Primi segnali di un nuovo mercato elettrico

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Fosse un’opera pittorica, il sistema elettrico dipinto dal Piano Nazionale Integrato Energia Clima sarebbe – ovviamente – dominato da pennellate di verde, ma di un verde che sulla tavolozza del policy maker vira su tonalità paglierine, risultato di una miscela molto più carica di tempera gialla (74,5 TWh di fotovoltaico), rispetto a quella blu (40,1 TWh di eolico).

La particolarità è che, come i concetti spaziali di Fontana, la tela avrebbe un taglio in mezzo, corrispondente alle ore centrali della giornata in cui la produzione rinnovabile, soprattutto solare, affosserebbe tutta o quasi la domanda residua nazionale, creando frequenti eventi di overgeneration. Sul versante del mercato elettrico, il sistema dei prezzi marginali quindi non potrà che restituire valori molto bassi, quando non nulli o negativi, abbassando la media dei prezzi catturati dai profili fotovoltaici attraverso il noto effetto di “cannibalizzazione”.

Ora, in una prospettiva di sviluppo di asset senza incentivi molti ritengono che la crescita delle rinnovabili – sempre più competitive in termini di Lcoe – sarà trainata dalla pura domanda dei consumatori, grandi e piccoli: secondo Elemens, è un approccio un po’ semplicistico considerata la complessità della realtà fattuale.

Se da una parte è vero che gli investitori stanno sempre più fortemente cercando forme di stabilizzazione dei ricavi attraverso Long-term Ppa, ingaggiare una domanda sufficientemente ampia e disponibile a vincolarsi in accordi di lungo periodo – quando oggi la quasi totalità dei consumatori è ancorata ad una prospettiva annuale o biennale – è per ora difficile da immaginare. Abbiamo fondati motivi per aspettarci che singole Corporation, guidate da obiettivi di sostenibilità, daranno il buon esempio (per una porzione del proprio portafoglio), ma i costi di transazione e di cambiamento culturale per catturare piccoli-medi consumatori, pur in forma aggregata, sembrano ancora eccessivi.

Inoltre, uno sviluppo della produzione coerente con i target di decarbonizzazione, comprimendo sempre più il prezzo catturato e il segnale spot di mercato, potrebbe allargare il differenziale negativo rispetto ai prezzi dei Long-term Ppa già sottoscritti, rendendo sempre maggiore l’esposizione al rischio degli off-taker che si sono vincolati all’acquisto sul lungo periodo di energia prodotta da fonti rinnovabili a condizioni di prezzo prestabilite e tendenzialmente fisse.

Paradossalmente, più è credibile lo scenario del Pniec maggiore è la perdita di solidità di un modello di sviluppo di asset di generazione fotovoltaica e eolica basato sui soli segnali di mercato: una profezia che si auto-smentisce.

Come uscirne? Le strade possono essere molte. Sta avanzando, ad esempio, l’ipotesi di “garanzie pubbliche” a copertura dell’esposizione sui Ppa, un sistema incentivante in incognito che – socializzando le perdite e rendendo vano il segnale di mercato – può però provocare indesiderati fenomeni di moral hazard. Se l’Autorità, nel suo parere al DM rinnovabili, pare invece propendere per dei programmi d’asta, nelle sue dichiarazioni pubbliche il Governo sembra suggerire una visione più “fondamentale”, basata sulla centralità dello sviluppo di sistemi di storage e allineata sulle future esigenze di sistema che Terna ha spesso rappresentato, non da ultimo attraverso il Piano di Sviluppo 2019.

Il sottosegretario Crippa ha infatti recentemente fatto riferimento a procedure competitive per nuovi sistemi di accumulo, e soprattutto di pompaggio – seguendo una strada già proposta dal nostro Tso – lasciando intendere che, anche in questo caso, il solo segnale di prezzo offerto dal mercato potrebbe non essere sufficiente. Nuovi pompaggi, da svilupparsi – come da Pniec – soprattutto nelle zone meridionali e nelle isole, possono essere certamente utili al gestore di rete per affrontare rampe ripide ed overgeneration ma anche fungere da mitigazione della “cannibalizzazione”.

Quello che appare essere allo studio è un sistema frutto – a nostro avviso – di un’evoluzione della proposta di legge sui pompaggi di aprile 2018 formulata dall’attuale sottosegretario con delega all’energia. La proposta si rivolgeva ai pompaggi idroelettrici esistenti, obbligandoli a rendere il 70% della potenza disponibile agli impianti rinnovabili non programmabili non incentivati attraverso un apposito “mercato dei servizi di accumulo”.

La nostra ipotesi è che il nuovo progetto potrebbe invece coinvolgere solo i nuovi pompaggi (realizzati, appunto, attraverso aste) che, attraverso una piattaforma dedicata e con un meccanismo che possiamo definire di “profile swap”, possono offrire alla produzione fotovoltaica ed eolica dei profili di prelievo utili a strutturare un hedging sul rischio dei prezzi catturati.

Da una logica di garanzia puramente “finanziaria” si potrebbe dunque passare ad una sorta di garanzia asset based, secondo la quale sarà uno sviluppo armonico delle varie risorse a sistema a scandire i tempi della decarbonizzazione, attraverso un coordinamento tra azione “centralizzata” e spontaneità delle dinamiche di mercato. Un disegno che necessariamente dovrà confrontarsi con i costi dei sistemi di accumulo, nonché con le implicazioni di un maggior grado di pianificazione, ma che ha il pregio di proporre, finalmente, un’idea potenzialmente concreta di “nuovo market design”.

Recommended Posts