Energia elettrica: è l’ora dei prezzi negativi

L’Italia dovrà introdurre la possibilità di prezzi elettrici negativi. È un’opportunità. E non solo per l’integrazione del nostro mercato con quello di altri paesi europei, ma anche per valorizzare il ruolo della borsa elettrica.

VERSO UN MERCATO EUROPEO DELL’ENERGIA

Le direttive europee sull’apertura dei mercati energetici sono finalizzate non solo a incoraggiare la concorrenza nei mercati nazionali, ma anche a favorire l’integrazione tra i mercati europei. L’allargamento della dimensione fisica dei mercati – e, in prospettiva, la creazione del “mercato interno” per l’energia elettrica – può infatti produrre benefici importanti in termini di prezzo, di maggiore efficienza nell’utilizzo degli impianti esistenti e di riduzione degli impatti ambientali. Per raggiungere l’obiettivo la Commissione Europea ha promosso iniziative diverse: tra le altre, oltre l’introduzione di regole armonizzate per la disciplina dei mercati nazionali e la realizzazione di investimenti infrastrutturali cross border, il cosiddetto market coupling. Si tratta di “un meccanismo di integrazione dei mercati che, nel determinare il valore dell’energia elettrica nelle diverse zone europee di mercato coinvolte, contestualmente alloca la capacità di trasporto disponibile tra dette zone, ottimizzandone l’utilizzo”.
Attraverso l’adozione di regolamenti comuni per il funzionamento delle rispettive borse elettriche, in particolare in relazione ai mercati del giorno prima, 17 paesi europei hanno già raggiunto il market coupling. Entro la fine del 2014 anche l’Italia (che dal 2011 opera in accoppiamento sulla frontiera slovena) dovrà unirsi a questi paesi adeguando le proprie regole di mercato. L’esperienza con la Slovenia ha finora prodotto risultati positivi e fa presagire che la futura integrazione del mercato italiano con quelli dei maggiori paesi europei può potenzialmente portare a risultati altrettanto positivi e di più vasta portata. Affinché ciò diventi realtà, è tuttavia necessario che il nostro paese adotti una serie di riforme. I cambiamenti necessari a tal fine sono riassunti efficacemente in un recente documento di consultazione dell’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico. Tra di essi, la possibilità per i prezzi di assumere valori negativi, peraltro già annunciata dal Ministro dello Sviluppo economico, Federica Guidi, nell’ambito del “pacchetto taglia-bollette”.

TEORIA E PRATICA DEI PREZZI NEGATIVI

L’idea che un prodotto disponibile sul mercato possa avere un prezzo negativo – ossia che il venditore sia disposto a pagare il consumatore perché ne faccia uso – è controintuitiva. In effetti, fino a pochi anni fa era un’opzione puramente teorica anche nel mercato elettrico. Tuttavia, alcune caratteristiche intrinseche dell’energia elettrica – in particolare il fatto che essa non possa essere stoccata economicamente – e alcuni recenti sviluppi della struttura di mercato e del parco di generazione – come per esempio la massiva e rapida penetrazione di fonti rinnovabili intermittenti dovuta, in molti paesi, all’elargizione di generosi sussidi – hanno radicalmente cambiato il panorama, rendendola una realtà concreta. Prezzi negativi dell’energia elettrica sono già possibili in tutti i paesi le cui borse elettriche sono parte di Epex (ossia Francia, Germania, Austria e Svizzera) e in Belgio e Paesi Bassi. Per esempio, in Germania, i prezzi sono scesi al di sotto dello zero per ben 48 ore nel 2013, mentre in Francia, nel week end del 15-16 giugno 2013, hanno raggiunto il picco di -200 euro / MWh. In Texas occidentale, nel primo semestre 2008 i prezzi negativi sono occorsi in un terzo delle ore.
Da cosa dipende questo fenomeno? Generalmente, devono presentarsi due condizioni simultanee: bassa domanda ed eccesso di offerta, dovuta a un parco di generazione poco flessibile. Per esempio, questo si verifica nelle giornate in cui i consumi sono ridotti (come nei fine settimana o durante le festività) e in presenza di numerosi impianti la cui produzione è dettata da fattori esogeni (come le centrali eoliche o fotovoltaiche che non sono programmabili) oppure è scarsamente modulabile o ha tempi e costi di spegnimento elevati (per esempio il nucleare).
Per i produttori da fonti rinnovabili, è conveniente offrire la propria produzione a un valore negativo per un’entità massima – in valore assoluto – pari alla differenza tra il sussidio ricevuto e i costi operativi. Per le tecnologie “rigide”, come nucleare o carbone, il prezzo negativo è invece accettabile quando ci si attende di dover riportare l’impianto in produzione entro un periodo di tempo limitato, per cui non è conveniente scendere al di sotto del minimo tecnico per poi riaccenderlo.
Introdurre i prezzi negativi nel disegno e funzionamento di un mercato elettrico è importante non solo ai fini dell’integrazione dei mercati europei ma anche per la loro vasta portata informativa: per esempio, una loro forte prevalenza può indicare l’esigenza di investire in impianti più flessibili, oppure di realizzare infrastrutture di rete tali da rimuovere le congestioni esistenti che determinano un eccesso di produzione in alcune zone e in alcune fasce orarie (come è accaduto in Texas). A ben vedere, in un momento in cui diversi paesi europei – tra cui l’Italia – stanno introducendo mercati della capacità per favorire lo sviluppo di un parco di generazione coerente con le esigenze di flessibilità, i prezzi negativi dell’energia potrebbero sortire il medesimo effetto “segnaletico” rispetto all’esigenza di effettuare specifici investimenti, per esempio, per garantire la disponibilità di capacità flessibile e l’adeguatezza del sistema nel lungo termine. In assenza di adeguamenti infrastrutturali o di “flessibilizzazione” del parco di generazione, infatti, prezzi negativi alti in valore assoluto e persistenti nel tempo potrebbero tagliare significativamente i margini dei generatori, sia convenzionali sia rinnovabili. Rispetto agli schemi di supporto della capacità, i prezzi negativi trasmetterebbero lo stesso segnale in modo maggiormente market friendly e a costi quindi meno elevati per i consumatori, oltre tutto implicando un minore esercizio dell’arbitrio da parte dei decisori politici e dei regolatori.
Dal lato della domanda, i prezzi negativi implicano un forte incentivo a distribuire i propri prelievi in modo differente nel tempo, appiattendo la differenza peak/off peak e contribuendo a mitigare le situazioni estreme. I prezzi negativi, insomma, introducono un incentivo per i consumatori a cogliere l’opportunità di essere pagati anziché pagare per l’energia elettrica.

LA SITUAZIONE IN ITALIA

In Italia, i prezzi dell’energia elettrica non possono assumere oggi valori negativi. L’algoritmo utilizzato dal Gestore dei Mercati Energetici per la determinazione dei prezzi di equilibrio nelle diverse sessioni di acquisto e vendita dell’energia elettrica si caratterizza per la presenza di un floor pari a zero per la valorizzazione delle offerte presentate. Tuttavia, il sempre più frequente verificarsi di ore a prezzi nulli – in Sicilia e in Sardegna essi hanno interessato nel 2012, rispettivamente, 81 e 87 ore – lascia intendere che almeno in alcune di queste ore i prezzi dell’energia elettrica sarebbero potuti scendere al di sotto dello zero. Inoltre la disposizione recentemente introdotta con riferimento al mercato elettrico della zona Sicilia, che richiede di qualificare tutti gli impianti convenzionali di potenza superiore a 50 MW come essenziali fino all’entrata in esercizio del cavo Rizziconi-Sorgente, potrebbe portare a un accentuarsi di questo fenomeno.
Introdurre prezzi negativi nel disegno del mercato del giorno prima italiano, risponderebbe dunque ad almeno tre esigenze, oltre quella formale di adeguarsi al market coupling europeo. In primo luogo, i prezzi negativi veicolano un’informazione: suggeriscono quali investimenti debbano essere effettuati e dove, sia in relazione al parco di generazione sia in relazione alle infrastrutture di trasmissione, e spingono la domanda a rispondere in modo più attivo ai segnali di prezzo in tempo reale.
In secondo luogo, i prezzi negativi costringono i produttori sussidiati, come quelli da fonti rinnovabili, a restituire alla società almeno una parte dell’incentivo ricevuto, quando gli effetti della loro produzione sulla struttura di mercato siano macroscopici. È vero in particolare nei paesi (tra cui l’Italia) in cui le rinnovabili sono incentivate attraverso certificati verdi o meccanismi del tipo feed-in-premium per i quali il generatore prende sia l’incentivo sia il valore di mercato dell’energia prodotta, e dunque è parzialmente esposto al rischio-prezzo. Ciò è poi specialmente importante se si tiene conto che i produttori rinnovabili sono generalmente sottratti a ogni segnale di mercato, in quanto – in virtù degli obblighi di ritiro – non sono soggetti a rischio-volume e – in virtù della dimensione relativa dell’incentivo rispetto al valore dell’energia – sono pure poco esposti al rischio-prezzo.
Da ultimo, i prezzi negativi fanno emergere tutta la portata distorsiva della priorità di dispacciamento, di cui le fonti rinnovabili godono, e che finora non era stata apprezzata pienamente in quanto la maggior parte delle centrali – specialmente eoliche e solari – hanno costi marginali nulli e dunque entrano a sinistra nella curva di merito economico. Ammettendo la possibilità per alcuni impianti convenzionali di offrire a valori significativamente inferiori allo zero, la priorità di dispacciamento acquisirebbe un significato totalmente diverso. Vale la pena evidenziare che Ercot ha meno problemi di bilanciamento rispetto a Terna – pur in presenza di una vasta capacità eolica e fotovoltaica – poiché l’assenza di priorità di dispacciamento introduce una disciplina implicita sugli operatori rinnovabili, che – sotto certi livelli di prezzo – sono incentivati a disconnettersi spontaneamente dalla rete. In questo senso sarebbe opportuno aprire una riflessione sull’attualità della priorità di dispacciamento in un mercato elettrico in fase di forte evoluzione e nel quale, come riconosce la stessa Commissione europea, l’integrazione delle rinnovabili è un risultato ancora lontano.

CONCLUSIONE

L’Italia è obbligata, nell’ambito del processo di adesione al market coupling europeo, a introdurre la possibilità per i prezzi elettrici di assumere valori negativi. Si tratta di un’opportunità importante non solo ai fini della buona riuscita dell’integrazione del mercato italiano con quello di altri paesi europei, ma anche per valorizzare il ruolo della borsa elettrica come strumento di “price discovery” e di guida agli investimenti sia infrastrutturali sia relativi al parco di generazione. Infine, i prezzi negativi potrebbero avere una funzione rilevante nel favorire un ruolo più attivo della domanda e una re-distribuzione più equa del valore degli incentivi alle tecnologie rinnovabili, consentendo anche al consumatore di appropriarsi di parte del beneficio conseguente.

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