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Nuovi assetti di mercato per una rete elettrica affidabile

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Le reti elettriche mondiali sono in costante evoluzione, sia per le fonti energetiche che connettono, sia per le strutture di mercato che governano il loro funzionamento. Negli ultimi venti anni, gran parte delle reti elettriche nazionali e regionali ha subito profondi cambiamenti che hanno introdotto preoccupazioni sulla loro futura affidabilità. Il passaggio da una struttura altamente regolarizzata e monopolizzata verso forme di mercato elettrico liberalizzato ha determinato la competizione tra produttori individuali, impegnati a fornire ai clienti finali l’energia elettrica ai costi più bassi.

La liberalizzazione del mercato elettrico e la crescita delle rinnovabili

Questo processo di deregolamentazione, iniziato negli anni 90, si è sviluppato maggiormente in Europa, Australia, Nuova Zelanda e in alcuni paesi del nord e del sud America. La ristrutturazione del mercato elettrico in molte di queste regioni ha visto una rapida crescita di impianti fotovoltaici e eolici, le cosiddette energie rinnovabili non programmabili (VRE, variable renewable energy). In molti paesi dell’Europa occidentale (Germania, Irlanda, Spagna, Portogallo e Regno Unito) e negli stati americani del Texas e della California, nel 2018 le VRE hanno contribuito tra il 20% e il 30% dell’energia generata, raggiungendo circa il 50% in Danimarca e nel sud dell’Australia. La diffusione delle VRE è stata ampiamente incentivata, per ridurre le emissioni di CO2 del settore energetico, da politiche governative di supporto con sussidi sulla produzione (Europa), crediti fiscali sulla produzione e sugli investimenti (USA) e particolari garanzie di connessione alla rete. Generalmente, l’energia elettrica da VRE ha la precedenza nella rete rispetto a quella generata da impianti a carbone e gas, massimizzando in questo modo il beneficio legato alla decarbonizzazione del settore elettrico, derivante dagli investimenti sulle rinnovabili.

Il ruolo degli impianti a combustibili fossili

Nelle regioni con una elevata penetrazione di VRE, la priorità di dispacciamento ha causato una riduzione della operatività degli impianti a combustibili fossili, che sono passati da un regime di funzionamento di progetto a carico costante a un regime intermittente a inseguimento del carico, in cui la produzione varia in accordo alle richieste di rete e alla produzione degli impianti a VRE. L’operatività discontinua degli impianti a carbone ha numerose implicazioni tecniche, tra cui la necessità di modifiche impiantistiche per massimizzare la flessibilità di esercizio e ridurre i danni alle apparecchiature e alle attrezzature, costrette a lavorare in condizioni off –design e sottoposte a stress meccanici. Da un punto di vista economico, la riduzione delle ore operative ha un impatto corrispondente sulla redditività dell’impianto che si combina alla crescente necessità di investimenti capitali per garantire, in ogni regime, una maggiore flessibilità e adeguate efficienze di rimozione delle apparecchiature predisposte per il controllo degli inquinanti. Come conseguenza, è cresciuta nell’ultima decade la dismissione di impianti a carbone per ragioni economiche, in particolare nei mercati liberalizzati di USA, Europa dell’ovest e Australia, dove a partire dal 2000 sono stati dismessi 152 GW di potenza da carbone. La perdita di capacità di generazione ha sollevato preoccupazione sulla sicurezza e sull’affidabilità globale della rete.

La sicurezza nel mercato elettrico

Nel breve e nel lungo periodo, affinché la distribuzione di energia elettrica ai consumatori risulti affidabile sono necessari:

  • Una sufficiente generazione di potenza e capacità di trasmissione (a volte indicata come adeguatezza delle risorse) per assicurare sia il picco di domanda di energia elettrica che un margine di riserva;
  • Un’adeguata flessibilità per far fronte alle variazioni di domanda giornaliere e stagionali, convenzionalmente coperte in larga parte dagli impianti a combustibili fossili con un aumento o riduzione della loro produzione;
  • Sistemi elettrici capaci di mantenere una frequenza stabile, insieme alla capacità nel breve termine di rispondere in pochi secondi a disallineamenti tra offerta e domanda;
  • L’abilità di mantenere la tensione entro un range accettabile agendo sulla gestione della potenza reattiva fornita dagli impianti elettrici e da altre sorgenti.

Il primo requisito necessita di una accurata pianificazione dei futuri incrementi della domanda di energia (ad es. con la costruzione di nuovi impianti) o della perdita di capacità produttiva, tenendo in considerazione anche picchi insoliti, ad esempio associati a eventi atmosferici estremi. La perdita di potenza degli impianti a carbone, è spesso accompagnata da ridotti investimenti in grado di assicurare un adeguato ricambio della capacità termica in caso di future carenze nella fornitura. A tal proposito è oramai di lungo corso il dibattito sulla capacità dei mercati energetici totalmente liberalizzati di incentivare la messa in esercizio di nuova capacità produttiva da carbone.

Gli ultimi tre attributi si riferiscono invece ad azioni di più breve termine, intraprese dagli operatori per assicurare la stabilità della rete, con un bilanciamento continuo tra la fornitura e la domanda e con il controllo delle deviazioni di frequenza e tensione di rete.

Con il diffondersi delle VRE, assicurare la stabilità di rete diventerà sempre più impegnativo, a causa di una maggiore variabilità e incertezza della produzione. Mentre nei mercati liberalizzati l’incontro tra domanda e offerta è assicurato dai mercati di compravendita in tempo reale, il peso dei cosiddetti “servizi ancillari” (ossia riserva statica, regolazione di frequenza, regolazione della tensione e riavviamento della rete, necessari per la sicurezza della rete di distribuzione) può crescere di significato e valore in conseguenza del cambio del mix energetico. Allo stato attuale, il controllo della tensione di rete è affidato agli impianti termici a combustibili fossili (per lo più gas naturale), in grado di fornire una risposta rapida alle deviazioni di frequenza e potenza reattiva. In particolare tale regolazione è demandata agli impianti a ciclo combinato a gas, sebbene di rado ricevano fondi di compensazione per questo genere di servizio. In definitiva la stabilità della rete non è legata solo ad una adeguata fornitura di energia elettrica e sarebbe comunque compromessa anche quando fosse disponibile da VRE una produzione sufficiente per far fronte all’intera domanda. Inoltre, la collocazione degli impianti a VRE in aree remote rispetto ai punti di dispacciamento introduce la possibilità di carenze locali di potenza o dei servizi ancillari a causa dei limiti di trasmissione.

La liberalizzazione del mercato elettrico è un processo avvenuto con tempi e modalità differenti a livello globale ed ha avuto un impatto inevitabile sul funzionamento e la gestione delle reti elettriche. Il mercato libero dell’energia ha favorito la decentralizzazione della produzione e la diffusione di impianti da energia rinnovabile di varie taglie, sparsi in varie regioni e in aree diversificate, facendo spostare in questo modo l’attenzione dei gestori sulla stabilità e sull’affidabilità delle rete elettrica. La figura che segue mostra l’entità della liberalizzazione di mercato raggiunta nel mondo nelle varie giurisdizioni di rete.

Figura 1. Livello di liberalizzazione dei mercati energetici globali -IPP: produttori elettrici indipendenti; disco: compagnie di distribuzione; transco: compagnie di trasmissione -Roques, 2017

La borsa e il commercio dell’ energia elettrica

A livello globale, a partire dagli anni 90, mentre alcune regioni si sono evolute verso un mercato totalmente competitivo, altre (soprattutto ad opera di grandi aziende impegnate sia nella produzione che nella vendita di energia)  hanno mantenuto e preservato un modello di mercato con un accentuato grado di integrazione verticale, privatizzandone solo alcuni aspetti. In contrapposizione ai modelli integrati verticalmente, la deregolamentazione, da una parte,  ha mantenuto di proprietà pubblica (o catalogato come servizi altamente regolamentati) le infrastrutture di trasmissione e distribuzione e, dall’altra, ha favorito la competizione nei settori della generazione e del commercio di energia elettrica.

La struttura dei mercati energetici è fondamentalmente correlata alle caratteristiche peculiari dell’elettricità, una merce che non può essere facilmente stoccata e che richiede pertanto un’esatta corrispondenza tra la domanda e la fornitura vera e propria. Caratteristiche essenziali di un mercato elettrico liberalizzato sono:

  • L’esistenza di mercati competitivi per il commercio tra produttore e fornitore o consumatore finale;
  • L’esistenza di un operatore di sistema indipendente, solitamente identificabile con il proprietario dell’infrastruttura di rete e noto come operatore del sistema di trasmissione, responsabile del mantenimento della stabilità di rete.

Una caratteristica centrale di molti mercati elettrici liberalizzati è il cosiddetto “mercato del giorno prima”, in cui i produttori mettono all’asta quote di energia elettrica in un arco di tempo predefinito e per una serie di periodi temporali limitati (varianti da un’ora a 15 minuti, a seconda del mercato) relativi al giorno successivo, dichiarando la quantità e il prezzo minimo disponibile per la vendita. I fornitori di elettricità, e in alcuni casi i grandi consumatori, fanno un’offerta per comprare una quota di energia elettrica per ciascun periodo temporale sino a chiusura dell’asta programmata nell’arco della giornata. Dal momento che la reale domanda giornaliera differisce da quella prevista, è stato creato anche un mercato in tempo reale o “infra-giornaliero” in cui produttori e fornitori continuano a fare offerte fino a un tempo fissato (tipicamente un’ora prima), precedente il reale periodo di fornitura.  Dal momento che il prezzo dell’energia comprende dei costi fissi sostenuti a prescindere dall’operatività, il modo migliore per un produttore di massimizzare il profitto è fare offerte ad un prezzo non superiore al costo di produzione. Il mercato paga tutti i produttori al cosiddetto “prezzo di equilibrio” tra domanda e offerta, pari al prezzo dell’offerta più alta tra quelle accettate per soddisfare la domanda. Quindi idealmente i costi fissi e il ritorno di investimento possono essere recuperati da questo margine di guadagno.

Il grado di coinvolgimento dell’operatore di sistema o il grado di “centralizzazione” del mercato variano nelle regioni liberalizzate. In USA e Australia, produttori e fornitori devono fare offerte in un consorzio elettrico comune e centralizzato (cosiddetto power pool), in cui i mercati del giorno prima e infra-giornaliero sono amministrati dall’operatore di sistema. In molti paesi dell’Europa del nord e dell’ovest, questo modello si è ulteriormente decentralizzato in un mercato “bilaterale”, in cui produttori, fornitori e altre parti possono operare in un mercato “spot”- a consegna immediata- attraverso vari scambi energetici, indipendentemente dall’operatore di sistema.

Il commercio diretto tra le parti, tramite broker al di fuori dei circuiti borsistici ufficiali, è noto come mercato “over-the-counter”- ossia non regolamentato, decentralizzato- e generalmente si formalizza in contratti di fornitura a lungo termine sulla base di un’ipotesi prestabilita di offerta e domanda nel corso del tempo, a volte anche con anni di anticipo. Sia nei sistemi “power pool” centralizzati che nei mercati decentralizzati, gran parte dell’energia elettrica viene commercializzata normalmente tramite contratti “over-the-counter”. Mentre nel modello centralizzato tali contratti fungono meramente da strumenti finanziari per salvaguardare compratori e venditori contro il rischio legato all’incertezza e alla volatilità del “vero prezzo” nel mercato in tempo reale, nei mercati bilaterali i contratti “over-the-counter” rappresentano transazioni fisiche con obbligo di fornitura.

Infine alla chiusura del mercato in tempo reale infra-giornaliero, l’operatore di sistema ha il compito di allineare perfettamente la fornitura e la domanda in modo da assicurare una rete stabile, tramite acquisti o vendite di ulteriore energia e altri servizi.

Anche i fornitori di energia stoccata sfruttando le moderne tecnologie possono partecipare al mercato elettrico, cedendo o immagazzinando energia in opportuni sistemi di accumulo. L’accumulo di energia tradizionalmente era appannaggio dei sistemi di pompaggio idrico mentre oggi è stato esteso anche ad altri sistemi, come le batterie sempre più utilizzate in molte reti elettriche, solitamente come mezzo per bilanciare la rete fornendo in tempi rapidi quantità relativamente piccole di energia.

La transizione low-carbon e le reti elettriche

Negli ultimi trent’anni, le reti elettriche mondiali si sono evolute verso strutture di mercato più liberalizzate, con lo scopo di indurre una riduzione dei prezzi per i consumatori attraverso la competizione.

In ogni caso la progettazione del mercato elettrico deve tener conto sia della necessità di bilanciare domanda e offerta in tempo reale, coinvolgendo in modo diretto i consumatori nel mercato, sia di costi politici e sociali difficilmente quantificabili, legati alle inevitabili carenze energetiche.

La transizione low-carbon ha determinato a livello mondiale la dismissione di grandi impianti di generazione a combustibili fossili e la rapida crescita di impianti VRE ad energia rinnovabile non programmabile. Questo ha avuto degli effetti destabilizzanti sulle rete elettriche. Non c’è dubbio tuttavia che gli impianti termici convenzionali continuino a giocare un ruolo vitale nelle reti elettriche a crescente impiego di VRE, fornendo una capacità di back-up stabile e flessibile e un range di servizi di bilanciamento difficili da rimpiazzare.

La maggior parte delle regioni liberalizzate sta cercando attivamente di minimizzare questa dipendenza dagli impianti termici tramite l’apertura dei mercati elettrici, favorendo le interconnessioni per soddisfare la crescente domanda e tramite un maggior impiego di batterie. Nonostante questi sforzi, l’adattamento in molte regioni, in particolare rispetto alle rapide dismissioni degli impianti a carbone negli ultimi cinque anni, è stato difficile da gestire, portando a grosse  perdite di capitale per mantenere attivi tali impianti. Gli impianti termici a carbone continueranno ad avere un ruolo chiave nel mix produttivo per almeno i prossimi vent’anni, anche se gli obiettivi di riduzione del carbonio e (negli USA) i bassi prezzi del gas spingono verso l’impiego esclusivo degli impianti a gas. Al contrario, in molti stati asiatici, con il progredire della diffusione di VRE gli impianti a carbone rimarranno inevitabilmente la fonte principale per garantire l’adeguatezza di risorse e la stabilità di rete. Dal momento che questi mercati attraversano anche una transizione verso modelli meno regolamentati, sarà di estrema rilevanza, nel gestire il cambio di composizione della rete, l’esempio dei mercati attivi altrove da più tempo. SSollai

CCC/302

Marzo 2020 

Toby Lockwood