Il mercato elettrico

Nel mercato “a prezzo marginale”, che vige in UE, l’energia elettrica viene pagata con il prezzo della fonte più costosa che la produce, ogni quarto d’ora.

I produttori presentano le loro offerte sulla piattaforma del mercato del giorno prima (MGP) e il gestore dei mercato elettrico (GME) le ordina per valore crescente, 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 dei produttori è recuperare i costi di produzione, quelli fissi (interessi, ammortamenti, etc.) quelli variabili (combustibile, manodopera, etc.) e, ovviamente, guadagnarci.

Il secondo obbiettivo è che l’offerta venga accettata.

Siccome i costi fissi permangono, 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, per quel lasso di tempo l’impianto coprirà solo i suoi costi marginali;

3. le offerte presentate durante tutta la giornata,che vengono accettate ma non sono le ultime, vengono pagate al prezzo fissato da quella più cara, cioè l’ultima accettata, consentendo di coprire i costi fissi e il margine di guadagno.

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

Ma 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. Troppa energia rinnovabile installata porta a prezzi negativi (ne sanno qualcosa in Germania) e la remunerazione dei tagli di produzione, imposti da Terna per garantire la sicurezza della rete,prevista da MSD.

Se infatti l’ultima fonte è rinnovabile, il prezzo va a zero e l’impianto non ricava dal mercato. Se ne ha diritto, continua a incassare i vecchi incentivi ma i nuovi contratti a due vie – contratti per differenza – prevedono la sospensione dell’incentivo in caso di prezzi zero prolungati.

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 con turbogas a ciclo aperto, compresi gli eventuali cicli combinati con la caldaia a recupero bypassata, hanno scarso rendimento, costo marginale proporzionale al prezzo del gas e un ridotto numero di ore di funzionamento.

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 fuori dal MGP, come per es. la disponibilità a produrre (capacity market), o quella di essere considerato da Terna un produttore più o meno essenziale in una certa zona, oppure fornendo i servizi ancillari di regolazione secondaria e terziaria di tensione e frequenza.

Esattamente come i BESS, prenotati e pagati solo per una parte della potenza mentre per l’altra sono liberi di fare arbitraggio.

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, sono inclusi nel prezzo offerto,e quindi anche 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, per esempio una turbogas a ciclo aperto, che offriva a 140 €/MWh

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

Il tutto ovviamente se non ci sono manovre illecite, come il cartello dei produttori, possibili in ambedue i sistemi.

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 €.

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.

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 è un costo marginale di 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 al 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.

Cosi decide di non offrire nella fascia 16 – 18. 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.

Può così scommettere di fare il prezzo, perchè sopra ci sono solo turbogas e sotto solo parchi fotovoltaici, offrendo a 100 €/MWh e guadagnare prima che le offerte delle turbogas lo scalzino.

Facile 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. Sono in ballo 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.

Bollette che non addebitano solamente energia e paragonarne il costo a quelle degli altri paesi, senza conoscere questi argomenti, oppure i criteri regolatori degli altri paesi, è pura demagogia.