Secondo uno studio dell’Oxford Institute for Energy Studies, la volatilità dei combustibili termici e la loro co-dipendenza in condizioni estreme può essere una delle ragioni per cui i mercati dell’elettricità sono stati incompleti in termini di contratti di copertura a lungo termine
Una questione che da molti anni affligge i progetti di mercato elettrici basati sulla scarsità è l’illiquidità di mercati per i contratti a lungo termine nel coprire le esposizioni volatili dei prezzi tra produttori e consumatori. La mancanza di questi mercati è stata attribuita ad una serie di fattori, tra cui l’affidabilità creditizia dei rivenditori, la struttura del mercato e la mancanza di interesse da parte dei consumatori sul lato della domanda.
L’ANALISI SUI MERCATI ELETTRICI DELL’OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES
Utilizzando un modello di equilibrio stocastico e approfondimenti tratti dalla teoria assicurativa, l’Oxford Institute for Energy Studies dimostra le sfide intrinseche della copertura di un portafoglio termico legacy dominato da materie prime volatili con una significativa dipendenza dalla coda. In tali condizioni, il prezzo richiesto ai produttori per fornire le coperture può essere un multiplo del valore dei prezzi atteso.
Dallo studio dell’OIES è emerso che, se si considerano i vincoli reali del credito e dei finanziamenti, la volatilità dei combustibili termici e la loro co-dipendenza in condizioni estreme può essere una delle ragioni principali per cui i mercati elettrici sono stati incompleti in termini di contratti di copertura a lungo termine. Nel contesto della transizione energetica, i risultati dello studio mostrano che, ceteris paribus, aumentare la penetrazione di risorse a basse emissioni di carbonio – come l’energia eolica, solare e l’accumulo di energia – può aggiungere diversità di coda e migliorare la contrattabilità.
LA VOLATILITÀ DEI PREZZI DELL’ENERGIA ELETTRICA
La volatilità dei prezzi dell’elettricità è una componente necessaria nella teoria dei mercati elettrici competitivi. “Ottenere i prezzi giusti” per un bene anelastico come l’elettricità comporterà invariabilmente volatilità o picchi di prezzo nei periodi di scarsità. Per gestire i rischi associati ai prezzi spot, i partecipanti possono coprire o negoziare il rischio in base alle loro preferenze individuali. I prodotti derivati (inclusi contratti a termine, swap e opzioni) si sono evoluti per consentire ai produttori e ai rivenditori di scambiare esposizioni spot volatili con flussi di cassa più stabili, inclusa una serie di prodotti rivolti alle rinnovabili.
Tuttavia, l’ottenimento di contratti a lungo termine è stato motivo di preoccupazione, con una serie di studi che sostengono che esistono dei “mercati mancanti” per i contratti a lungo termine, considerati necessari per sostenere investimenti di generazione ad alta intensità di capitale, quando i partecipanti sono avversi al rischio. Ciò spesso è legato a concetti più ampi di incompletezza dei mercati.
LA QUESTONE DELLA COPERTURA
La natura della sfida di copertura può variare in modo significativo tra i tipi di risorse. Per i progetti rinnovabili, possono essere dei comuni accordi pluriennali di acquisto di energia commerciale. Questa domanda sembra guidata non solo dai rivenditori, ma anche dai consumatori di energia aziendali e istituzionali più piccoli, guidati da imperativi di prezzo e decarbonizzazione. Anche i trader di rischio non tradizionali con diverse esposizioni sul mercato – come le compagnie assicurative e gli hedge fund – hanno stipulato dei contratti per differenza a lungo termine come acquirenti netti di energia.
LA COMPLETEZZA DEI MERCATI ELETTRICI
L’ipotesi di completezza del mercato è importante per caratterizzare il modo in cui la letteratura integra la questione della copertura a lungo termine nell’assetto dei mercati elettrici. Nei mercati completi, la copertura può essere considerata secondaria rispetto alla progettazione del mercato, dato che i partecipanti sono nella posizione migliore per progettare, prezzare e prendere decisioni di copertura del rischio, in presenza di adeguati incentivi alla scarsità.
La diagnosi dell’incompletezza e delle implicazioni per la copertura è un’area di ricerca attiva. Mays e altri individuano i fattori alla base dell’incompletezza del mercato, tra cui le normative sulla riduzione del mercato dei carburanti e il valore non compensato della copertura in caso di “interruzione forzata” del consumatore. Schittekatte, Batlle e altri attribuiscono molto alla mancanza di interesse da parte della domanda per la copertura, guidata dal sostegno implicito (ed esplicito, nel caso della recente crisi energetica europea) e dall’assistenza da parte dei governi centrali.
LE TARIFFE AL DETTAGLIO
Un altro flusso di letteratura punta alle protezioni strutturali nelle tariffe al dettaglio e alla mancanza di affidabilità creditizia. L’integrazione della vendita al dettaglio con le operazioni di generazione per fornire una copertura fisica (nota anche come generatori-rivenditori integrati, o “gentailer”) è stata una risposta a questo problema nei mercati a piena forza. Nonostante l’integrazione verticale si estenda alla fonte di carburante stessa, la domanda a lungo termine non è stata disponibile, considerato il rischio di essere sottoquotati da nuovi rivenditori al dettaglio con portafogli a breve termine.
Tuttavia, la questione se questi fattori siano una causa o un sintomo di un problema di fondo aiuterebbe a chiarire se questi problemi persisteranno durante la transizione del sistema elettrico verso risorse a basse emissioni di carbonio. In quest’ottica, l’attenzione comune è rivolta all’impatto del cambiamento del mix di offerta sui prezzi spot. Si prevede che una maggiore penetrazione di risorse a costo marginale zero aumenterà la frequenza di prezzi molto bassi (quando le energie rinnovabili sono abbondanti), ma anche la frequenza di prezzi molto elevati (quando le energie rinnovabili non sono disponibili e i prezzi sono fissati dal carico o dal consolidamento delle risorse). Portato all’estremo, ciò si tradurrebbe in una curva di offerta a “forma di L” e in una distribuzione bimodale dei prezzi.
IL RISCHIO DELL’INVESTIMENTO
In termini di implicazioni di copertura del rischio, un risultato sorprendente di Mays e Jenkins è che il rischio di investimento complessivo potrebbe essere inferiore nei sistemi dominati da fonti rinnovabili variabili, a causa della ridotta esposizione all’incertezza dei prezzi del carburante.
Un’attuale lacuna nella ricerca riguarda la considerazione della copertura nell’ambito di una risoluzione granulare dei casi estremi per i sistemi energetici. In questi eventi il rischio è intrinsecamente asimmetrico, le normali relazioni tra le risorse possono rompersi, e le tradizionali misure di correlazione o co-movimento tendono ad avere meno rilevanza. La copertura del rischio dovrebbe essere intesa in base ad una serie di parametri del rischio di coda, non solo ad un singolo set point, poiché le preferenze di rischio nel mercato (anche per le risorse e i consumatori) non sono trasparenti, e la valutazione dell’esposizione della coda richiede un certo grado di comprensione del rischio.
LE CONCLUSIONI DELLO STUDIO
I risultati del paper dell’OIES evidenziano quattro ulteriori considerazioni per l’indagine politica e di ricerca sulla progettazione del mercato, man mano che i sistemi elettrici avanzano lungo il percorso della decarbonizzazione. Il primo è la rilevanza dell’affidabilità creditizia e della solvibilità nella contrazione del rischio a lungo termine. In queste situazioni, l’ignoranza del rischio di solvibilità nei contratti può dipingere un quadro eccessivamente ottimistico della fattibilità della copertura commerciale, soprattutto se le informazioni non sono trasparenti. Ciò è particolarmente vero laddove le esposizioni sottostanti presentano code pesanti e sono potenzialmente dipendenti dalla coda.
A questo proposito, i sistemi energetici a basse emissioni di carbonio potrebbero trarre vantaggio da una migliore diversità della coda tra i tipi di risorse; in altre parole, i fattori che catalizzano e accelerano gli eventi estremi potrebbero avere impatti più dispersi all’interno del portafoglio. Tuttavia, i risultati sono specifici per un caso di studio e occorre tenere in considerazione le specificità delle diverse regioni, mercati e sistemi energetici. Pertanto, l’integrazione dei vincoli di solvibilità e di credito nelle analisi di equilibrio di diversi assetti di mercato rappresenta un’importante area di lavoro futuro.
L’INTEGRAZIONE DEI SISTEMI FINANZIARI
La seconda considerazione è la necessità che la valutazione del rischio di coda dei sistemi e dei mercati si espanda in ampiezza verso l’integrazione dei sistemi finanziari, fisici e digitali. Dovrebbero essere valutate anche le potenziali modalità comuni tra i sistemi a basse emissioni di carbonio, inclusi gli impatti della sicurezza del sistema e della rete nelle aree rinnovabili. Inoltre, l’estensione ad una classe più ampia di rischi di sistema e partecipanti potrebbe includere sistemi cyber-fisici e l’integrazione di nuovi combustibili e vettori del sistema energetico (idrogeno, mobilità, calore…).
L’implicazione politica più generalizzata da trarre è l’attenzione sull’incoraggiare e incentivare un’analisi completa della coda e la gestione del rischio da parte dei pianificatori e dei partecipanti al mercato. La riforma del mercato dovrebbe quindi concentrarsi sulla mitigazione dell’impatto delle “protezioni” implicite ed esplicite che potrebbero attenuare gli incentivi a gestire tale rischio. I limiti di prezzo sistematici e cumulativi ne sono un ottimo esempio. Una riforma globale dovrebbe considerare l’integrazione del lato della domanda non solo nella formazione dei prezzi spot, ma anche nei mercati di copertura del rischio. Gran parte dell’attenzione della progettazione del mercato è stata rivolta al primo aspetto.
LA PERCEZIONE DEL RISCHIO
La terza considerazione riguarda il modo in cui i consumatori percepiscono i rischi. I risultati dimostrano la sensibilità della propensione contrattuale ai parametri di rischio. Tali parametri non sono trasparenti e per i consumatori la percezione del rischio può essere influenzata da molti fattori, inclusa la precedente esposizione ad eventi estremi. Ciò ha rilevanza per i modelli di mercato con vendita al dettaglio contendibile e regolamentata. Per quanto riguarda i primi, si dovrebbe prestare attenzione a come le preferenze dei consumatori possano essere meglio rivelate attraverso strumenti contrattuali, oltre che con strutture tariffarie al dettaglio alternative, che consentano flessibilità dal lato della domanda ma forniscano anche protezione dei prezzi.
Per i mercati elettrici regolamentati, le strutture tariffarie sono rilevanti, ma la questione più olistica è come e in quale misura le utility dovrebbero essere obbligate a coprire l’esposizione al dettaglio. La tolleranza al rischio implicita in tali normative avrà un notevole impatto sui finanziamenti, sugli investimenti e, in ultima analisi, sui risultati in termini di affidabilità.
IL RUOLO DEI SISTEMI DI ACCUMULO
La quarta considerazione è il ruolo fondamentale dell’accumulo energetico nel consentire strategie di copertura efficaci, soprattutto nelle reti ad alta penetrazione delle fonti rinnovabili, che sottolinea la necessità di politiche specifiche che rimuovano le barriere e promuovano l’implementazione e l’innovazione delle tecnologie di accumulo. Ciò potrebbe comportare degli incentivi finanziari, sostegno alla ricerca e allo sviluppo e quadri normativi che riconoscano adeguatamente il valore dell’accumulo nel migliorare l’affidabilità della rete e nel facilitare l’integrazione delle energie rinnovabili.