Perché e come riformare il mercato elettrico europeo?

La presidente della Commissione europea, Ursula van der Leyen, ha detto ai deputati l’8 giugno che era necessaria una riforma radicale del mercato elettrico. Per lei “il mercato elettrico non funziona più e richiede una grande riforma per affrontare tutte le sfide poste dalle trasformazioni strutturali legate alla transizione low carbon (…). Deve essere adattato alla nuova realtà delle fonti rinnovabili dominanti (FER) perché il mercato elettrico è stato disegnato vent’anni fa quando le FER erano marginali”. Di fronte alla crisi dei prezzi dell’energia elettrica legata a quella del mercato del gas, il 28 giugno Emmanuel Macron si è pronunciato per tutt’altra ragione a favore di una revisione del mercato elettrico europeo, adducendo una modalità di tariffazione “assurda” in un Paese con una produzione dominante della flotta nucleare e idraulica, che consente un accoppiamento stretto tra prezzo dell’energia e prezzo del gas sul mercato spot.

Resta da chiarire il significato di tale riforma del mercato di fronte alle diverse sfide legate alla transizione del sistema elettrico, in particolare 1) la tutela dei consumatori, famiglie e industria, dal rischio di una prolungata crisi dei prezzi, che è una priorità in Francia, ma molto meno a Berlino e Bruxelles 2) lo sviluppo efficace di tecnologie a basse emissioni di carbonio, energie rinnovabili variabili [VRE] (vale a dire eolico e solare fotovoltaico), ma anche nucleare in una decina di Stati membri, e 3) la sicurezza dell’approvvigionamento (SoS), messa a repentaglio dalla chiusura di molti impianti di produzione dispacciabili e dallo sviluppo della produzione variabile di FER in generale bilancia.

Le carenze del design del mercato per la transizione a basse emissioni di carbonio

Per le sue specificità, in particolare per la sua non immagazzinabilità, l’energia elettrica è un bene molto particolare con mercati che sono necessariamente organizzati su base oraria. Attraverso la concorrenza, i produttori sono portati ad allineare le loro offerte di prezzo orario con il costo del carburante di ciascuna unità di generazione per darsi le migliori possibilità di essere selezionati dal mercato. In questo schema, i prezzi medi annui non hanno motivo di essere allineati ai costi medi pieni dei mezzi di produzione, a differenza delle tariffe regolamentate nel precedente regime di monopolio del servizio pubblico.

Inoltre, l’elevata volatilità dei prezzi rende impossibile per un potenziale investitore anticipare i ricavi a lungo termine e valutare il valore attuale netto delle attività da investire in apparecchiature a basse emissioni di carbonio ad alta intensità di capitale con lunghi tempi di consegna e lunghi cicli di vita ( diversi decenni), come nucleare, eolico offshore, idroelettrico, ecc. Inoltre, le capacità VRE da sviluppare richiedono lo sviluppo di infrastrutture di rete e mezzi di flessibilità (stoccaggio, elettrolizzatori, turbine a gas) per la sicurezza dell’approvvigionamento e la stabilità del sistema, il tutto con apparecchiature ad alto costo fisso, mentre gli investitori non hanno certezza di flussi reddituali stabili e prevedibili sui vari mercati legati all’architettura del mercato elettrico (infragiornaliero, bilanciamento, servizi ausiliari, accessi nodali, ecc.).

Aggiunta di patch al mercato solo energia

Per far fronte alle sfide della sicurezza degli approvvigionamenti e della transizione verso emissioni nette zero, l’architettura del mercato è già stata modificata con l’aggiunta di varie “patch”. Per la sicurezza dell’approvvigionamento, negli anni 2010 sono stati messi in atto meccanismi di remunerazione della capacità (e non dell’energia) in diversi paesi europei e giurisdizioni nordamericane. Alcuni di essi, basati su contratti a lungo termine come in alcuni stati degli Stati Uniti e nel Regno Unito, in Italia e in parte in Francia, si sono rivelati i più efficaci nell’incoraggiare i produttori a investire in unità peaking e in alcuni programmi di demand response. Si prevede che l’ambito di questi regimi contrattuali sarà esteso per includere le fonti di flessibilità nel prossimo futuro.

Per garantire lo sviluppo di VRE, che attualmente è molto competitivo per quanto riguarda le metriche di LCOE (costo livellato dell’elettricità), la maggior parte dei paesi ha istituito accordi che garantiscono loro entrate a lungo termine come le tariffe feed-in (FIT) e ora i contratti a lungo termine con poteri pubblici. Dal 2017 i decisori politici si sono ispirati a quelli attuati nel Regno Unito, ovvero i contratti di opzione di tipo finanziario con un ente pubblico, noti come contratti per differenza (CfD), che vengono aggiudicati tramite asta. Sono stati estesi ai progetti nucleari, ma in modo negoziato. In questi contratti viene fissato un prezzo di riferimento, che dovrebbe coprire i costi fissi dello sviluppatore VRE In tale contratto, il produttore di VRE riscuote o eroga la differenza tra il prezzo orario di mercato e questo prezzo di riferimento (il prezzo di esercizio è il prezzo tecnico termine), a seconda che il primo sia maggiore o minore del secondo. Questo è il principio alla base dei “contratti integrativi di remunerazione” che hanno sostituito le tariffe feed-in per i grandi impianti rinnovabili nell’UE.

La soluzione che verrà adottata per accelerare la transizione verso un sistema a emissioni zero nette è aumentare il numero di questi contratti aggiudicati all’asta con gli sviluppatori VRE accelerandone la frequenza. Allo stesso tempo, gli investitori di Ntime necessitano di un segnale di prezzo a lungo termine che consenta l’innesco di investimenti in fonti di flessibilità (compresi stoccaggi di diverso tipo, elettrolisi per l’accoppiamento con il settore del gas con idrogeno verde). Si tratterebbe anche di “approfondire i mercati” dove si valorizzano i servizi offerti dalle fonti di flessibilità (bilanciamento, servizi di sistema, ecc.) e di decentrare il pricing di trasmissione (per zone o per nodi) per migliorare il segnale-prezzo alla localizzazione di rinnovabili decentralizzate. È questo l’orientamento delle riflessioni in corso in Germania all’interno della piattaforma “Verso un sistema elettrico a impatto climatico zero” istituita dal Ministero dell’Economia (si veda, ad esempio, la proposta Agora-Energiewende 2022). Tuttavia, non si riconosce la necessità di meccanismi di capacità, a cui la Germania sembra ancora ostile, né si preoccupa dell’aumento della volatilità dei prezzi, sapendo che i prezzi orari sul mercato spot dipenderanno sempre più dal gas e dalla CO2 prezzi, in particolare perché i periodi di vento moderato aumenteranno con il cambiamento climatico (questo è stato osservato per tutta la scorsa estate).

  • L’obiettivo della tutela del consumatore

La Francia ha gli stessi obiettivi di adattamento del modello di mercato per accelerare la transizione, ma aggiunge la preoccupazione di trovare una soluzione di disaccoppiamento dei prezzi all’ingrosso e dei prezzi al dettaglio per ottenere quelli abbastanza stabili. In effetti, i consumatori francesi meritano di avere prezzi che riflettano la produzione francese del mix da fonti a basso costo di carbonio (nucleare, FER) senza dover sopportare le conseguenze di episodi di prezzi elevati del gas. L’architettura del mercato dovrebbe essere coerente per portare a prezzi di uso finale allineati con i costi a lungo termine dei produttori a basse emissioni di carbonio, inviando al contempo un segnale di prezzo a lungo termine per investire in tali tecnologie.

Abbiamo sviluppato il progetto di un tale modello di mercato elettrico in un recente articolo pubblicato sulla Revue de l’énergie (n° 662, giugno 2022), che abbiamo intitolato Modello di acquirente centrale a lungo termine. Un ente pubblico da installare sarebbe incaricato di firmare CfD o capacità contratti con tutti i produttori (FER, nucleare, fossile), raggruppandoli e vendendo quasi tutta l’elettricità all’ingrosso a fornitori e grandi consumatori a prezzi allineati ai costi a lungo termine di tutte le tecnologie. Ciò le consentirà di avere il controllo sui costi a lungo termine dei produttori e quindi di essere in grado di vendere ai fornitori la maggior parte della produzione dei generatori a prezzi di trasferimento allineati su questi costi di trasferimento.

  • Il modello Long Term Central Buyer, una soluzione coerente

I mercati orari garantiscono ancora il coordinamento e l’integrazione economica a breve termine con gli altri sistemi. L’ente pubblico indipendente (di seguito l’Agenzia) che verrebbe insediato dovrebbe assumere quattro funzioni principali:

– condivisione dei rischi di mercato con i produttori a basse emissioni di carbonio attraverso contratti CfD per ciascuna attrezzatura e attraverso la capacità contratti con unità flessibili (stoccaggi, turbine a gas, ecc.);

– organizzare il mercato a lungo termine per l’assegnazione di tali contratti mediante aste al fine di mantenere la pressione concorrenziale, essendo le aste separate per tipologia di tecnologia;

– l’acquisto sul mercato spot della totalità dei MWh prodotti da le attrezzature oggetto dei contratti finanziari,

– la vendita di tutta l’energia elettrica così acquisita, a fornitori a prezzi di cessione allineati ai costi pluriennali, la cui definizione sarà precisata dal regolatore. Questa funzione significa che l’agenzia copre il rischio di prezzo per i fornitori.

Combinando i ricavi delle sue vendite sul mercato spot e quelli del contratto per differenza (CfD) con l’Agenzia, un nuovo generatore ha un flusso di entrate garantito che dovrebbe consentirgli di investire a lungo termine. In altre parole, l’Agenzia si assume il rischio prezzo per gli sviluppatori, il che li aiuta ad accedere a un ingente finanziamento a debito, propizio per abbassare il costo del capitale.

Da parte loro i fornitori, che riforniscono la propria energia su basi identiche e trasparenti, si concorreranno poi sulla base delle loro offerte di servizi adattate ai diversi profili di carico dei loro clienti; quindi contribuiranno alla flessibilità del sistema offrendo contratti di prezzo in tempo reale, contratti di riduzione del carico, ecc.

Questo nuovo modello di mercato risponderebbe in modo coerente ai tre principali obiettivi di accelerazione della transizione energetica, sicurezza dell’approvvigionamento e protezione dei consumatori. L’adozione di questo modello da parte di uno Stato membro consentirebbe di conferire al settore elettrico una reale coerenza economica e istituzionale al contrario dell’attuale disegno basato sull’accumulo di patch. Deve essere creata un’agenzia pubblica indipendente con status commerciale, con funzioni ispirate a quelle della LCCC (Low Carbon Contracts Company) britannica, che raggruppa tutti i contratti CfD firmati con l’ENR e i nuovi produttori nucleari nel Regno Unito e tramite una controllata , i contratti di capacità a termine

Sarebbe legittimo che questo modello diventasse un’opzione da aprire agli Stati membri, in particolare a coloro che scelgono di perseguire una transizione basata su tutte le tecnologie a basse emissioni di carbonio, nucleare e FER. Non è in contrasto con il corpo principale delle regole europee, con scambi a breve termine all’interno dei sistemi che continuano a svolgersi su base competitiva e tra sistemi con mercati altamente integrati.

Questo post è disponibile anche in: FR (FR)


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