Che cos’è un mercato energy-only (EOM)?

Definizione

Per risalire alla nascita del mercato energy-only (EOM) non occorre andare lontano: a partire dalla liberalizzazione dei mercati dell’energia alla fine degli anni Novanta, in tanti paesi europei si è affermato il mercato energy-only quale design del mercato dell’energia elettrica. Il mercato energy-only e il mercato della capacità si contrappongono sul piano concettuale: un mercato energy-only remunera soltanto l’energia effettivamente prodotta, un mercato della capacità remunera invece anche la disponibilità di capacità produttiva di energia. 
Al fine di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento e la stabilità della rete elettrica, esistono soluzioni diverse per garantire flessibilità al sistemacome ad esempio il Mercato del Bilanciamento (quello che in Italia è il Mercato dei Servizi di Dispacciamento, MSD) che integrano il mercato energy-only. Inoltre esistono spesso altre soluzioni di mercato come ad esempio il Mercato della Capacità.

Quali sono le differenze tra il mercato energy-only e il mercato della capacità?

Un mercato energy-only remunera soltanto l’energia elettrica effettivamente prodotta. Il trading di energia avviene sull’EOM nella Borsa dell’energia o attraverso contrattazione over-the-counter (OTC) sulla base di accordi commerciali bilaterali. In Borsa si possono acquistare e vendere esclusivamente i megawattora (MWh) di energia elettrica prodotti, che dal produttore passano al grossista e finiscono al consumatore finale.

Nel mercato energy-only la capacità, intesa come la sola predisposizione all’impiego della potenza di una centrale, è remunerata invece soltanto indirettamente tramite contratti future, ad esempio nei mercati a Termine (MTE): il contratto prevede la fornitura di una quantità di energia in un entro una determinata scadenza (termine), ne consegue che deve essere predisposta e resa disponibile anche la capacità necessaria per la produzione di energia in questo arco di tempo.

La Francia come esempio di mercato della capacità

Un mercato della capacità esiste dal 1° gennaio 2017 in Francia. Il trading ha luogo con certificati per garanzie di capacità, volti ad attestare in modo vincolante che in un determinato momento un determinato produttore garantisce capacità per la produzione di energia elettrica. Questo non significa necessariamente che il produttore generi poi in realtà l’energia in quel momento; assicura soltanto che in un determinato periodo ha capacità di produrre l’energia pattuita. 
L’introduzione del mercato della capacità è avvenuto in Francia non per considerazioni economiche, quanto a causa degli effetti delle congestioni, per la mancanza di flessibilità della produzione di energia che è prevalentemente da fonti nucleari e fossili: poiché le famiglie francesi si avvalgono perlopiù di un riscaldamento elettrico, in inverno un calo della temperatura di 1 solo °C si traduce in un fabbisogno aggiuntivo di 2400 MW. Periodi di freddo improvvisi e prolungati hanno portato nel 2012, 2017, e anche nel 2018, a seri problemi di approvvigionamento. L’introduzione del regime di gestione della capacità centralizzato durante i mesi estivi ne è stata quindi la conseguenza diretta.

Sicurezza di approvvigionamento sul mercato energy-only

Fino ad alcuni anni fa gli esperti non credevano ancora che il mercato energy-only potesse garantire la sicurezza dell’ approvvigionamento. Criticavano soprattutto che non fosse possibile realizzare un business che garantisse ricavi tali da un assicurare la disponibilità della capacità unicamente dalle attività nei mercati. L’esperienza del mercato energy-only mostra tuttavia che la sicurezza dell’ approvvigionamento è garantita anche in un modello di mercato libero, come ad es. in Germania. 

Per garantire tale approvvigionamento in un EOM ci si serve del mercato di bilanciamento, che funge indirettamente da mercato delle capacità a brevissimo termine per garantire la stabilità di rete. I Gestori della rete di trasmissione (TSO) hanno accesso immediato, all’occorrenza, alle capacità attivabili o disattivabili in grado di stabilizzare velocemente e in modo affidabile la rete. A seconda del modello di mercato viene remunerata in questo caso la capacità predisposta e/o la prestazione effettivamente erogata. 
Al fine di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento a lungo termine nella maggior parte dei mercati energy-only sono previste riserve supplementari. In Germania figurano ad esempio le riserve di rete, di sicurezza e di capacità. Queste riserve, in parte gestite per motivi politici e strategici, si rifanno concettualmente al mercato della capacità e remunerano ad esempio in Germania anche capacità provenienti da centrali temporaneamente chiuse o che sono state dichiarate in riserva fredda, o che si trovano soltanto in fase di predisposizione.

Quali sono i vantaggi del mercato energy-only sul piano dell’economia nazionale?

Il mercato energy-only trasferisce il principio dell’economia di mercato della domanda e dell’offerta al mercato dell’energia elettrica. Questo rende il mercato più efficiente, riduce le capacità in eccesso e incentiva la flessibilità nella produzione di energia; in presenza di oscillazioni nel fabbisogno richiesto la produzione si adegua conseguentemente. 

Un esempio calzante per chiarire il principio: nessun panettiere si fa pagare soltanto per la propria disponibilità a infornare il pane, piuttosto riceve per ogni panino un determinato prezzo di vendita che varia a seconda della legge della domanda e dell’offerta. Per evitare di accumulare pane del giorno precedente, adegua la quantità di pane infornato al numero di clienti atteso e, ovviamente, all’occorrenza e operando con lungimiranza, può sempre rimediare con un’ulteriore infornata. 
Sul mercato della capacità vi è sostanzialmente lo stesso fabbisogno di pane, tuttavia il panettiere è costretto a eseguire la manutenzione di tanti forni aggiuntivi che all’atto pratico non utilizza su base giornaliera. Questo comporta costi di manutenzione elevati, a cui vanno ad aggiungersi capacità eccessive. Queste ultime si presentano talvolta anche nei mercati energy-only, poiché soltanto teoricamente, e mai nella realtà, questi mercati possono muoversi in un contesto di mercato del tutto libero, privo cioè di sovvenzioni distorsive. 
Inoltre: anche se le grandi centrali sono diventate più flessibili e reattive, resta per loro comunque un arduo compito rispondere alle fluttuazioni del fabbisogno reale sul mercato dell’energia con adeguamenti nell’erogazione. A questo proposito va ricordato che le centrali nucleari non ne sono praticamente all’altezza. Se la domanda interna è bassa e/o se sul mercato vi è forte presenza di energia da fonti rinnovabili, si hanno come conseguenze la disattivazione degli impianti, maggiori esportazioni di energia elettrica e prezzi negativi sulla Borsa dell’energia (qualora previsti). Questi fattori possono rendere l’esercizio di impianti piuttosto sostenibili da un punto di vista ambientale come le centrali a gas non più convenienti.

Svantaggi del mercato energy-only: il problema del mancato ricavo

I critici del mercato energy-only ritengono che la sufficiente predisposizione della capacità sia problematica: sostengono che sia difficile trovare investitori per la realizzazione di centrali adatte alla copertura dei picchi di carico, che siano operative soltanto alcune ore l’anno e che riescano ad ammortizzarsi esclusivamente in condizioni di prezzi alti e peak load. Oltretutto, va considerato che nella costruzione di centrali, dall’avvio delle pianificazioni all’operatività effettiva dell’impianto, possono trascorrere svariati anni, periodo in cui l’impianto non guadagna e le condizioni regolamentari e di mercato possono cambiare completamente. 

Gli elevati prezzi dell’energia elettrica costituiscono inoltre un tema politico di scottante attualità: con uno sviluppo dei prezzi del tutto libero sul mercato dell’energia, i prezzi per megawattora delle Borse dell’energia non sarebbero teoricamente soggetti a limiti, in realtà il limite EPEX sul mercato infragiornaliero si attesta a 9.999 per MWh per brevi periodi di tempo. Questi prezzi massimi, anche se fossero applicati soltanto per pochi quarti d’ora l’anno, sarebbero difficilmente difendibili a livello politico e mediatico. Le autorità nazionali intervengono inoltre nello sviluppo dei prezzi con azioni regolatrici: il 5 gennaio 2018 l’agenzia federale tedesca Bundesnetzagentur ha introdotto un limite per i prezzi della potenza di riserva pari a massimo 9.999 Euro per MW.

Decentralizzazione come soluzione al problema del mancato ricavo

L’argomentazione relativa al problema del mancato ricavo è comprensibile soprattutto se inquadrata dalla prospettiva del vecchio mercato dell’energia elettrica: per garantire le capacità sufficienti per far fronte ai carichi di punta il vecchio modello di mercato dell’energia punta su grandi centrali caratterizzate da lunghi tempi di realizzazione e che necessitano ovviamente di investimenti altrettanto consistenti e a lungo termine. 

Al contrario è molto più semplice e veloce realizzare investimenti in impianti di generazione distribuita per la predisposizione di capacità garantite da molti piccoli impianti. Un impianto di cogenerazione o di accumulo ad esempio può essere progettato e realizzato nel giro di poche settimane potendo mettere a disposizione celermente capacità e risorse per la fornitura di riserva di potenza. In questo modo si potrebbero compensare gli smantellamenti pattuiti delle centrali energetiche convenzionali senza perdite nella sicurezza dell’approvvigionamento in tempi e con costi sostenibili.

Formazione dei prezzi e sicurezza dell’approvvigionamento nel mercato energy-only

Nel mercato della capacità garantire la sicurezza dell’approvvigionamento è semplice: è sufficiente costruire più centrali elettriche. La struttura del mercato stesso garantisce che la capacità addizionale sarà accettata. A differenza del mercato energy-only non è l’offerta ad influenzare maggiormente il mercato, quanto la domanda. È interessante in particolare per i proprietari di grandi centrali, poiché anche le centrali in modalità stand-by e che vengono messe in funzione soltanto in caso di effettivo bisogno hanno comunque significativi costi fissi. Se comparate ai prezzi di mercato del peak load vengono spese somme più ingenti e diversificate per centrali fossili la cui energia elettrica non è effettivamente richiesta dal mercato. I costi a medio e lungo termine da un punto di vista ambientale, economico e climatico di centrali, come ad es. per le centrali nucleari, non rientrano nel prezzo. 

Se si rivolge lo sguardo allo scenario europeo si evince che un inquadramento meramente nazionale del problema della sicurezza dell’approvvigionamento non riesce a mostrare le vere opportunità offerte dal mercato dell’energia europeo. Questo perché nei paesi europei le risorse energetiche rinnovabili sono distribuite in modo eterogeneo e potrebbero compensarsi l’un l’altra: l’energia idroelettrica norvegese, l’energia solare prodotta in Spagna e in Italia, le centrali maremotrici in Olanda e il biogas e l’energia eolica in Germania contribuirebbero se interconnesse alla stabilità della rete energetica europea. 
 Questo presuppone tuttavia notevoli ampliamenti della rete d’interconnessione europea per abbattere gli ostacoli commerciali, ad esempio attraverso massicce estensioni delle capacità dei punti di confine. Nella decisione relativa alla separazione della zona di mercato austro-tedesca dal 1° ottobre 2018, varata nel 2017, si affermava che tali punti di interconnessione non sono attualmente sufficienti. La connessione sempre più stretta dei flussi di energia fisici in Europa porta a un problema paradossale: proprio perché sempre più energia elettrica non supera i confini nazionali, il mercato dell’energia europeo continua a disgregarsi in assenza di un progetto europeo di respiro olistico.

Efficienza di mercato e merit-order

Sul mercato energy-only garantire la sicurezza dell’approvvigionamento è complesso, ma anche sensibilmente più efficiente: la domanda e l’offerta regolano in questo contesto il prezzo sulla Borsa dell’energia, con esso l’intervento di produttori di energia e, sempre di più, anche di consumatori di energia. 

Se si manifestano sul mercato congestioni o oscillazioni di carico superiori al normale valore, il prezzo dell’energia sulla Borsa sale. Con l’obiettivo di compensare tali strettoie nell’approvvigionamento, vengono messe in funzione progressivamente le centrali energetiche, in funzione dei loro costi limite secondo il principio merit-order. Le centrali di carico di punta, quali impianti di accumulo, a gas e a petrolio, vengono invece messe in rete per ultimo e vendono a prezzi elevatissimi i megawattora di corrente richiesti d’urgenza.

Effetti del design del mercato sulle innovazioni nel mercato elettrico

Se un operatore di una centrale in un mercato della capacità saturo è sicuro di poter vendere a lungo termine la propria capacità di produzione a condizioni garantite, sentirà una necessità minore di innovazione, poiché i suoi ricavi avranno luogo anche in assenza di ulteriori iniziative: eventuali oscillazioni sono coperti dalla produzione in eccesso, le grandi centrali possono produrre a prescindere dal reale consumo di energia in quanto è la disponibilità di capacità produttiva ad essere remunerata, e dunque non solo la corrente prodotta. La conseguenza è un sistema che ricorda l’economia pianificata, gestito a livello centrale con costi economici ed ecologici elevati e un bisogno ridotto di innovazioni. 

Il mercato energy-only con i suoi meccanismi collegati è, per contro, in grado di ricompensare direttamente l’innovazione e l’aumento del grado di efficienza degli operatori di mercato: chi riesce a erogare energia più velocemente potrà pretendere un maggiore compenso e chi adegua con flessibilità la propria produzione di energia elettrica all’andamento dei prezzi in Borsa potrà raggiungere un prezzo più alto per megawatt sulla Borsa dell’energia.
Che questo concetto di mercato convince anche i rappresentanti dell’economia dell’energia fossile è dimostrato ad esempio dagli sforzi profusi dagli operatori delle centrali a carbone di adeguare i loro impianti più velocemente all’andamento del prezzo dell’energia: investendo massicciamente a livello tecnico e finanziario vengono installati perfino nelle centrali a lignite di grandi dimensioni dispositivi in grado di aumentare o diminuire celermente il carico delle turbine.

Prospettive: la liberalizzazione mondiale dei mercati dell’energia avanza

Sicurezza dell’approvvigionamento, redditività, ecosostenibilità: questi tre requisiti di uguale importanza costituiscono i pilastri di un approvvigionamento energetico moderno e sostenibile. Il mercato energy-only, basato su questi tre principi, si è sviluppato a livello europeo diventando stabile, di certo non senza complicazioni tra impianti a fonti rinnovabili e tradizionali. 

Lo sviluppo tendenziale in Germania e in Europa indica che molti mercati dell’energia elettrica si stanno sviluppando in direzione di un mercato energy-only, favorito anche dal desiderio tutt’oggi presente di un’ampia integrazione dei mercati europei dell’energia. Oggi come allora sussistono però anche sforzi atti a introdurre meccanismi di capacità che si spingano oltre la mera messa a disposizione di risorse per la fornitura di servizi di riserva di potenza. 
Gli elementi dal mercato energy-only comele Borse dell’energia, la possibilità del libero trading e l’abbattimento di limitazioni all’accesso alla rete e al mercato sono stati tuttavia introdotti anche in Stati che si oppongono con scetticismo a un puro mercato energy-only. 
Che un mercato dell’energia orientato all’economia di mercato e rispettoso del clima non eserciti un influsso negativo sulla sicurezza dell’approvvigionamento è dimostrato anche dal confronto europeo degli indici SAIDI rispetto al tasso di produzione di energia da fonti rinnovabili. Paesi con mercati della capacità come la Francia non si trovano in alcun modo in posizione più vantaggiosa e anche la percentuale di corrente da fonti rinnovabili non si ripercuote in assoluto negativamente sulla sicurezza dell’approvvigionamento.