La riforma del Mercato Elettrico
T. Fanelli, A. Ortis, S. Saglia, F. Testa
Il rapido incremento di impianti da fonti rinnovabili non programmabili ha causato importanti problemi di funzionamento al mercato elettrico:
- si è ridotta la quota di impianti che operano in regime di concorrenza; infatti le fonti rinnovabili nel mercato sono “price takers”;
- l’esito del Mercato del Giorno Prima (MGP) è sempre meno eseguibile; accade sempre più spesso che gli impianti selezionati in base al merito economico non garantiscano un livello sufficiente di riserve; i mercati successivi hanno quindi assunto la funzione impropria di “correggere” l’esito dell’MGP per garantire la sicurezza del sistema;
- si è ridotta la sicurezza del sistema; il fatto che le decisioni sul funzionamento di molti impianti siano assunte sempre più vicino al tempo reale può incidere, in particolari situazioni, anche sul livello di sicurezza;
- esiste una mancanza di equità tra la remunerazione degli impianti termoelettrici e la remunerazione delle fonti non programmabili; l’MGP non distingue e valorizza allo stesso modo l’energia offerta da impianti termoelettrici e quella, più incerta, degli impianti rinnovabili non programmabili che non possono offrire servizi di riserva. Questa iniquità è ciò che genera la richiesta di un “capacity payment” a favore degli impianti termoelettrici motivata dal fatto che è la stessa esistenza di tali impianti a permettere il funzionamento del sistema elettrico.
Un possibile modo per superare tali problemi è una riforma del MGP che preveda:
- l’introduzione di alcuni vincoli nell’algoritmo di soluzione del mercato che riguardino almeno la disponibilità di riserva a salire e a scendere;
- meccanismi che obblighino anche le fonti rinnovabili non programmabili ad offrire sul mercato a prezzi diversi da zero, fermo restando il diritto di priorità di dispacciamento; uno dei meccanismi possibili potrebbe basarsi su un sistema di remunerazione differenziato in funzione della capacità degli impianti di concorrere anche alla disponibilità di riserva; in sostanza le fonti non programmabili verrebbero remunerate in base ad un “marginal price” specifico e quindi diverso da quello degli impianti programmabili.
Nel nuovo MGP gli impianti non programmabili, per essere selezionati, dovrebbero offrire prezzi lievemente inferiori a quelli dei termoelettrici per compensare il costo dei servizi di flessibilità necessari al funzionamento del sistema; quindi la determinazione del maggior valore della produzione termoelettrica sarebbe affidata al mercato e non a provvedimenti amministrativi discrezionali.
Nonostante l’apparente penalizzazione degli impianti rinnovabili non programmabili, il nuovo MGP sarebbe in realtà un mercato che stabilizzerebbe i ricavi degli impianti rinnovabili esistenti e favorirebbe gli investimenti nel settore. Infatti già attualmente le fonti rinnovabili subiscono in misura proporzionalmente superiore gli effetti economici (destinati ad ampliarsi) degli esiti del MGP a prezzo zero o minimo, in quanto tali situazioni si realizzano di norma proprio quando la produzione rinnovabile è massima. Viceversa il nuovo MGP sarebbe un sistema stabile in quanto, al limite, potrebbe funzionare anche solo con produzione da fonti rinnovabili (se fossero disponibili adeguate quantità di servizi di flessibilità); quindi il mercato esprimerebbe corretti segnali di prezzo per tutti i soggetti anche ai fini delle nuove decisioni di investimento.
L’esito economico del nuovo MGP non sarebbe, con tutta probabilità, più oneroso per i consumatori rispetto alla situazione attuale perché consentirebbe di risolvere in modo più competitivo e quindi più efficiente, le problematiche esistenti
Tullio Fanelli, Alessandro Ortis, Stefano Saglia, Federico Testa - Gruppo di esperti Progetto “Idee per lo Sviluppo Sostenibile”