Per Arera i risultati sono significativi: le differenze di prezzo tra il mercato reale e quello simulato oscillano tra i 5 e i 10 €/MWh nel 2023 e tra i 4 e i 12 €/MWh nel 2024. Centrali a ciclo combinato cruciali per la formazione dei prezzi
La tecnologia termica a ciclo combinato ha giocato “un ruolo preponderante nella definizione del prezzo zonale in esito a MGP”, essendo risultata “al margine in una percentuale pari al 68% delle ore nel 2023 e al 71% nel 2024. Confrontando i prezzi che si sono formati in MGP in ogni ora del 2023 e del 2024 con il costo marginale di breve termine di ogni tecnologia nazionale (fra le tre di cui sopra) che si è trovata “al margine” nella medesima ora, è emerso, tuttavia, come il prezzo non sia risultato coerente con il corrispondente costo marginale in un numero anche significativo di ore, in particolare per la tecnologia termica a ciclo combinato”. È quanto emerge dall’indagine condotta dall’Arera, l’Autorità di Regolazione Energia, reti e ambiente.
LA LENTE DI ARERA
L’indagine si concentra sul Mercato del Giorno Prima (MGP), dove gli operatori offrono la propria energia per il giorno successivo. In un mercato ideale, i prezzi che si formano dovrebbero riflettere i costi marginali di produzione, ovvero il costo di produrre l’ultima unità di energia. ARERA ha voluto verificare se questo principio viene rispettato, monitorando le strategie di offerta degli operatori e il loro impatto sui prezzi.
RINNOVABILI IN ASCESA, MA NON BASTA: IL RUOLO DELLE FONTI TRADIZIONALI
Il rapporto conferma la crescita delle energie rinnovabili nel mix energetico italiano, in linea con le tendenze europee. Tuttavia, sottolinea come questo processo richiederà tempo per incidere significativamente sui prezzi del MGP. Nel frattempo, le fonti tradizionali, in particolare le centrali a ciclo combinato, continuano a svolgere un ruolo determinante.
TRATTENIMENTO ECONOMICO DI CAPACITÀ: UN’ANOMALIA SOTTO INDAGINE
L’indagine ha rivelato alcune “incoerenze” tra i prezzi del MGP e i costi marginali di produzione, soprattutto per le centrali a ciclo combinato. Questo ha portato ARERA a sospettare possibili condotte di “trattenimento economico di capacità”, ovvero strategie per offrire energia a prezzi superiori ai costi, al fine di aumentare i profitti. Per quantificare l’impatto di queste condotte, ARERA ha simulato un mercato “ideale”, senza trattenimento di capacità.
I risultati sono significativi: le differenze di prezzo tra il mercato reale e quello simulato oscillano tra i 5 e i 10 €/MWh nel 2023 e tra i 4 e i 12 €/MWh nel 2024.
Più precisamente. per la tecnologia termica a ciclo combinato, nelle ipotesi semplificatrici adottate nell’analisi (in particolare con riferimento al calcolo del costo marginale di breve termine), sono state riscontrate condotte di trattenimento economico di capacità per le quali si è valutato l’impatto sul prezzo di mercato attraverso analisi di tipo controfattuale ovvero analisi di what-if. Più precisamente, gli esiti di mercato relativi al biennio 2023-2024 sono stati simulati sostituendo, ai prezzi effettivamente offerti dagli operatori per le unità a ciclo combinato, i costi marginali di breve termine della tecnologia a ciclo combinato.
Confrontando i prezzi effettivi con i prezzi simulati, sono emerse differenze medie di prezzo dell’ordine di 17-22 €/MWh nel 2023 e 15-24 €/MWh nel 2024, in funzione delle ipotesi adottate nel calcolo del costo marginale e della zona di offerta analizzata. Considerando tutte le ore annuali (quindi includendo anche le ore in cui non si sono riscontrati impatti sui prezzi), le differenze medie di prezzo si collocano nell’intervallo 5-10 €/MWh nel 2023 e 4-12 €/MWh nel 2024, in funzione delle ipotesi adottate nel calcolo del costo marginale e della zona di offerta analizzata.
EOLICO E SOLARE: ANCHE LE FONTI RINNOVABILI SOTTO OSSERVAZIONE
L’indagine ha esteso l’analisi anche alle energie eolica e solare, rilevando possibili trattenimenti di capacità anche in questo settore. In teoria, gli operatori dovrebbero offrire tutta l’energia disponibile a prezzo nullo, data l’assenza di costi di combustibile. Tuttavia, ARERA ha riscontrato offerte a prezzi superiori, ipotizzando strategie per massimizzare i profitti. Le simulazioni hanno evidenziato un impatto sui prezzi tra i 4 e i 7 €/MWh nel 2023 e di circa 1 €/MWh nel 2024.
CONCORRENZA E TRASPARENZA: LA SFIDA DI ARERA PER UN MERCATO EFFICIENTE
Pur evidenziando possibili anomalie, ARERA sottolinea come la natura “conoscitiva” dell’indagine non permetta di attribuire automaticamente un carattere abusivo alle condotte individuate. Per poterlo fare, sarebbe necessario affinare le analisi e accertare l’assenza di “legittime giustificazioni” per le strategie di offerta degli operatori. In ogni caso, l’indagine solleva importanti interrogativi sul funzionamento del mercato elettrico italiano e sulla necessità di rafforzare i meccanismi di controllo e trasparenza.
PIÙ INFORMAZIONI PER UN MONITORAGGIO EFFICACE: LE RICHIESTE A TERNA
ARERA ha individuato la necessità di disporre di informazioni più dettagliate per un monitoraggio efficace del mercato. In particolare, ha richiesto a Terna, il gestore della rete elettrica nazionale, di fornire dati più granulari sui consumi di gas delle centrali termoelettriche, sugli apporti idrici per gli impianti idroelettrici e sui parametri tecnici degli impianti di stoccaggio. È fondamentale, inoltre, che il sistema Gaudì, utilizzato per classificare gli impianti, rifletta accuratamente le loro caratteristiche tecnico-economiche.
UN MERCATO EFFICIENTE: LA CHIAVE PER UN’ENERGIA PIÙ ECONOMICA
L’indagine di ARERA evidenzia come il funzionamento efficiente e trasparente del mercato elettrico sia fondamentale per garantire prezzi accessibili per i consumatori e la competitività delle imprese. Il monitoraggio costante, l’analisi approfondita dei dati e la collaborazione tra le istituzioni sono strumenti essenziali per raggiungere questo obiettivo.