato da parte di singole unità di dispacciamento e/o di gruppi di 2 o 3 unità. Poiché “il fabbisogno di ‘presenza in servizio’ è perfettamente rigido rispetto al prezzo della ‘presenza in servizio’” e poiché “il Regolamento 2019/943 fa divieto di imporre tetti espliciti o impliciti ai prezzi di mercato, non c’è limite alla quota di surplus netto che potrebbe essere potenzialmente trasferita” alle imprese proprietarie di queste unità, tramite il corrispettivo uplift pagato dai clienti finali.  

La situazione è monitorata ma resta assai complicata. Si vagheggia di passare a una regolazione basata sui costi per l’erogazione di questi servizi, tenendo conto del fatto che il Regolamento 2019/943 consentirebbe di derogare al criterio di mercato laddove: “il numero di impianti di generazione in concorrenza fra loro sia troppo basso per assicurare una concorrenza effettiva oppure; l’effettiva situazione della rete implichi congestione in modo talmente regolare e prevedibile che il ridispacciamento degli impianti di generazione in base al criterio di mercato porterebbe a offerte strategiche regolari che causerebbero un incremento del livello di congestione interno (e lo Stato Membro abbia adottato un piano d’azione volto a risolvere la congestione o garantisca una capacità minima per gli scambi interzonali pari almeno al 70 % della capacità di trasmissione).”

In attesa di chiarimenti e di sviluppi, non resta che augurarsi che Arera e Terna sappiano coordinare le loro azioni altrettanto bene delle imprese oggetto di monitoraggio.

Post scriptum: si allega una tabella dove sono elencati i vari costi della fornitura di energia elettrica al netto delle imposte, per dare un’idea del loro peso relativo.

Giovanni Goldoni è professore presso l’Università di Verona e membro del Comitato Scientifico della rivista Energia

Sull’impatto del Coronavirus sui sistemi elettrici leggi anche:
Impatto del lockdown sul sistema energetico italiano, di Redazione, 30 Giugno 2020
Lezioni per i regolatori (parte terza): l’impatto del lockdown sul sistema elettrico del Regno Unito, di Giovanni Goldoni, 3 Giugno 2020
Lezioni per i regolatori (parte seconda): l’impatto del lockdown sul sistema elettrico tedesco, di Giovanni Goldoni, 3 giugno 2020
Lezioni per i regolatori (prima parte): l’impatto del lockdown sui sistemi elettrici di Italia, Spagna, Francia, di Giovanni Goldoni, 26 Maggio 2020
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