Quale sarà il prezzo dell’elettricità nel 2023? Nonostante i tenui miglioramenti, l’andamento del mercato elettrico resta in balia di forti incertezze legate a variabili climatiche, geopolitiche, regolatorie. L’analisi di Alessandro Sapio su ENERGIA 1.23.
C’è particolare attenzione intorno alle previsioni dei prezzi energetici dopo i forti aumenti registrati nell’ultimo anno. Ma quando le incertezze riguardano il quadro geopolitico, economico e regolatorio da cui dipendono i prezzi, l’esercizio previsivo risulta davvero complesso. Eppure, restano delle coordinate chiavo con cui tentare di orientarsi.
Ed è quello che proviamo a fornire su ENERGIA 1.23. Tanto per i mercati del petrolio e del gas (esaminati rispettivamente da Ed Morse e Francesco Martoccia e da Alberto Clò), quanto per il mercato elettrico europeo ed italiano, preso in esame nell’articolo di Alessandro Sapio (Università degli Studi di Napoli Parthenope) che presentiamo in questo post.
Fronte, quello elettrico, in cui l’esercizio previsivo è ancor più complesso, in quanto gli interventi e le proposte di riforma per far fronte alla crisi vi incidono fortemente, non solo modificando i parametri istituzionali del mercato, ma anche spostando il focus dal breve al medio-lungo termine.
“Shock come la guerra in Ucraina e la pandemia da Covid-19 hanno alterato la messa a fuoco degli orizzonti temporali rilevanti per gli esperti di politica energetica. (…) Gli occhiali che ora dobbiamo indossare per correggere questa «miopia dei bei tempi» sono utilissimi in momenti difficili come il nostro” (1. Oltre «la miopia dei bei tempi»).
Nonostante le difficoltà in cui operano i previsori, “c’è consenso su una prossima discesa dei prezzi energetici, che però nel 2023 non torneranno ancora ai livelli pre-crisi. I mercati energetici resteranno in equilibrio precario e potrebbe bastare poco per infiammarli di nuovo. (…) Le aspettative per il prossimo inverno dipenderanno molto dal clima estivo” (2. Ritorno ai fondamentali).
Le riforme del mercato nascono quando è più difficile fare previsioni, ma le previsioni devono incorporare gli effetti delle riforme stesse
Per esaminare i possibili impatti delle riforme europee e nazionali e le relative aspettative sui prezzi (P), l’Autore rappresenta un modello “giocattolo” del mercato elettrico (3. Dalle previsioni alle riforme), dove D è la domanda aggregata di energia elettrica, a la percentuale di autoconsumi, c la percentuale di domanda soddisfatta attraverso contratti di lungo termine non scambiati nella borsa elettrica; R è la componente della produzione must run (rinnovabili e impianti con elevati costi di accensione), infine b è inversamente associato ai prezzi dei combustibili.
Per compensare i possibili aumenti dei costi energetici, secondo questo modello si nota che è possibile intervenire:
– sulla domanda aggregata di energia (D), per ridurne il livello;
– sulla quota di energia elettrica, rendendo più favorevole il ricorso a contratti a lungo termine (c).
Tra le iniziative per la riduzione della domanda (par. 3.1.), viene esaminato nel dettaglio il Regolamento UE 2022/1854, che chiede agli Stati membri di individuare 3-4 ore per giorno infrasettimanale in cui concentrare gli sforzi di riduzione del consumo elettrico lordo (almeno –5%), per arrivare a un “potenziale di risparmio di 1,2 miliardi di metri cubi di gas nei 4 mesi di validità della misura (fino al marzo 2023), pari al 3,8% del consumo di gas previsto nello stesso periodo come input per le centrali elettriche”.
A incidere sulla quota di energia è invece l’introduzione del tetto di 180 euro/MWh ai ricavi dei produttori inframarginali di energia nel MGP, di cui l’Autore descrive lo scopo, gli effetti, i limiti (3.2. Tassazione degli extra-profitti). “Il differenziale di tassazione dei ricavi che emerge tra mercato del giorno prima e altri segmenti del mercato elettrico può accentuare la spinta verso i contratti di lungo termine”.
Maggiore è l’efficacia delle misure di riduzione dei consumi, maggiore è la probabilità che il prezzo scenda al di sotto della soglia di 180 euro/MWh e disattivi l’applicazione del tetto
Passando al mercato italiano, l’analisi si concentra sulla riforma proposta da Confindustria(par. 3.3) “consistente in una nuova piattaforma di mercato per la contrattazione diretta di PPA sull’energia rinnovabile, detta MAVER (mercato per l’acquisto e per la vendita dell’energia rinnovabile), in grado di «separare» il valore delle stesse rinnovabili dai costi-opportunità dell’elettricità da fonti fossili. Viene inoltre proposto un mercato detto Time-shift per lo scambio di prodotti di flessibilità”.
In conclusione (par. 4), la domanda iniziale (quanto costerà l’energia elettrica nel 2023?) può essere così riscritta: cosa resterà del mercato elettrico che conosciamo?
Un dibattito, quello sul design del mercato elettrico, che continueremo a seguire e ad alimentare, come abbiamo fatto lo scorso anno con i contributi di:
- Pippo Ranci e Alberto Pototschnig, che si interrogavano sull’opportunità di passare dall’attuale sistema pay-as-clear a uno pay-as-bid,
- Dominique Finon e Etienne Beeker, che proponevano il superamento dell’attuale modello di mercato con uno alternativo incentrato su un Acquirente Centrale,
- GB Zorzoli e la sua proposta di incentivare l’attuale produzione rinnovabile a stipulare contratti a lungo termine per disaccoppiarei mercati gas ed elettrico.
Il post presenta l’articolo di Alessandro Sapio Mercato elettrico nel 2023, tra previsioni e riforme pubblicato su ENERGIA 1.23 (pp. 50-55).
Alessandro Sapio, Dipartimento di Studi Aziendali ed Economici, Università degli Studi di Napoli Parthenope»
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