Il Rapporto annuale dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico in materia di monitoraggio dei mercati a pronti, a termine e dei servizi di dispacciamento (428/2014/I/eel) analizza nel dettaglio le principali dinamiche che hanno interessato il sistema elettrico nel corso del 2013, offrendo, altresì, dei primi spunti sulle evoluzioni attese nel corso del 2014.
Il Rapporto costituisce un quadro particolarmente organico ed aggiornato sugli sviluppi del mercato elettrico, riepilogati in modo articolato secondo lo schema dei seguenti nove capitoli:

Stato di avanzamento della riforma del mercato elettrico

I principali provvedimenti di regolazione del mercato elettrico sono stati:

1. la prosecuzione delle modifiche al mercato dei servizi di dispacciamento: orientamenti finali sulla selezione e remunerazione dei servizi di flessibilità; disciplina del meccanismo facoltativo (transitorio e di regime) per la remunerazione del contributo alla regolazione primaria di frequenza; revisioni urgenti del processo di formazione dei prezzi di sbilanciamento nelle isole maggiori e orientamenti sulla revisione complessiva della disciplina degli sbilanciamenti;
2. la proposta finale al MiSE d'integrazione del meccanismo transitorio di remunerazione della capacità produttiva di energia elettrica;
3. L'Autorità ha altresì consultato la costituzione di un segmento del nuovo mercato della capacità, finalizzato all'approvvigionamento di capacità idonea a fornire i servizi di flessibilità necessari a coprire i fabbisogni di lungo termine stimati da Terna. L'Autorità ha infine formulato parere positivo al MiSE sul Decreto di approvazione della disciplina del nuovo mercato della capacità;
4. la proroga della disciplina dei servizi di interrompibilità istantanea e di emergenza per il 2014, e la definizione di una nuova disciplina con efficacia a decorrere dal 1 gennaio 2015 (che prevede l'esecuzione di aste triennali, annuali, infrannuali e mensili);
5. il nuovo accordo per l'integrazione dei mercati del giorno prima italiano e sloveno, avviando l'estensione del market coupling (per l'assegnazione implicita dei diritti di transito giornalieri sull'interconnessione) agli altri paesi confinanti sulla frontiera settentrionale nel corso del prossimo anno.

Evoluzione della domanda elettrica e del parco di generazione

Nel corso del 2013 è continuata la contrazione della domanda di energia elettrica: l'energia complessivamente fatturata alle unità di consumo localizzate sul territorio nazionale passa da 302 TWh nel 2012 a 290 TWh nel 2013 (-4%). Particolarmente accentuato è stato il calo dei prelievi nella macrozona Sardegna (-17,68% nel 2013), principalmente a causa della flessione dei consumi nel settore industriale isolano.
Le unità produttive rilevanti (cioè con potenza superiore a 10 MW) entrate in esercizio sono state 27 (per una potenza complessiva di 0,8 GW), mentre 14 sono state dismesse (per una potenza complessiva di -2,5 GW): il saldo netto fra entrate e uscite di unità produttive rilevanti è quindi negativo in termini di potenza e pari a circa -1,7 GW . Le entrate sono costituite prevalentemente da unità produttive rilevanti eoliche (21 ingressi su 27) per una potenza complessiva di circa 0,6 GW. Le uscite sono invece soprattutto unità produttive rilevanti termoelettriche, le quali registrano un saldo netto negativo pari a circa -2,3 GW. In particolare, si registra l'uscita di 12 unità produttive rilevanti termoelettriche abilitate a MSD per una potenza complessiva pari a circa 2 GW, concentrate nella zona Nord.
Questo fenomeno dell'inversione del ciclo degli investimenti in capacità di generazione termoelettrica tende ad acuirsi nei primi mesi del 2014.

Evoluzione della rete di trasmissione

Il principale intervento di sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale ultimato nel corso del 2013, che ha contribuito ad aumentare la capacità di scambio della rete tra le attuali zone di mercato, è la trasversale a 380 kV Feroleto - Maida. Tale intervento, oltre ad aumentare di circa 200 MW i limiti di transito dal polo di produzione limitata di Rossano verso la zona Sud, è anche funzionale a migliorare le condizioni di sicurezza della rete della Calabria.

Evoluzione della struttura di mercato

Nel 2013 si assiste a variazioni contenute nelle quote di mercato dei principali operatori italiani con l'operatore maggiore, ENEL, che si conferma sui livelli del 2012 con una quota del 25%.  
La pivotalità dei principali operatori sulla domanda di energia o di potenza è - a livello complessivo - in costante e progressiva riduzione. Nel 2013 la pivotalità di ENEL e EON in Sardegna si è ulteriormente ridotta anche per il forte calo dei consumi di energia elettrica.
Come nel 2012, anche nel 2013 la pivotalità dei principali operatori si riduce notevolmente nelle ore centrali della giornata e concentrandosi sempre più nelle ore serali.

Stato dei mercati dell'energia elettrica a pronti

Nel 2013 il prezzo medio di acquisto dell'energia nella borsa elettrica nazionale (PUN) è risultato pari a 62,99 €/MWh: è il livello più basso su base annua dal 2006, e corrisponde ad un calo di prezzo del 16,6% rispetto al 2012. Tale flessione deriva dall'effetto combinato di vari fattori quali il perdurare della crisi economica, il mutamento del mix produttivo dovuto alla forte penetrazione delle fonti rinnovabili ed il calo del prezzo medio offerto dagli impianti a ciclo combinato che risultano al margine (quest'ultimo dovuto anche alla riforma predisposta dall'Autorità con riferimento al mercato all'ingrosso del gas naturale).
A livello europeo la flessione delle quotazioni del carbone (il cui prezzo è sceso indicativamente del -15%; ai minimi nell'ultimo quadriennio) ha contribuito al generale calo dei prezzi sulle borse elettriche dei principali Paesi. Il maggior calo che ha interessato la borsa italiana ha portato tuttavia ad un'accelerazione del processo di convergenza con le principali borse europee. In particolare i differenziali di prezzo si attestano rispettivamente a 25 €/MWh con la Germania, 19,75 €/MWh con la Francia e 18,72 €/MWh con la Spagna.

Mercato dei servizi di dispacciamento

Nel corso del 2013, si realizza, rispetto all'anno precedente, un aumento dell'onere netto a carico del sistema: il saldo tra i proventi e gli oneri maturati da Terna per l'approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento (c.d. uplift) ha subìto un peggioramento nel 2013 rispetto all'anno precedente.
L'analisi delle principali componenti che concorrono alla determinazione dell'uplift evidenzia, in particolare, un significativo incremento dell'onere associato alla componente approvvigionamento servizi (+250 mln € circa rispetto al 2012) e alla componente energia (+70 mln € circa rispetto al 2012).

Effetto delle rinnovabili sul funzionamento dei mercati

Nel 2013 si assiste ad un consolidamento del nuovo assetto di funzionamento del mercato elettrico caratterizzato da rilevante penetrazione di capacità di generazione da fonte rinnovabile non programmabile con un duplice impatto.
Da un lato si rileva il progressivo aumento dei costi sostenuti da Terna per garantire la sicurezza del sistema elettrico; dall'altro si riducono le opportunità per gli impianti termoelettrici a ciclo combinato meno flessibili di preservare margini di redditività.

Mercato dell'energia elettrica a termine

Nel 2013, i volumi di energia elettrica negoziati sul mercato a termine si sono attestati a quota 554 TWh [1] registrando una lieve battuta d'arresto (-6%) rispetto al 2012 (586 TWh).
Il calo riscontrato nel 2013 risulta generalizzato ed interessa sia gli scambi over the counter (OTC) sia, con una contrazione più marcata, i mercati a termine regolamentati (MTE e IDEX) sui quali sono stati conclusi scambi per 36,4 TWh (di cui 28,4 TWh relativi a prodotti finanziari scambiati su IDEX e meno di 8 TWh su MTE).

I contratti conclusi sui mercati OTC ammontano a circa il 98% dei volumi a termine complessivi. Questo dato conferma la preferenza da parte degli operatori a concludere contratti OTC anziché ricorrere ai mercati regolamentati.
Lato prezzi, la quotazione mensile dei contratti annuali baseload con consegna 2013 stipulati nei diversi mesi del 2012 è stata in media superiore di circa 12-13 €/MWh rispetto al prezzo formatosi nel mercato del giorno prima durante il 2013 (63 €/MWh, contro circa 76 €/MWh in media dei suddetti contratti annuali). A tale riguardo, l'effetto combinato della persistente recessione economica e dello sviluppo della generazione rinnovabile sembrerebbe aver reso sempre più instabile e aleatorio il quadro di riferimento all'interno del quale si muovono le determinanti dei prezzi, complicando non poco la possibilità di registrare a termine segnali corretti sull'evoluzione delle quotazioni.

Mercato della capacità

Il funzionamento del nuovo mercato della capacità prevede che Terna acquisti dai produttori opzioni su capacità produttiva reale (physically backed call option) per quantitativi pari al fabbisogno di capacità del sistema in ciascun anno, allo scopo di assicurare ai clienti finali una copertura contro il rischio di picchi di prezzo originati da inadeguatezza della capacità produttiva. Tali opzioni saranno negoziate attraverso aste istituite presso un mercato organizzato della capacità produttiva e saranno caratterizzate da:

• un prezzo di esercizio commisurato ai costi variabili di un nuovo impianto di punta;
• il pagamento di un premio annuo determinato nel mercato della capacità, a fronte dell'obbligo di restituzione degli eventuali differenziali positivi fra il prezzo di riferimento - ovvero il prezzo di vendita dell'energia elettrica sui mercati a pronti - e il prezzo di esercizio.

Al fine di consentire la partecipazione anche di capacità produttiva in fase di progettazione e/o costruzione, le opzioni negoziabili avranno un orizzonte di pianificazione di quattro anni e un periodo di consegna triennale.
Laddove venissero rispettate tutte le tempistiche previste per lo sviluppo dei sistemi necessari all'avvio del nuovo mercato, sarebbe plausibile attendersi che le prime aste siano bandite da Terna entro il 2015.

(*) La scheda ha carattere divulgativo e non provvedimentale.

[1] Si fa riferimento a tutti i contratti a termine stipulati nell'anno solare 2013, con data inizio delivery maggiore o uguale al 1° gennaio 2013.