La generazione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili (FER) è diventata estremamente importante per ridurre le emissioni di gas serra e combattere il cambiamento climatico. Ma la natura imprevedibile ed intermittente di solare fotovoltaico ed eolico ha evidenziato l’importanza e la complessità delle attività di bilanciamento tra domanda ed offerta.

Il mercato di dispacciamento è strutturalmente dominato da tecnologie convenzionali quali termoelettrico, idrico e pompaggio, poiché dotate della necessaria flessibilità per l’immediato bilanciamento tra domanda ed offerta. Le unità che garantiscono tali servizi possono contare su una minore concorrenza rispetto a quella che invece hanno nel Mercato del Giorno Prima (MGP), dove hanno perso quote di mercato per via delle FER.

In Germania, essendo triplicata la capacità eolica dal 2008, si è osservato una riduzione delle riserve di bilanciamento del 15% e dei costi del 50%. E questo porterebbe a pensare che un aumento di generazione da FER indurrebbe una riduzione dei costi per il sistema.

In Italia, dal 2010 in poi, abbiamo assistito ad un cambio radicale nel parco di generazione: le fonti convenzionali (gas, carbone e petrolio) hanno perso il 20% tra il 2010 ed il 2015, mentre le FER hanno coperto circa il 43% degli acquisti alla fine del 2014. Questo ha avuto delle conseguenze non solo per l’MGP (per effetto del merit order1), ma anche nel mercato di dispacciamento (organizzato in una sessione ex-ante MSD e in una di bilanciamento-MB) dove sono ammesse solo unità abilitate.

In aggiunta, si deve ricordare che il convenzionale termoelettrico ha subito una contrazione della quota di mercato passando dall’80% nel 2012 al 48% nel 2015. Inoltre, è aumentata la percentuale di ore in cui gli impianti a carbone sono stati marginali (dal 7% nel 2013 all’11% nel 2014), a discapito di quelli a ciclo combinato (CCGT).

Per quantificare i costi di bilanciamento (su MSD ed MB), sono state considerate solo le componenti “energia” e “approvviggionamento dei servizi”. L’analisi dei prezzi orari del giorno prima nella zona Nord mostra come gas e petrolio abbiamo perso quote di mercato su MGP, soprattutto nelle ore di rampa2 (ora 9 e ora 21). Pertanto, si sono studiate anche le dinamiche dei prezzi e delle quantità su MSD ed MB per monitorare eventuali cambiamenti nelle strategie di bidding degli operatori.

Come ci si attendeva, la media dei prezzi medi osservati tra il 2006 ed il 2008 è diminuita rispetto alla media dei prezzi medi osservata tra il 2013 ed il 2015 per gli acquisti degli operatori da Terna in entrambe le sessioni di mercato; con sostanziali differenze tra l’MSD (con riduzioni fino a 23€/MWh alle ore 13) e l’MB. Dinamiche opposte si osservano per le vendite degli operatori a Terna, caratterizzate da un trend decrescente per i prezzi medi in MSD ma crescente in MB, con riduzioni medie di 21 €/MWh in MSD e aumenti medi fino a 34 €/MWh in MB.

Quando si studiano i prezzi massimi (unitari e non medi), si osserva che questi sono diminuiti per gli acquisti in entrambe le sessioni di mercato (con riduzioni maggiori osservate per i termoelettrici, ad esempio pari a 109€/MWh in MSD e 2.004 €/MWh in MB alle ore 11); mentre i prezzi massimi per le vendite sono aumentati drasticamente in MB specialmente per gli impianti idrici e termoelettrici.

L’analisi delle ore 3,9,11,13,19,21, induce a pensare che vi sia in atto una sorta di coordinamento e complementarietà tra le strategie di bidding di queste due tecnologie: per l’idrico si registra, infatti, un aumento sostanziale dei prezzi massimi alle ore 11, 19 e 21 (con incrementi medi tra il 2006-2008 ed il 2013-2015 di 1.422, 1.689 e 1.922 €/MWh), mentre il prezzo massimo per il termoelettrico si registra alle ore 13 (con un incremento di 1.717 €/MWh).

Una dettagliata analisi emprica mostra un forte e generale incremento dei prezzi di vendita nei due campioni di anni studiati, cioè dal 2006-2008 al 2013-2015, in corrispondenza dell’aumento di FER. Queste, da un lato richiedono più accurate attività di bilanciamento, dall’altro inducono gli impianti convenzionali ad esplorare altre opportunità di mercato per recuperare i margini di profitto persi su MGP (quindi aumentando i prezzi di vendita nelle sessioni del dispacciamento, MSD ed MB, strutturalmente meno competitive).

Si è proceduto anche all’analisi delle quantità di bilanciamento per ora, tecnologia, anno e scopo del mercato (cioè acquisti/vendite da/a Terna). Le quantità totali di vendita a Terna, calcolate come somma delle quantità accettate (e non revocate) su MSD ed MB, si sono complessivamente ridotte. Nello specifico, queste sono aumentate in MSD ma diminuite in MB per tutte le ore di picco; mentre sono diminuite in entrambe le sessioni alle ore 3 e 21. Quindi, l’aumento delle FER non ha implicato aumenti nelle quantità di bilanciamento (in linea con quanto osservato in Germania), ma si sono osservati aumenti nei costi per effetto di comportamenti strategici sui prezzi.

Sempre nella zona Nord, si osserva come i costi medi sostenuti da Terna siano aumentati nel secondo campione 2013-2015 alle ore 9 e 11, con costi massimi osservati alle ore 13 (pari a 26,5 Mln euro). Questo accade anche alle ore 3, quando domanda e generazione da FER sono basse e, contemporaneamente, quando il pompaggio ed il termoelettrico implementano una strategia di prezzo massimo (con incrementi tra i due campioni che vanno da 19 a 67 €/MWh per il pompaggio e da 148 a 884 €/MWh per il termoelettrico). Questo induce a ritenere che il termoelettrico stia recuperando il guadagno perso su MGP, specialmente nelle ore di fuoripicco quando ha una bassa concorrenza da idrico e pompaggio. Si deve, tuttavia, evidenziare come costi ridotti si osservino alle ore 19 (quando la domanda è ancora alta e la generazione da FER è bassa) e alla rampa delle ore 21 (quando domanda e FER sono entrambe basse) poiché il termico risente della concorrenza (competizione in quantità) da parte di idrico e pompaggio.

Infine, è interessante notare come vi sia stato un notevole incremento dei costi dal 2014 al 2015, specialmente alle ore 19 e 21 quando la generazione da solare fotovoltaico diminuisce e il termoelettrico diventa necessario al bilanciamento tra domanda ed offerta; mostrando come gli aumenti nei prezzi di bilanciamento siano una conseguenza di comportamento strategico nelle ore in cui si esercita il più alto potere di mercato. Questo trend crescente dei costi tra il 2014 e il 2015 potrebbe indurre a pensare che gli operatori abbiano iniziato ad imparare e modificare le loro strategie mettendo in atto dei comportamenti speculativi.

Tuttavia, è bene ricordare che questa analisi si è occupata principalmente di prezzi e quantità osservate su MSD ed MB, senza considerare eventuali sbilanciamenti risultanti tra le sessioni MGP ed Mercati Infragiornalieri (MI), indotti da errori di previsione delle unità di consumo e/o delle stesse FER.

Note

1 Con il merit order si dà priorità di dispacciamento alle tecnologie più economiche, con costi marginali più bassi.

2 Le ore di rampa sono l’ora 9, considerata indicativamente come l’ora in cui si assiste ad un aumento repentino della domanda, e l’ora 21, in cui al contrario si assiste ad una diminuzione dei consumi.