Controllare o riformare?

Nel mercato “a prezzo marginale” i produttori di energia elettrica vengono remunerati con il prezzo della fonte più costosa che entra nel paniere delle offerte accettate nel mercato del giorno prima – MGP – per fasce quartorarie.

I produttori presentano le loro offerte al (MGP) , il GME (Gestore Mercati Elettrici) le ordina per valore crescente e valida il prezzo d’incrocio tra domanda e offerta e l’ultima fonte ad essere accettata determina il prezzo per tutte le altre.

L’ obiettivo primario è recuperare i costi di produzione, quelli fissi (interessi, ammortamenti, etc.), quelli variabili (combustibile, manodopera, etc.), e, ovviamente, guadagnarci.

Trattandosi di aste quartorarie i produttori possono anche decidere di non guadagnare per qualche ora del giorno per guadagnare di più in altre.

Il secondo obbiettivo è che l’offerta venga accettata.

Siccome i costi fissi ci sono sempre, che l’offerta venga accettata o meno, la strategia si fa sul costo marginale e quindi:

1. se l’offerta non viene accettata, i costi fissi non vengono recuperati ma si risparmiano i costi marginali perché non si produce;

2. se l’offerta viene accettata per ultima e fa il prezzo, in quel periodo l’impianto copre solo i suoi costi marginali. Recupererà i costi fissi e genererà profitto in tutte le altre ore della giornata in cui il prezzo di mercato viene fissato da impianti più costosi (ad es. i turbogas);

3. se l’offerta viene accettata, ma non è l’ultima, il fatto che venga retribuita al prezzo dell’ultima offerta accettata consente di incamerare un margine a copertura dei fissi e un guadagno.

Come si comportano quindi i produttori?

I produttori di energia rinnovabile hanno un costo marginale nullo – essendo sole e vento gratuiti – per cui possono fare offerte a prezzi molto bassi e guadagnare molto quando sono le altre fonti a fare il prezzo.

Per contro, se l’ultima fonte che soddisfa la domanda è rinnovabile, il prezzo rischia di andare a zero per tutti e nessuno guadagna con eccezione delle rinnovabili, che comunque incassano gli incentivi.

Quindi più installiamo rinnovabile e più la capacità dell’energia rinnovabile di “catturare valore” dal mercato cala.

Altre storture sono i prezzi negativi e la remunerazione derivante dai tagli di produzione, imposti da Terna per garantire la sicurezza della rete.

Se l’ultima fonte è rinnovabile, il prezzo crolla a zero. In quel momento, l’impianto non ha ricavi da mercato. Se ha diritto ai vecchi incentivi continua a incassare, ma i moderni contratti a due vie (CfD) prevedono la sospensione del supporto in caso di prezzi zero prolungati. Inoltre, l’Italia ha superato il vincolo del prezzo a zero, recependo la normativa europea che consente i prezzi negativi anche sul mercato nazionale.

I tagli alla produzione imposti da Terna per la sicurezza della rete rappresentano un rischio (rischio di curtailment) che grava pesantemente sui business plan dei produttori, poiché l’energia non immessa non viene normalmente remunerata su MGP. Solo gli impianti abilitati a partecipare al Mercato dei Servizi (MSD) ricevono un compenso per modificare il loro profilo di produzione su ordine del gestore.

I produttori di energia idroelettrica, nucleare, termica con carbone e termica con gas a ciclo combinato hanno costi marginali e costi fissi, che aumentano in funzione delle diverse tecnologia.

Le centrali a gas a ciclo aperto, e quindi anche i cicli combinati con la caldaia a recupero non funzionante, hanno praticamente solo costi marginali, determinati per il 90% dal prezzo del gas.

Fanno sì il prezzo per poche ore della giornata, ma proprio perché hanno solo costi marginali non potranno mai perdere.

La strategia più razionale sembrerebbe quella di fare un’offerta pari al proprio costo marginale ma, allora, come guadagna un impianto che ha solo costo marginale se è sempre l’ultimo ad entrare?

Guadagna, e non poco, fornendo servizi di altro tipo, che vengono remunerati a parte, come per es. la disponibilità a produrre (capacity market), o quella di essere considerato da Terna un produttore più o meno essenziale, oppure fornendo i servizi ancillari (regolazione secondaria e terziaria di tensione e frequenza).

Esattamente come i BESS che sono prenotati e pagati da Terna solo per una parte della potenza mentre per l’altra sono liberi di fare quello che vogliono.

Quindi le bollette non addebitano solamente energia e paragonarle a quelle degli altri paesi, senza conoscere questi argomenti, oppure i criteri regolatori degli altri paesi, è pura demagogia.

Un’alternativa al sistema “a prezzo marginale” potrebbe essere il “pay as bid”, dove ogni fonte viene retribuita in base al prezzo offerto; la strategia cambia perché sia i costi fissi, che il margine di guadagno, devono venire inclusi nel prezzo offerto,e quindi i numeri cambiano.

Supponiamo, per esempio, di operare una centrale nucleare, non ancora ammortizzata, che ha un costo di produzione di 100 €/MWh, di cui 40 € di costi marginali e 60 € di costi fissi.

Con il sistema “a prezzo marginale” avremmo offerto a 40 mentre con il pay-as-bid a 120 €, perché miriamo anche a 20 di utile.

Una centrale a gas a ciclo combinato, situata nella stessa area, ha lo stesso costo di produzione di 100 €/MWh, dove però 80 sono i costi marginali – che corrispondono all’offerta in borsa nel system marginal price – 20 i costi fissi e lo stesso obbiettivo di fare 20 € di utile.

In un sistema “a prezzo marginale”, quando la centrale a ciclo combinato fa il prezzo, entrambe vengono retribuite 80 €/MWh.

In un sistema a “pay-as-bid” entrambe vengono retribuite a 120 €/MWh, visto che le due offerte sono comunque inferiori a quella successiva, una turbogas a ciclo aperto, che offriva a 140 €/MWh

I produttori di energia rinnovabile – che già ricevono gli incentivi fuori da questo mercato – faranno offerte attorno ai 40-60 € e incasseranno la differenza.

In questo modo sono quelli che perdono l’asta a guadagnare, e tanto!g

Il tutto ovviamente se non ci sono porcate, visto che nessuno dei due sistemi ne è immune, come per es. il cartello dei produttori.

Tornando all’esempio sopra, prendiamo una fascia oraria in cui le rinnovabili non producono.

Il ciclo combinato si mette d’accordo con la centrale a turbogas – in realtà non ha nessuna necessità di farlo perché può essere lo stesso ciclo combinato che opera senza la caldaia a recupero – il ciclo combinato, offre a 150 €/MWh, invece che 120 e il turbogas offre a 149.

Il ciclo combinato resta fuori e perde 20 € di costi fissi, il turbogas però ne guadagna 9 € in più.

il giorno dopo viene reso il favore: il turbogas fa l’offerta a 150 €/MWh e il ciclo combinato a 149: turbogas resta fuori, ma non perde nulla perché non ha costi fissi, il ciclo combinato guadagna 49 invece dei soliti 20, recuperando i 20 € persi il giorno prima e ottenendo un margine ulteriore di 9 €.

E i due produttori hanno intascato 9 € in più a spese dei consumatori.

Sono pratiche illegali? Senza entrare nel merito sono comunque molto difficili da dimostrare e il regolatore latita.

Il sistema a prezzo marginale sembrerebbe tutelare maggiormente il consumatore, poiché il prezzo lo fa un solo produttore e quindi non ci sarebbe alcun bisogno di accordarsi, ma favorisce platealmente i produttori flessibili intermedi.

Passiamo ad un impianto idroelettrico con il sistema di pompaggio con costi marginali pari a 40 €/MWh.

Nelle ore centrali di una giornata soleggiata, quando le rinnovabili soddisfano pressoché tutta la domanda, il prezzo è prossimo allo zero e quindi l’impianto pompa “gratuitamente” acqua verso il bacino superiore.

Quando nel pomeriggio il sole comincia a scendere e la produzione rinnovabile cala – ma non è ancora a zero – sa che la sua offerta verrebbe accettata e che, con ogni probabilità, sarebbe quella che stabilisce il prezzo per tutti.

Ma sa anche che, dopo un paio d’ore, quando il sole sarà definitivamente tramontato, che il prezzo lo farà chi brucia gas e costi marginali a 140 €/MWh.

Siccome la quantità d’acqua impiegata ogni giorno è fissa, quella ricaricata coi pompaggi, decide di non offrire nella fascia 16 -18

Fascia nella quale il prezzo sarà determinato dai cicli combinati, che supponiamo avere costi marginali di 80 €/MWh; dopo le 18 offre a 40 €/MWh e incassa 140 €/MWh grazie al gas.

Nella peggiore delle ipotesi, se anche l’ingresso in basso dell’impianto idroelettrico dovesse scalzare le turbogas,a fare il prezzo saranno comunque i cicli combinati e avrà comunque guadagnato.

Inoltre sempre se è sicuro di essere lui a fare il prezzo, perchè sopra ci sono solo turbogas e sotto solo parchi fotovoltaici, può tranquillamente offrire a 100 €/MWh e guadagnare prima che le offerte delle turbogas lo scalzino.

E questo può succedere più facilmente se è l’unico produttore idroelettrico in una determinata zona.

Sul trattenimento di capacità, cioè proprio su questo “giochetto” sta indagando da un paio d’anni Arera senza peraltro venirne a capo.

L’unica cosa certa è che si tratta di decine di miliardi di euro, come ha più volte confermato l’ex presidente Besseghini prima di andarsene, che sarebbero stati artatamente caricati sulle bollette dei consumatori.