Il sistema elettrico sta cambiando più in fretta delle regole che lo governano, e anche della capacità dei mercati di guidare investimenti, flessibilità e sicurezza, creando un divario crescente tra realtà fisica delle reti e segnali di mercato.
La variabilità meteorologica, l’esplosione del numero di attori, la digitalizzazione dei consumi e il peso crescente delle reti di distribuzione stanno rendendo il funzionamento quotidiano dei sistemi più complesso e meno prevedibile.
In assenza di riforme dei mercati elettrici, il rischio è un aumento dell’incertezza, costi più elevati per famiglie e imprese e investimenti insufficienti nelle tecnologie necessarie alla decarbonizzazione.
È quanto emerge dal nuovo rapporto dell’Agenzia internazionale dell’energia (IEA) sulla necessaria evoluzione dell’architettura dei mercati elettrici.
Mercati che non riflettono la realtà
Un nuovo rapporto della IEA sottolinea che, nonostante queste pressioni, un sistema basato sui mercati resta il modo più efficiente per coordinare risorse, garantire sicurezza e minimizzare i costi.
Tuttavia, nel quadro attuale, il sistema non riesce più a garantire un coordinamento efficace tra breve, medio e lungo periodo. La struttura storica dei mercati all’ingrosso, pensata quando la produzione era soprattutto programmabile, non è infatti progettata per un sistema in cui la disponibilità di energia può variare drasticamente nel giro di pochi minuti e in cui la domanda non è ancora messa nelle condizioni di contribuire attivamente all’equilibrio del sistema.
La conseguenza è una difficoltà crescente a trasformare le condizioni reali della rete in segnali di prezzo affidabili, coerenti e utili a orientare investimenti. Senza una revisione profonda, la distanza tra ciò che accade fisicamente sulle reti e ciò che i mercati riescono a rappresentare economicamente continuerà ad allargarsi, con effetti negativi sulla sicurezza e sulla capacità di finanziare nuove infrastrutture di generazione, accumulo e flessibilità.
Nell’illustrazione dell’agenzia, una panoramica delle revisioni e delle riforme dei mercati all’ingrosso in alcune regioni del mondo nel periodo 2022-2025.
Un sistema che cambia più rapidamente delle sue regole
La penetrazione di risorse distribuite, accumuli domestici, nuova domanda elettrica e attori sempre più frammentati spinge verso una maggiore granularità dei mercati, sia nel tempo sia nello spazio.
L’energia disponibile può variare in modo significativo da una zona all’altra e nel passaggio da una fascia oraria alla successiva, aumentando la pressione sui mercati di breve periodo.
Nel grafico della IEA, la quota di produzione dispacciabile rispetto alla generazione totale (a sinistra) e la capacità installata di energia rinnovabile variabile (a destra), dove la produzione dispacciabile comprende carbone, gas, idroelettrico, nucleare, petrolio e altro, con l’elettricità dispacciabile espressa come quota della produzione totale (GWh), mentre la capacità installata delle rinnovabili si riferisce alla quota della capacità installata totale (GW).
In Europa, il mercato del giorno prima elabora ogni ora più di 400mila offerte: un volume enorme che riflette la crescente partecipazione di operatori, tecnologie, aggregatori e risorse di flessibilità.
Ma un elevato numero di offerte non garantisce automaticamente segnali corretti. Per la IEA, la sfida centrale è far sì che i prezzi riflettano in modo più accurato le condizioni fisiche della rete: congestioni, vincoli localizzati, disponibilità effettiva delle risorse. Senza questa integrazione più stretta tra mercati e sistema elettrico, i segnali economici rischiano di risultare incompleti o fuorvianti.
Il rapporto, Electricity Market Design – Building on strengths, addressing gaps, rileva che questi cambiamenti stanno già influenzando il comportamento dei mercati e che sarà indispensabile rendere più coordinati gli strumenti attivi tra brevissimo termine, lungo termine e meccanismi di supporto, evitando duplicazioni e inefficienze che ricadrebbero su imprese e famiglie.
Inoltre, la IEA chiarisce che non esiste un unico modello valido per tutti i Paesi: la riforma del disegno di mercato deve essere essa stessa flessibile, modulare e adattabile alla struttura e alla maturità di ciascun sistema elettrico.
Dove i mercati di breve periodo funzionano e dove meno
Il rapporto evidenzia che i mercati spot rimangono complessivamente efficaci. Le previsioni, oggi più accurate, hanno permesso di integrare grandi volumi di rinnovabili senza perdere affidabilità. I mercati infragiornalieri e di bilanciamento svolgono un ruolo cruciale nel correggere squilibri e nel gestire variabilità e incertezza in tempo reale.
Tuttavia, l’architettura attuale rende ancora difficile valorizzare risorse distribuite, accumuli, domanda flessibile e tecnologie connesse alle reti di distribuzione. Il sistema di scambio tra operatori della trasmissione e risorse “dietro al contatore” non è ancora pienamente integrato.
La IEA indica che questa area è una delle principali opportunità di miglioramento: l’accesso coordinato alla flessibilità distribuita potrebbe ridurre significativamente i costi operativi e aumentare l’efficienza del sistema.
Accanto a queste criticità, il rapporto avverte che interventi emergenziali, tetti di prezzo o limiti artificiali ai prezzi possono attenuare la volatilità nel breve periodo, ma a costo di distorcere i segnali economici necessari per promuovere investimenti e una gestione ottimale della flessibilità. Anche per questo, la dimensione di lungo periodo assume un’importanza crescente.
Il vero punto debole: mercati di lungo periodo insufficienti
La IEA individua nei mercati di medio e lungo termine la fragilità principale dell’attuale architettura. In molte regioni, questi mercati sono poco liquidi, frammentati o limitati a contratti bilaterali non standardizzati. Il risultato è una scarsa capacità di copertura dei rischi, segnali di investimento incoerenti e una forte esposizione alla volatilità dei prezzi spot.
Questa debolezza ostacola gli investimenti strategici in rinnovabili di grande scala, batterie, tecnologie di flessibilità, reti, impianti programmabili a basse emissioni. Servono mercati più accessibili, strumenti più trasparenti, contratti a termine più standardizzati e regole che facilitino l’ingresso di nuovi attori, riducendo la dipendenza da pochi accordi bilaterali non pubblici.
La IEA ammonisce inoltre che i Power Purchase Agreement (PPA), pur importanti, non possono sostituire mercati di lungo periodo ben funzionanti: molti non integrano correttamente i segnali di prezzo in tempo reale, generando disallineamenti operativi e finanziari (Prezzi elettrici negativi in Italia: è una questione di confini).
Meccanismi complementari: utilità e criticità
I meccanismi complementari, come aste di capacità, remunerazione della disponibilità, programmi di sostegno alle rinnovabili, sono ormai parte strutturale dei mercati. In molti Paesi hanno permesso di garantire l’adeguatezza delle risorse, sostenere nuova generazione e assicurare capacità flessibili fondamentali.
La IEA avverte però che questi strumenti devono essere progettati con cura: se modalità di remunerazione della capacità o incentivi alle rinnovabili non sono allineati ai segnali dei mercati spot e a termine, si rischiano distorsioni dei prezzi, investimenti ridondanti o inefficienze operative.
L’Agenzia sottolinea inoltre che la coerenza tra meccanismi complementari e mercati è un elemento cruciale della riforma e che la loro efficacia dipende dalla capacità di integrare obiettivi di sicurezza, decarbonizzazione e costi per i consumatori.
Una riforma continua, coordinata e prevedibile
La trasformazione dei sistemi elettrici richiede che l’architettura dei mercati venga aggiornata nel tempo come parte di un processo di governance continuo. Ma questa evoluzione deve avvenire con stabilità, prevedibilità e senza interventi retroattivi o stop inattesi, così da garantire agli investitori un quadro certo per pianificare nuove capacità e tecnologie.
La IEA richiama l’importanza di processi di riforma più strutturati, investimenti nella capacità istituzionale e un coordinamento più stretto tra ministeri, regolatori, operatori di rete e autorità di mercato.
Una riforma efficace deve assicurare che tutti gli strumenti, dai mercati spot ai meccanismi di capacità, remino nella stessa direzione. Solo così sarà possibile coniugare sicurezza, accessibilità e decarbonizzazione, accompagnando la crescita delle rinnovabili e il ruolo crescente della domanda nella stabilità del sistema.
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