Caro energia elettrica: contesto nazionale e internazionale
Il PUN preconsuntivo del mese di novembre arriva a quasi 219 €/MWh (superando il record di 218 €/MWh di ottobre) spinto dalla perdurante situazione di forte tensione sul mercato gas per scarsità di offerta in Europa. Al driver gas si aggiunge la salita della CO2 al nuovo massimo storico 75 €/tonn.
A ottobre il prezzo dell’energia elettrica ha toccato i 217,63: 174 €/MWh in più rispetto allo stesso mese del 2020 (+399,5%) e 59 €/MWh in più rispetto a settembre 2021 (+37%).
In uno scenario caratterizzato da ulteriori rialzi delle quotazioni dei combustibili il prezzo italiano resta più alto in Europa, seguito da quello spagnolo (199 €/MWh) e svizzero (200 €/MWh), mentre si confermano più distanti le quotazioni di Francia e Austria (rispettivamente 170 €/MWh e 172 €/MWh) e soprattutto della Germania (139 €/MWh).
Gli spread tra le quotazioni europee, espressione dei diversi parchi di generazione nazionali, si portano su uno dei livelli più elevati di sempre.
Le proposte Acer
Nel rapporto preliminare sull’aumento dei prezzi dell’energia in Europa e sull’attuale struttura del mercato dell’elettricità all’ingrosso della Agenzia per la cooperazione tra i regolatori energetici nazionali (Acer), richiesto dalla Commissione europea nell’ambito delle misure contro il caro-energia, Acer rimarca la stretta correlazione tra prezzi elettrici e prezzi del gas in Europa e suddivide i Paesi Ue in tre gruppi, in base alla loro esposizione e vulnerabilità ai rincari energetici.
L’Italia – insieme con Irlanda, Portogallo e Spagna – è nel primo gruppo, quello con i prezzi elettrici più elevati, sopra 150 euro/MWh (nel mese di settembre), e con elevata dipendenza dal gas nel mix di generazione e/o limitate capacità di interconnessione.
Acer evidenzia che la generazione a gas nel mix elettrico europeo ha prodotto nel complesso notevoli vantaggi economici e ambientali nel corso degli anni, permettendo di mantenere i prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso a livelli competitivi e di diminuire le emissioni di CO2.
Viene sottolineato, inoltre, che lo spostamento del sistema di approvvigionamento gas Ue dai contratti a lungo termine indicizzati al petrolio ai contratti spot, che rappresentano ormai più dell’80% delle forniture all’Europa (il triplo rispetto al 2010) ha permesso di risparmiare, in base alle stime dell’Aie, complessivamente 70 miliardi di euro a livello Ue a fronte di un maggiore esborso nel 2021, derivante dall’attuale crisi, di circa 30 mld €.
I contratti gas indicizzati al petrolio sono dunque più costosi di quelli legati gli hub, ma l’escalation dei prezzi del 2021 “potrebbe suggerire intuitivamente il contrario e portare alla richiesta di un ritorno ai contratti a lungo termine”, avverte l’Agenzia, sottolineando che di pari passo con lo sviluppo delle rinnovabili l’offerta di gas dovrà diventare sempre più flessibile e ci dovremo di conseguenza abituare a una crescente volatilità dei prezzi.
Le tendenze forward del TTF e del Jkm Nymex – punti di riferimento rispettivamente per il trading di gas europeo e di Gnl asiatico – mostrano che quella del caro energia è una situazione temporanea che dovrebbe attenuarsi ad aprile 2022, quando Acer si aspetta una discesa rilevante dei prezzi del gas.
Anche i prezzi elettrici dovrebbero diminuire, sebbene i mercati europei rimangano vulnerabili ai picchi di domanda legati alle condizioni meteorologiche.
Le indagini preliminari Acer escludono manipolazioni speculative o di insider trading sui mercati energetici, evidenziando che si potrebbero delineare possibili rischi di approcci alternativi al market design come l‘introduzione di limiti di prezzo per la produzione di elettricità con il gas o l’applicazione di prezzi elettrici basati non sulla remunerazione marginale bensì su una remunerazione media con riferimento a specifiche tecnologie. Ciò secondo l’Acer comporterebbe il rischio di compromettere la sicurezza degli approvvigionamenti nel medio e, potenzialmente, anche nel breve termine, perché applicando un limite di prezzo o un tetto di prezzo medio è probabile che alcuni partecipanti al mercato non siano in grado di recuperare tutti i loro costi nel tempo, giustificando così decisioni di uscita dal mercato.
Inoltre, tali misure rischiano di scoraggiare nuovi operatori (sia della generazione che del demand response) che avrebbero potuto soddisfare le esigenze del sistema in modo efficiente in termini di costi.
Infine, il rapporto sottolinea che applicare limiti di prezzo o prezzi medi dipendenti da determinate tecnologie, potrebbe portare alla frammentazione di un mercato elettrico europeo relativamente ben integrato.
Difatti, se ogni area di mercato (bidding zone) applicasse il proprio concetto di “prezzo equo”, le conseguenze potrebbero essere significative, mettendo a rischio una serie di obiettivi come la decarbonizzazione del mix energetico Ue al minor costo, il mantenimento della sicurezza delle forniture e della resilienza del sistema elettrico.
La valutazione Acer, infine, evidenzia che il market coupling day-ahead e intraday ha comportato vantaggi annui per i consumatori europei stimati in oltre 1 miliardo di euro, e la prossima integrazione dei mercati del bilanciamento comporterà vantaggi aggiuntivi per oltre 1,3 miliardi.
Ad aprile Acer presenterà la versione finale della valutazione, che conterrà le analisi finali sui vantaggi e svantaggi dell’attuale struttura del mercato elettrico all’ingrosso e affronterà la questione di una sufficiente certezza di remunerazione dell’energia elettrica in considerazione delle massicce necessità di investimenti futuri. Inoltre, la valutazione indicherà le opzioni per attutire o proteggere i consumatori finali da un’eccessiva volatilità dei prezzi.
Riforma del mercato elettrico Confindustria: stato avanzamento del Progetto
La transizione energetica e gli obiettivi sfidanti di decarbonizzazione richiedono profondi cambiamenti del mercato elettrico e un nuovo disegno di mercato. Per tale motivo il Gruppo Tecnico Energia ha ritenuto necessario identificare ed avviare un percorso di approfondimento – coordinato dagli uffici tecnici di Confindustria attraverso un apposito steering committee di comprovata esperienza tecnica composto dai rappresentanti di Elettricità Futura, Consumatori Industriali ed ANIE – avvalendosi della società di consulenza AFRY (scelta dalle parti) con comprovata esperienza internazionale – per condividere e pervenire al modello di mercato proposto da Elettricità Futura superando le criticità identificate dai consumatori industriali. Allo studio partecipa anche Terna, dato il ruolo fondamentale che il TSO ricopre nella definizione del mercato elettrico.
Stato di avanzamento del progetto
Il 13 settembre 2021 si è tenuto il Kick off meeting con AFRY, nel quale è stato discusso e confermato il percorso implementativo che consente l’adozione del futuro disegno di mercato, definito in coerenza con gli obiettivi di decarbonizzazione, sicurezza e adeguatezza del sistema, secondo criteri di efficienza ed efficacia, risolvendo le criticità riscontrate.
Il nuovo disegno di mercato deve assicurare lo sviluppo e l’integrazione delle rinnovabili al minimo costo per il sistema, limitando distorsioni ed inefficienze e preservando principi di concorrenzialità
Il meccanismo, proposto da AFRY, per attuare l’integrazione è individuato:
– nei contratti di energia a profili standard e pluriennali (PPA) negoziati su una piattaforma centrale che può assicurare
- segnali di prezzo di medio-lungo termine basati su LCOE delle rinnovabili
- strumenti adeguati per la gestione del rischio controparte, i.e. con clearing house con allocazione del rischio su base multilayer e possibile subentro di un ente pubblico in caso di default della contro parte
– nel mercato Time-Shift per consentire alla generazione intermittente di fornire i profili di energia negoziati nella piattaforma centrale PPA attraverso strumenti di flessibilità quali accumuli, che risultano ottimali per il sistema nel medio/lungo periodo
Nella fase di implementazione e transitoria del modello AFRY propone l’introduzione di un nuovo mercato – MAVER, con l’obbiettivo di:
– favorire lo sviluppo delle rinnovabili su base zonale e capacità ottimale per il sistema
– introdurre il prodotto di energia rinnovabile baseload in linea con quanto atteso nella piattaforma PPA, mantenendo logiche concorrenziali ma limitando la volatilità dei prezzi a tutela del consumatore e del produttore;
– dare impulso all’associato mercato Time- Shift per permettere più rapidamente lo sviluppo degli strumenti di flessibilità – accumuli da parte degli operatori.
È in essere un confronto tra le parti per la condivisione delle soluzioni individuate da Afry.
Per tutte le informazioni contatta il Servizio Energia