Contratti per differenza e altri aspetti regolatori ancora nell’ombra

Contratti per differenza, curtailment, esigenze di flessibilità, prezzi nodali: su ENERGIA 4.23 Giovanni Goldoni analizza 4 aspetti della regolazione rimasti finora nell’ombra che dovrebbero essere considerati dalla Commissione europea nella revisione in corso del market design perché avranno un ruolo rilevante per favorire i cospicui investimenti in capacità rinnovabile necessari per la decarbonizzazione dei sistemi elettrici.

I mercati funzionano? È un interrogativo che ci siamo posti nel numero di dicembre del trimestrale ENERGIA e che indaghiamo sia sul fronte del gas che per quello elettrico, in entrambi i casi con riferimento all’Europa.

Se sul fronte del gas è Gian Paolo Repetto a porsi la questione al termine dell’analisi sull’anomalo andamento del mercato dopo l’esplodere della crisi mediorientale, sul fronte elettrico è Giovanni Goldoni a riprendere il filo delle analisi trattate nel precedente numero (con i contributi di Luca Franza e Giacomo Spino, Dominique Finon, GB Zorzoli) sulla riforma del mercato elettrico europeo e della sua duplice necessità di accelerare gli investimenti, specie in nuova potenza rinnovabile e contenere le bollette di famiglie e imprese. Quel che l’attuale assetto del mercato non è in grado di perseguire.

I mercati funzionano?

Lasciamo alla sua introduzione la contestualizzazione dell’articolo per poi presentarne la struttura.

“Poco più di un anno fa i prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica toccarono vette astronomiche in tutta Europa. Molti Stati membri dell’Unione Europea furono costretti ad adottare misure emergenziali per contenere gli impatti sulle famiglie e sulle imprese (¹). Con il benestare della Commissione, furono varati interventi più o meno efficaci e condivisibili sui profitti windfall dei produttori e sui prezzi al consumo, nei quali era sottinteso, in modo neppure troppo velato, un giudizio negativo sul funzionamento dei mercati.

In questo difficile contesto è inesorabilmente riemersa l’opposta lettura dei mercati da parte degli esperti. Per alcuni di loro è stata la dimostrazione che i cosiddetti scarcity prices non stimolano investimenti in capacità di generazione nei tempi, nei volumi e nelle tecnologie volute, e non attivano una demand response (DR) adeguata. Per altri è stata la conferma che la politica non è affatto disposta a lasciare lavorare i meccanismi di mercato in attesa che la tanto sospirata DR si manifesti e che i nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili (FER) vengano costruiti.

Lo shock subìto dai prezzi all’ingrosso ha condizionato inevitabilmente i lavori di revisione del market design in corso a Bruxelles (²). Nel momento in cui scriviamo è sul tavolo una proposta di regolamento che cerca di combinare due esigenze: (a) contrastare gli aumenti dei prezzi all’ingrosso che sono iniziati dopo l’invasione russa dell’Ucraina, e non sono ancora del tutto rientrati; (b) procedere speditamente alla decarbonizzazione del settore elettrico.

Non va, infatti, dimenticato che l’ambizioso piano REPowerEU prevede che al 2030 siano installati: 592 GW fotovoltaici e 510 GW eolici, che corrispondono a un incremento medio annuo della capacità installata pari rispettivamente a circa 48 GW e 36 GW (Commissione europea 2023b). Il focus della revisione è ora tornato sugli strumenti da utilizzare per accelerare gli investimenti per la decarbonizzazione (Commissione europea 2023a, art. 19).

Sono state selezionate due tipologie di contratti a lungo termine: PPA (Power Purchase Agreement) e soprattutto i CfD (Contract for Difference), considerato che questi ultimi potrebbero svolgere un ruolo di ammortizzatori per le bollette di famiglie e imprese”.

La strada alternativa dei PPA appare ancora troppo stretta e troppo impervia

Partendo da qui l’articolo si concentra su aspetti della regolazione di mercati elettrici proiettati verso la decarbonizzazione che erano rimasti nell’ombra:

1. L’adeguamento dei contratti per differenza alle esigenze dei sistemi elettrici (1. Contract for difference). “La crisi dei mercati elettrici europei ha apparentemente spinto a individuare proprio i CfD a due vie come strumento capace di portare sia alla decarbonizzazione dei sistemi elettrici sia al contenimento dei prezzi di mercato (⁴)”.

 Vi vengono analizzati

• Come funziona (par. 1.1)
• La diffusione (par. 1.2.)
• Le proposte di modifica (par. 1.3.)
• La consultazione del MASE (par. , 1.4.)
• Altri problemi (par. 1.5.)

Curtailment: col progressivo aumento della capacità FER cresce la probabilità che l’energia prodotta quando la disponibilità di sole o vento è massima superi la richiesta costringendo a tagliarne una parte

2. La gestione del curtailment delle produzioni rinnovabili. “Il curtailment nel settore elettrico consiste nella riduzione dell’energia immessa in rete da un impianto rispetto al suo potenziale di produzione. Essa si verifica, per così dire, naturalmente quando è l’ordine di merito a escludere la produzione degli impianti che hanno presentato un’offerta economica più alta dell’impianto marginale. Il curtailment può anche essere una soluzione tecnica a cui ricorre l’operatore di sistema per gestire porzioni di rete congestionate oppure per mantenere in sicurezza il sistema elettrico”.

3. Le nuove esigenze di flessibilità e le nuove risorse da reperire per soddisfarle. “Vi sarebbero tre opzioni per gestire questa situazione: (i) increase PV dispatchability, dotando gli impianti di dispositivi ad hoc con maggiori costi; (ii) develop and implement alternative contract structures per remunerare più che compensare il curtailment; (iii) increase grid flexibility grazie ad accumuli e DR, che possono aumentare i prelievi quando la produzione è sovrabbondante e facilitare la gestione delle rampe serali quando la produzione fotovoltaica crolla (ibidem, pp. 16-17) (¹⁸)”.

Prezzi nodali: largamente diffusi negli Stati Uniti, si discute della loro adozione anche in Europa

4. La praticabilità della soluzione dei prezzi nodali. “I maggiori benefici attesi dall’applicazione di prezzi nodali rispetto allo status quo deriverebbero proprio dal sensibile calo dei costi a carico del sistema dovuti alle congestioni di rete. (Ma) prima di arrivare a conclusioni affrettate, è bene considerare una serie di cose”.

Tra le conclusioni affidate al quinto paragrafo, ne riportiamo una che ci ricollega alla domanda iniziale sul funzionamento dei mercati: “Per il momento, stiamo assistendo a un progressivo avanzamento della regolazione nel terreno che la liberalizzazione aveva consegnato ai mercati”.

A prescindere dalla bontà loro funzionamento, l’allargamento dello spazio occupato dal decisore centrale a detrimento del mercato è una tendenza riscontrabile nella generalità dei settori energetici che abbiamo evidenziato più volte su questa Rivista. A partire dall’analisi avanzata da Bordoff e O’Sullivan secondo cui l’intreccio di tensioni geopolitiche dell’ultimo biennio ha portato all’affermarsi di un Nuovo Ordine Energetico cha ha tra i suoi pilastri il massiccio ritorno degli Stati nel governo dell’energia.

Il post presenta l’articolo di Giovanni Goldoni Decarbonizzazione e riforma dei mercati elettrici pubblicato su ENERGIA 4.23 (pp. 24-34)

Giovanni Goldoni è professore presso l’Università di Verona e membri del Comitato Scientifico di ENERGIA.

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Foto: Unsplash