Il mercato elettrico

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

I produttori o gli operatori, qualificati da Terna e dal GME, presentano le loro offerte, per ogni quarto d’ora del giorno successivo, sulla piattaforma del mercato del giorno prima (MGP) e il gestore del mercato elettrico (GME) le ordina per valore crescente (tenendo conto dei limiti di transito infrazonali e con l’estero) e valida il prezzo d’incrocio tra domanda e offerta, quantità e prezzo.

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 ma, come diceva De Coubertin, anche qui l’importante è partecipare.

I costi fissi restano tali per cui, 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, il produttore coprirà i costi marginali e forse il guadagno;

L’ultima offerta accettata, in termini di prezzo, valorizza tutte le offerte accettate e posizionate “prima” in termini di ordinamento crescente.

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

Se l’ultima fonte è rinnovabile, il prezzo va a zero per tutti, come sta succedendo in questi giorni al sud.

Nelle giornate particolarmente ventose, in nord Europa, il prezzo diventa molto in negativo. mentre in Italia, dove c’è molto meno vento ma più sole, non si vedono per ora prezzi negativi.

Se il prezzo è zero la rinnovabile prende zero ma, se ne ancora diritto, incassa i sontuosi incentivi dei vecchi conti energia. Il funzionamento dei nuovi contratti “per differenza” è in fase di rodaggio.

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 tecnologie indicate.

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

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

Guadagna fornendo servizi di altro tipo, remunerati a parte, come la disponibilità a produrre, di essere più o meno “essenziale o interrompibile” in una certa zona o fornendo servizi ancillari di regolazione di tensione e frequenza.

Come per i BESS – i sistemi di stoccaggio a batteria – che vengono prenotati e pagati da Terna solo per una parte della loro capacità mentre per l’altra sono liberi di fare quello che vogliono.

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

Il sistema “pay as bid” funziona già per il Mercato del Bilanciamento – MB – con il quale Terna evita i blackout e per quello di Dispacciamento (MSD) con il quale sempre Terna regola l’immissione e il prelievo di energia elettrica, “chiamando” le centrali secondo criteri non sempre trasparenti.

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? No, è mercato e 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 sta indagando da un paio d’anni Arera senza peraltro venirne a capo. Sono “paletti”, vincoli o regole che vengono messi sempre dopo. Ballano decine di miliardi di euro, come ha confermato l’ex presidente Besseghini prima di andarsene, tanto per fare un po di casino, caricati in bolletta.

Paragonare il costo dell’energia a quello degli altri paesi, senza conoscerne i criteri regolatori è pura demagogia.

Se poi, società private, ma controllate dallo Stato, producono, trasportano, distribuiscono e vendono energia elettrica quanto sopra è noia.