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Analisi di scenario a medio termine dell’impatto del prezzo del gas e di politiche per il suo contenimento sui mercati elettrici europei

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Analisi di scenario a medio termine dell’impatto del prezzo del gas e di politiche per il suo contenimento sui mercati elettrici europei

L’aumento dei prezzi del gas ha avuto un forte impatto sui prezzi dell’energia elettrica e a livello europeo si stanno studiando opportune misure per tutelare i consumatori finali. In questo lavoro sono stati valutati gli impatti a livello pan-europeo in uno scenario di medio termine di diverse misure di contenimento dei prezzi del gas, analizzandone le conseguenze in particolare sui prezzi zonali dell’energia elettrica, sui transiti tra zone di mercato e sul mix di generazione termoelettrica.

Nel corso del 2022, i prezzi del gas hanno registrato livelli elevati mai raggiunti precedentemente, principalmente causati dalla contrazione della fornitura di gas da parte della Russia e a seguito delle tensioni internazionali dopo lo scoppio del conflitto di aggressione della Russia in Ucraina. L’effetto di tale aumento sui prezzi dell’energia elettrica è stato, ed è tuttora, oggetto di studio e dibattito a livello europeo. Questo è dovuto al fatto che, in Europa, il prezzo spot dell’energia elettrica è determinato dal prezzo della tecnologia di generazione marginale (marginal clearing price) per ciascuna zona di mercato (bidding zone).

 

Tutti i produttori che partecipano al mercato spot in una data bidding zone ricevono lo stesso prezzo – il prezzo marginale – per l’energia immessa in rete. Allo stesso modo, coloro che partecipano al mercato in una data bidding zone acquistando energia elettrica pagano tutti lo stesso prezzo marginale. In Europa, la tecnologia di generazione marginale è spesso basata su turbina a gas a ciclo combinato (CCGT – Combined Cycle Gas Turbine).

 

Di conseguenza, i prezzi molto elevati del gas si sono riflessi inevitabilmente sui prezzi dell’energia elettrica. In tale contesto, i produttori con costi di generazione inferiori a quelli della tecnologia marginale (come da impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici ecc.) hanno beneficiato di rendite infra-marginali (ovvero la differenza tra il prezzo marginale e i loro costi di generazione) molto elevate, a scapito degli utenti finali. Per contrastare questo fenomeno, i governi europei stanno studiando possibili politiche di regolazione da applicare, anche temporaneamente, ai mercati dell’energia.

 

A metà 2022, Spagna e Portogallo, nel tentativo di ridurre le rendite dei produttori infra-marginali, hanno introdotto una politica energetica temporanea, nota come “modello iberico”, volta a contenere i prezzi dell’elettricità nel mercato all’ingrosso.
L’idea di queste politiche di contenimento consiste nel separare i prezzi all’ingrosso dell’elettricità dai prezzi del gas molto elevati: questo con il “modello iberico” avviene attraverso un sussidio o una compensazione ai produttori con impianti di generazione a gas che copra la differenza tra il prezzo effettivo del gas osservato nel mercato spot iberico (MIBGAS – Mercado Ibérico del Gas) e un prezzo massimo predefinito del gas per la produzione di elettricità.

 

In questo rapporto sono stati preliminarmente analizzati i possibili impatti dell’applicazione di politiche simili al “modello iberico” a livello pan-europeo in uno scenario di medio termine caratterizzato da diverse misure di contenimento dei prezzi del gas (gas price cap).
L‘attività descritta in questo deliverable è stata svolta su richiesta dell’Ufficio Speciale Regolazione Euro-Unitaria (REU) di ARERA, a cui RSE ha fornito supporto per studiare le possibili implicazioni di questo tema sia nel contesto nazionale che in quello europeo.

 

Lo studio è stato sviluppato sfruttando un simulatore del mercato zonale dell’elettricità in grado di determinare il clearing orario del mercato su un orizzonte temporale annuale e di calcolare i prezzi zonali considerando i costi del combustibile, i costi delle emissioni, i costi di esercizio e le possibili strategie di offerta (mark-up oltre i costi di produzione).

 

Nel contesto preliminare dello scenario di medio termine sviluppato per il sistema zonale pan-europeo, sono stati analizzati ed evidenziati i risultati relativi ai prezzi zonali dell’elettricità, ai transiti tra le diverse zone e ai cambiamenti nel mix di generazione termoelettrica conseguenti all’applicazione di ognuna delle misure di contenimento.
I risultati dimostrano che le politiche di cap al prezzo del gas si riflettono chiaramente sul prezzo finale dell’elettricità, riducendolo. Anche il profilo di generazione delle centrali termiche tende a seguire le dinamiche dei prezzi del gas: la produzione da parte degli impianti a CCGT viene incrementata per effetto dell’applicazione delle politiche di contenimento. Infine, i transiti tra le varie bidding zones sono congruenti con i risultati ottenuti rispetto ai prezzi dell’elettricità.

 

In particolare, le zone che maggiormente beneficiano di tali politiche sono quelle italiane e soprattutto la zona Centro-Nord: per essa a seguito dell’applicazione della policy “tope” (ispirata al “modello iberico”) il prezzo dell’elettricità si riduce di oltre il 55% rispetto alla policy “base” (in cui non viene applicata alcuna politica di contenimento dei prezzi del gas utilizzato per la produzione termoelettrica). Infine, anche i Paesi esterni al perimetro comunitario europeo risultano beneficiare indirettamente dell’applicazione di tali politiche nel continente europeo: difatti, un incremento dell’import determina una riduzione di oltre il 44% del prezzo dell’elettricità in Svizzera e del 33% in Gran Bretagna.

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