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Come e quanto ha funzionato la "giovane" Borsa elettrica Stampa E-mail
di Luca Bongiolatti, IEFE - Università Bocconi

Il 2004 è stato un anno ricco di novità per il settore elettrico: con l’avvio della Borsa e la piena operatività dell’Acquirente Unico si è concluso il processo di riforma messo in moto dal Decreto Bersani. La partenza della Borsa elettrica, in particolare, ha comportato l’adozione del criterio di merito economico per il dispacciamento degli impianti e la conseguente selezione degli impianti di produzione attraverso metodi di mercato. Ciò, in prospettiva, dovrà garantire una maggiore efficienza del parco produttivo e un aumento della competitività nel settore elettrico. Grazie alla Borsa elettrica, infatti, nuovi produttori potranno entrare nel mercato italiano, anche senza disporre di uno sbocco nel mercato della vendita al dettaglio. L’avvio della Borsa elettrica ha rappresentato, di conseguenza, un passo molto importante nel processo di liberalizzazione del settore.
Dopo più di otto mesi dall’avvio delle contrattazioni è possibile fare alcune considerazioni sulle principali implicazioni della partenza della Borsa elettrica italiana, con particolare riferimento all’andamento del prezzo dell’energia. L’avvio della Borsa elettrica comporta infatti il superamento del vecchio regime di prezzi amministrati (PGN) e la definizione del prezzo di cessione dell’energia elettrica attraverso metodi di mercato. Prima di passare all’analisi dell’andamento del prezzo di Borsa può essere utile riassumere brevemente il funzionamento della Borsa elettrica, o “sistema Italia 2004”.
In primo luogo va ricordato che l’attuale disciplina del mercato è transitoria ed è destinata a essere modificata a partire dal 2005, con l’inizio della partecipazione attiva della domanda. Per tutto il 2004, infatti, i consumatori finali e i grossisti non hanno potuto acquisire energia direttamente in borsa. La partecipazione al mercato è stata limitata ai produttori, mentre le offerte di acquisto sono state presentate dal Gestore della rete di trasporto nazionale, sulla base delle proprie previsioni del fabbisogno complessivo.

La Borsa elettrica si articola su tre distinti mercati: il mercato del giorno prima (MGP), il mercato di aggiustamento (MA) e il mercato dei servizi di dispacciamento (MSD). La Borsa vera e propria è costituita dal mercato del giorno prima, mentre il mercato di aggiustamento e il mercato dei servizi di dispacciamento hanno una funzione di carattere ausiliario al funzionamento del mercato principale (MGP).

  • Il mercato del giorno prima è finalizzato alla definizione dei programmi di immissione su base oraria delle singole unità di produzione, secondo un criterio di merito economico.
  • Il mercato di aggiustamento consente ai produttori di correggere i programmi di immissione definiti su MGP, per renderli compatibili con le proprie esigenze.
  • Il mercato dei servizi di dispacciamento è finalizzato all’acquisizione delle risorse necessarie alla gestione in sicurezza del servizio elettrico (riserva, risoluzione delle congestioni, bilanciamento in tempo reale).

Come ricordato precedentemente, il mercato principale, che definisce i programmi di immissione delle unità di produzione è il mercato del giorno prima. Nel mercato del giorno prima tutti gli operatori abilitati alla partecipazione al mercato presentano offerte di vendita per ciascuna ora della giornata, che vengono ordinate in ordine di prezzo crescente (curva di offerta aggregata) fino alla copertura del fabbisogno previsivo del GRTN (domanda). Il prezzo associato all’ultima offerta presentata, necessaria a coprire il fabbisogno del sistema, diventa il prezzo di equilibrio del mercato (market clearing price), riconosciuto a tutti gli operatori chiamati a immettere energia sulla rete di trasporto (tutti gli operatori che hanno presentato offerte di vendita con un prezzo inferiore a quello di equilibrio).
Una importante caratteristica della Borsa italiana è che, in presenza di congestioni di rete, è prevista una differenziazione zonale del prezzo di vendita dell’energia rete. Il mercato elettrico è stato suddiviso dal Gestore della rete di trasporto in zone, cioè porzioni della rete caratterizzate da una limitata capacità di interconnessione anche in condizioni di normale funzionamento del sistema elettrico. Si verifica una congestione di rete quando la capacità di interconnessione disponibile tra le zone non è sufficiente a realizzare il programma ottimale che si potrebbe ottenere dall’incontro di domanda e offerta sul mercato del giorno prima; in presenza di congestioni il mercato si suddivide in zone esportatrici e zone importatrici, caratterizzate da un diverso prezzo di vendita dell’energia elettrica (più elevato nelle zone importatrici).
La presenza di un prezzo zonale differenziato dovrebbe, in teoria, portare a una corretta localizzazione degli impianti di produzione. I produttori sono incentivati a costruire gli impianti di produzione in zone caratterizzate da un parco impianti meno efficiente e da una limitata capacità di interconnessione con la rete di trasporto nazionale. Il prezzo di acquisto, al contrario, è unico su tutto il territorio nazionale anche in presenza di congestioni ed è pari alla media dei prezzi zonali, ponderati per le quantità consumate in ciascuna zona del mercato. La presenza di un prezzo unico nazionale (PUN) è volta a non penalizzare le aree del Paese caratterizzate da un parco impianti meno efficiente.
Questa digressione sulle regole di funzionamento del mercato è necessaria a comprendere due concetti alla base delle dinamiche di formazione del prezzo nella Borsa elettrica italiana: il prezzo di remunerazione dell’energia su base oraria è fissato dall’operatore marginale (l’ultimo operatore necessario a coprire la domanda del sistema); in presenza di congestioni di rete le diverse zone del Paese sono caratterizzate da un differente prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica.

Come è stato ricordato precedentemente, l’avvio della Borsa elettrica ha comportato il superamento del vecchio regime dei prezzi definiti dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Per capire se la Borsa elettrica ha portato a una riduzione del prezzo dell’energia può essere utile confrontare il prezzo registrato nel mercato del giorno prima nei primi mesi di funzionamento della Borsa e il prezzo che si sarebbe ottenuto nel vecchio regime amministrato. Il prezzo medio di acquisto dell’energia elettrica nel periodo aprile-novembre 2004, ponderato per le quantità consumate in ciascuna ora della giornata, è stato pari a 62 €/MWh, molto vicino al valore che si sarebbe ottenuto con la vecchia tariffa amministrata (60 €/MWh).

Il prezzo di acquisto dell’energia sulla Borsa elettrica ha presentato una elevata correlazione con i prezzi amministrati, spesso maggiore che con il livello della domanda di energia. In particolare, il prezzo di Borsa ha subito forti aumenti in presenza delle ore F1 (le ore classificate ad alto carico, che nel vecchio regime amministrato riconoscevano una maggiore remunerazione agli impianti di produzione), indipendentemente dal livello di domanda del sistema. L’andamento del prezzo di Borsa e la sua forte correlazione con i valori del prezzo amministrato è spiegata dal meccanismo di controllo del potere di mercato, introdotto dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas con la delibera 49/04. Il meccanismo di controllo prevede delle penalità per l’operatore marginale (quello che fissa il prezzo su MGP) qualora il prezzo medio di Borsa nelle ore classificate a medio/alto carico (F1, F2), calcolato in riferimento ai trenta giorni precedenti, sia superiore al valore che si otterrebbe con il regime di prezzi amministrati. Il prezzo di Borsa nelle ore ad alto carico (F1) è maggiore semplicemente perché i vincoli imposti dall’Autorità sono meno stringenti, e gli operatori possono ottenere una maggiore valorizzazione dell’energia elettrica prodotta. La classificazione amministrativa delle diverse ore ha spesso un impatto superiore dei fondamentali di mercato nella definizione del prezzo di equilibrio della Borsa elettrica. Ciò è dovuto in primo luogo alla forte concentrazione nel segmento della produzione elettrica e in particolare al ruolo dell’operatore dominante, cioè dell’Enel.

L’indice di operatore residuale, calcolato su base oraria per ciascun operatore del mercato, è dato dal rapporto tra la capacità produttiva nella disponibilità dei concorrenti e la domanda di energia elettrica. Se l’indice assume un valore inferiore a 1, significa che l’operatore considerato è indispensabile alla copertura del fabbisogno e può quindi potenzialmente definire il prezzo marginale del mercato, indipendentemente dalla strategie di offerta adottate dai competitor. L’Enel è quasi sempre indispensabile alla copertura della domanda di energia elettrica. La presenza di una qualche forma di controllo del potere di mercato pare dunque necessaria ad assicurare il buon funzionamento del mercato elettrico. Le misure di controllo introdotte dall’Autorità hanno sicuramente contribuito a contenere i prezzi di acquisto dell’energia sul mercato elettrico.
Da questo punto di vista va inoltre condivisa l’iniziativa presentata dall’Autorità di introdurre nel 2005 alcune misure di controllo del potere di mercato a livello zonale (documento per la consultazione 23 novembre 2004). Nel corso del 2004 si sono verificate elevate differenziazioni del prezzo zonale, apparentemente non giustificate da differenziali nei costi di produzione, ma piuttosto dalla diversa concentrazione dell’offerta in ciascuna zona del mercato. Ciò ha portato a una forte penalizzazione per gli operatori localizzati nella zona Nord, caratterizzata nei primi mesi dall’avvio della borsa elettrica da un prezzo di vendita dell’energia decisamente inferiore dalla media nazionale. Va ricordato, inoltre, che la differenziazione del prezzo di vendita dell’energia ceduta in borsa si riflette anche sui contratti bilaterali attraverso l’applicazione del corrispettivo per l’utilizzo della capacità di trasporto (CCT). I titolari di contratti bilaterali sono tenuti a versare al GRTN un corrispettivo pari al prodotto tra l’energia venduta e la differenza tra il prezzo unico nazionale (PUN) e il prezzo di Borsa della zona in cui è localizzato l’impianto di produzione.

Nelle zone che presentano un prezzo di vendita superiore al PUN è, al contrario, il GRTN che versa il corrispettivo agli operatori di mercato. L’Autorità, ritenendo che la differenziazione di prezzo nelle diverse zone del mercato fosse dovuta a fenomeni speculativi (legati alla regolazione del CCT), ha introdotto, a partire dal mese di agosto, un limite al valore medio del CCT pagato da ciascun operatore di mercato. Dopo l’introduzione del limite al CCT, i differenziali di prezzo tra le zone del mercato si sono immediatamente livellati, fatto che tende ad avvalorare l’ipotesi che la differenziazione di prezzo non fosse motivata da differenti costi di produzione. L’introduzione di misure di controllo dell’andamento del prezzo a livello zonale può contribuire a limitare fenomeni speculativi legati alla regolazione del CCT. Per concludere, l’avvio delle Borsa elettrica ha rappresentato un passo importante per il settore elettrico, ma in questi primi mesi di funzionamento si sono verificate alcune anomalie nel funzionamento del mercato. Da questo punto l’Autorità dovrà valutare attentamente quale tipo di innovazioni apportare alla disciplina del mercato elettrico, in modo da risolvere alcuni dei problemi riscontrati nel corso del 2004.



 
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