Mercato elettrico in Italia: gli scenari attesi dagli operatori

Il 25 ottobre 2017 a Milano, nel corso del Convegno “Scenari strategici dopo la fine del mercato regolato”, Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano ha presentato il 1° “Electricity Market Report“, uno studio estensivo delle trasformazioni in atto nel mercato elettrico, realizzato attraverso oltre 200 interviste qualificate agli operatori del settore: dalla rimodulazione delle tariffe all’apertura del mercato per il servizio di dispacciamento (MSD), dalla diffusione attesa dei sistemi di storage alla possibile uscita dal meccanismo della tutela.

Il quadro che ne esce dipinge la situazione attesa del mercato elettrico in Italia nel 2021, con le ripercussioni per i diversi attori della filiera.

Secondo il Rapporto, nel corso del 2016 il fabbisogno di energia elettrica in Italia è stato pari a 310 TWh (-2% rispetto al 2015 e ben 8 punti percentuali sotto il picco del 2011), a cui corrisponde una generazione elettrica nazionale di 275 TWh di energia.

Oggi questa produzione è soddisfatta per circa il 38% da fonti rinnovabili, ma nel 2017, precisamente alla data ormai famosa del 21 maggio, si è arrivati alla copertura record dell’87%. Il controvalore complessivo del mercato è equivalso a circa 61 miliardi di euro nel 2016 e a quasi 31 miliardi nel primo semestre del 2017, distribuito tra i vari attori, che sono oltre 12.600 nella fase di generazione (con almeno 100 kW di potenza installata, ma va considerato che i primi sei detengono il 50% della capacità installata totale), 11 in quella di trasmissione e 137 nella distribuzione in media e bassa tensione (con i primi 3 che distribuiscono circa il 93%dell’energia totale), a cui si aggiungono 625 imprese registrate all’anagrafe degli operatori per la vendita di energia elettrica.

Il tutto per servire un mercato finale fatto da 36,5 milioni di punti di prelievo sul territorio nazionale, di cui circa l’80% domestici.

“Il mercato elettrico italiano si trova di fronte, per la prima volta dopo molto tempo, a un momento di seria riflessione sul modo migliore di innovarsi tenendo conto da un lato del ruolo critico che esso gioca per la sicurezza energetica del Paese, dall’altro delle grandi potenzialità che le nuove tecnologie (dallo storage ai sistemi smart di gestione dell’energia) e i nuovi modelli di business come gli aggregatori virtuali possono avere nel garantirne lo sviluppo e la crescita”, ha spiegato Vittorio Chiesa, Direttore di Energy&Strategy Group del Politecnico di Milano, che ha presentato il Rapporto.

“La competizione con gli altri Paesi europei, molti dei quali più avanti di noi sul cammino dell’innovazione, comincia a far sentire i propri effetti ed è quanto mai necessario non restare indietro, per permettere agli utenti di godere dei benefici di un mercato aperto e competitivo e ai nostri operatori di misurarsi quanto più possibile alla pari con i competitor stranieri“.

Il Rapporto individua 18 grandi trend di cambiamento (dagli utenti finali, con il possibile rialzo dei prezzi dell’energia, ai produttori di energia, con la crescita attesa del ruolo dei prosumer, passando per gli operatori della trasmissione e della distribuzione, alle prese con la diffusione dei sistemi di storage).

Dall’analisi dell’intensità dei macro trend che hanno effettivamente un impatto sul mercato viene fuori la fotografia di un mercato italiano decisamente conservatore, con la sola eccezione della tecnologia degli smart meter 2.0, dove l’Italia aveva già una tradizione di eccellenza da mantenere, la gran parte dei macro trend non si è ancora verificata.

L’apertura del MSD e la possibilità di avere degli aggregatori è appena ai suoi albori e nessuno dei meccanismi che possono rappresentare il futuro della gestione della generazione distribuita da rinnovabili dopo l’incentivazione (carbon tax, PPA e aste a tecnologia neutra) sono oggi osservabili. Anche la diffusione della mobilità elettrica e dei sistemi di storage è ancora appena accennata.

L’Electricity Market Report riporta anche i risultati di una estensiva analisi di benchmark che confronta il mercato italiano con quelli di Germania, Regno Unito, Norvegia, Danimarca, Spagna, Francia e Portogallo, che, assieme all’Italia, rappresentano il 70% del totale della domanda elettrica in Europa, contribuendo quindi ad ampliare la visione sui principali trend che stanno modificando il nostro modo di intendere e gestire i mercati dell’energia.

Da questo punto di vista, la situazione italiana può destare preoccupazioni se la si confronta con quella degli altri Paesi europei selezionati. Pur analizzando attentamente ogni Paese, Energy & Strategy Group prende ad esempio il mercato elettrico tedesco e quello britannico.

La Germania, con una domanda elettrica alla fine del 2016 di 590 TWh (47% in più dell’Italia), è il 1° Paese europeo per dimensione. Il mercato elettrico è stato completamente liberalizzato già nel 1998. Lo European Energy Exchange (EEX), con sede a Lipsia, è oggi la principale “borsa elettrica” a livello europeo con oltre 4.456 TWh di transazioni l’anno.

Accanto alle quattro grandi società (E.ON AG, RWE AG, Vattenfall GmbH e EnBW AG) attive nella generazione, distribuzione e fornitura di energia elettrica, vi sono fornitori regionali e comunali che si dividono il 70% del mercato, gestito con sessioni prossime al real time grazie alle scelte coraggiose fatte relativamente ai soggetti abilitati ad operare nei servizi di rete e all’adeguamento dei meccanismi di controllo.

Il Regno Unito, con una domanda elettrica alla fine del 2016 di circa 340 TWh (9% in più dell’Italia), è il 3° Paese europeo per dimensione. Il mercato elettrico è stato completamente liberalizzato in tutte le fasi della filiera, dalla generazione alla vendita, già nel 1989-1990.

Un’ulteriore area in cui il Regno Unito ha fatto da pioniere è stata l’apertura dei servizi di bilanciamento della rete alla domanda, ivi comprese le fonti rinnovabili non programmabili e i sistemi di storage, che sono stati abilitati nel 2015.

Nonostante il paradigma della “generazione distribuita”, soprattutto da rinnovabili, non abbia trovato lo stesso sviluppo del mercato tedesco, il Regno Unito è molto avanzato per quanto riguarda l’abilitazione di nuovi operatori (aggregatori e storage farm) e la strutturazione di rapporti di vendita e acquisto di lungo termine tramite i PPA, che sono la forma più diffusa di contrattualizzazione energetica tra i grandi operatori.

Se si guarda complessivamente ai 7 Paesi, è possibile identificare alcune comunanze e differenze.

“Vi sono alcuni trend che possono essere considerati la base comune dell’evoluzione dei mercati elettrici europei verso una maggiore efficacia ed efficienza di funzionamento – ha commentato Chiesa – il passaggio verso il mercato libero, l’apertura dei mercati dei servizi per il dispacciamento, l’abilitazione degli operatori virtuali e le riforme tariffarie sono solo alcuni esempi degli sforzi messi in campo dalle autorità nazionali al fine di rendere sempre più efficiente e competitivo, a vantaggio dei consumatori e dell’intero sistema, il mercato elettrico”.

“Altri trend risultano invece complessivamente deboli, ovvero con una presenza decisamente ridotta ad oggi nel campione, quasi che non si consideri il mercato sufficientemente maturo da trovare soluzioni adeguate: sono le aste neutre, i power purchase agreement e i SDC”.

Tramite un sondaggio che ha raccolto oltre 180 questionari somministrati a un campione rappresentativo di operatori della generazione, distribuzione, trasmissione e vendita di energia elettrica, nonché a un gruppo di esperti e ricercatori del settore, si sono delineate le aspettative degli operatori italiani sull’evoluzione del mercato nel nostro Paese, in ritardo rispetto alla maggior parte degli altri Paesi europei.

A parere degli intervistati, il completamento della liberalizzazione del mercato, della riforma tariffaria e l’abilitazione di sistemi di distribuzione chiusi (SDC) ed energy communities metteranno gli utenti in grado di valutare offerte di vendita (e generazione distribuita) di energia più variegate, con una maggiore rilevanza della componente di servizio; l’aumento del livello di smartness della rete e il varo di un capacity market adeguato permetteranno una maggior stabilizzazione nella fase di gestione della rete di distribuzione e trasmissione, garantendo al contempo maggiori possibilità di sfruttamento di asset produttivi “tradizionali”.

Inoltre, le possibilità di un incremento del sistema competitivo per la generazione di energia (aste a tecnologia neutra e contratti di vendita dell’energia prodotta per un numero adeguato di anni -i cosiddetti PPA, Power Purchase Agreement – e per la fornitura dei servizi di rete (con l’apertura completa del MSD) manterranno su buoni livelli la vivacità del comparto elettrico, trainati dalla crescita della domanda. Infine, il comparto delle rinnovabili vedrà terminare non soltanto la disponibilità di incentivi, ma anche la priorità di dispacciamento, lasciando quindi attivi solo gli operatori che avranno fatto della produzione di energia da fonti rinnovabili un vero business, investendo in competenze e strutture organizzative di gestione.

Riguardo agli effetti attesi:

– il 39% degli operatori si aspetta un aumento de prezzo unico nazionale (PUN), mentre il 44% pensa non varierà;

– il 46% degli operatori si attende una crescita del 2-4% dei consumi, contro il 27% di chi ritiene che rimarrà stabile.

Più che ad un cambiamento del mix energetico, l’aumento della domanda comporterebbe un aumento dei prezzi. Infine, ci si aspetta l’arrivo di nuovi operatori con la chiusura del mercato tutelato, benché sia improbabile che raggiungano una quota di mercato superiore al 5%.

Il cammino intrapreso dalle rinnovabili una decina di anni fa è ormai percepito come definitivo e non reversibile. I traguardi imposti dall’Unione Europea, seppur di lungo periodo, secondo il Rapporto, paiono credibili e non derogabili. Il 78% degli operatori considera raggiungibile il traguardo al 50%, sulla produzione totale di energia elettrica, per il parco di generazione da rinnovabili entro il 2021.

È interessante sottolineare come, nell’ipotesi di mantenere lo stesso mix di generazioni di rinnovabili attuali, vorrebbe dire installare 10-12 GW di nuova potenza.

Anche la crescita dei “prosumer” (chi è allo stesso tempo produttore e consumatore) viene data per certa dal 63% degli operatori,con un raddoppio della quota attuale sulla produzione complessiva che raggiungerebbe il 4%, facendo salire la potenza di generazione in mano ai prosumer di circa 2,5 GW.

Sono alte anche le aspettative per il comparto dello storage di energia, con oltre il 70% dei rispondenti a favore di una crescita (anche se moderata) nel breve termine.

“Quello delineato dalla survey è tuttavia uno scenario estremamente lento, con oltre il 76% degli intervistati che crede questi cambiamenti non avverranno prima del 2021-2025 – ha concluso Chiesa – Lentezza che avrà delle ricadute importanti: da un lato in positivo, perché permetterà agli operatori storici del nostro Paese di adeguare le proprie competenze e la propria offerta di servizi, e a quelli delle rinnovabili di portare a termine il processo di professionalizzazione e concentrazione già in corso ormai da qualche anno; dall’altro in negativo, perché, a differenza di quanto accaduto ad esempio in Inghilterra o in Germania, ridurrà la spinta competitiva apportata da nuovi operatori che avrebbero invece potuto approfittare della rapidità dei cambiamenti per aggredire, in puro spirito imprenditoriale, il mercato“.