La riforma del Mercato Elettrico

Riforma Mercato Elettrico
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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.

 

 

T. Fanelli, A. Ortis, S. Saglia, F. Testa

 

 

 


Tullio Fanelli, Alessandro Ortis, Stefano Saglia, Federico Testa - Gruppo di esperti Progetto “Idee per lo Sviluppo Sostenibile”