Il presente rapporto descrive i risultati di uno studio volto a valutare l’impatto sul mercato elettrico italiano (in particolare, sul Mercato del Giorno Prima – MGP) dell’implementazione di un meccanismo di market coupling (in particolare, di price coupling) tra Italia, Francia, Svizzera, Austria, Slovenia e Germania. L’impatto è stato valutato confrontando i risultati di coppie di simulazioni di mercato, focalizzate sull’anno 2010 ed assumendo una concorrenza perfetta (secondo cui i produttori offrono ai propri costi marginali di produzione, senza alcun mark-up):
– senza market coupling: simulazione del solo MGP, con i flussi alle frontiere italiane imposti ai valori orari verificatisi nel 2010, derivanti dalle aste esplicite per la capacità di trasporto e dalle successive offerte su MGP;
– con market coupling: simulazione di un mercato unico zonale composto da MGP e dalle zone Francia, Svizzera, Austria, Slovenia e Germania, con i flussi alle frontiere con i Paesi esterni a tale mercato imposti ai valori orari verificatisi nel 2010.
In tale contesto, si sono valutati diversi scenari caratterizzati da diversi prezzi del gas naturale in Italia e da diversi valori delle capacità di trasporto sulle interconnessioni transfrontaliere (NTC stagionali ed orarie day-ahead).Il confronto tra i risultati delle simulazioni è stato effettuato sostanzialmente in termini di differenze tra i saldi netti degli interscambi con i Paesi confinanti, tra i prezzi delle zone di mercato italiane e tra i valori del PUN – Prezzo Unico Nazionale di acquisto dell’energia dalla Borsa Elettrica. Rispetto ai saldi netti import/export sulla frontiera Nord in esito a MGP del 2010, presi a riferimentonegli scenari senza market coupling, tutti gli scenari con market coupling considerati evidenziano significative riduzioni di tali saldi, tanto più elevate quanto minore è il prezzo del gas in Italia. Ciò si verifica anche passando da una simulazione che utilizza i valori di NTC stagionali ad una che fa riferimento ai generalmente più restrittivi valori orari assegnati nel mercato day-ahead.Le riduzioni dei saldi netti sono il risultato non solo di una riduzione dei flussi nelle ore in cui la zona Nord importa, ma anche del fatto che il modello di simulazione trova convenienza nelle rimanenti ore ad esportare quantità di energia non trascurabili verso i Paesi confinanti. Le minori importazioni nette dall’estero implicano un aumento della produzione nazionale e, di conseguenza, un aumento dei prezzi zonali italiani (in particolare nelle zone Nord, Centro Nord, Centro Sud e Sardegna) e di conseguenza un aumento anche del PUN. Lo strumento utilizzato per svolgere questo studio è il simulatore del mercato elettrico MTSIM,sviluppato da RSE.