Mentre l'India prepara un modello per smantellare il suo attuale modello di mercato energetico – un mercato decentralizzato, volontario e a breve termine che coesiste con accordi di acquisto di energia elettrica (PPA) a lungo termine firmati al di fuori del mercato spot – a favore di un mercato radicalmente diverso, modello di pool obbligatorio che elimina completamente i contratti a prezzo fisso, l'Unione Europea ha segnalato una mossa esattamente nella direzione opposta.
Bruxelles ha preparato una proposta che mira a stabilire un nuovo mercato per i contratti a lungo termine sulla falsariga dei PPA che forniscono alle centrali elettriche un prezzo fisso per la loro elettricità, principalmente per produrre bollette elettriche più stabili per gli utenti in mezzo alla volatilità dei prezzi della loro energia mercato innescato da una combinazione di fattori: l'impatto dell'aumento dei prezzi del gas a seguito della guerra in Ucraina sulla rete europea in gran parte alimentata a gas e il difetto che questo aumento dei prezzi del gas ha messo in luce nell'attuale configurazione del mercato dei prezzi marginali.
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Perché l'UE sta facendo questo?
L'UE sta tentando di modificare il design del suo mercato dell'energia elettrica per evitare che si ripeta lo scorso anno, quando i tagli alla fornitura di gas russo hanno spinto i prezzi dell'elettricità a nuovi massimi. Poiché la struttura del mercato dei prezzi marginali in Europa significa che i prezzi dell'elettricità sono fissati dai costi del produttore marginale, generalmente un impianto a gas, l'impennata dei prezzi del carburante ha provocato uno shock dei prezzi dell'elettricità che ha colpito le famiglie e gli utenti industriali.
In una consultazione pubblica all'inizio di questa settimana, la Commissione europea ha presentato molteplici opzioni per rinnovare il modo in cui le centrali elettriche vendono elettricità come parte della più ampia riforma del mercato. Ciò include piani per espandere l'uso europeo di contratti a lungo termine che forniscono alle centrali elettriche un prezzo fisso per la loro elettricità – o quelli che sono chiamati contratti per differenza (CfD) – e PPA. Entrambi dovrebbero generare un cuscinetto tra i consumatori di energia e i prezzi volatili nei mercati dell'energia a breve termine, producendo bollette elettriche più stabili per le famiglie e le aziende.
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E qual è il modello dell'India?
Anche se l'Europa ha segnalato il ritorno a contratti più a lungo termine, l'India sta preparando il progetto per passare a un nuovo modello di mercato dell'elettricità chiamato meccanismo Market-Based Economic Dispatch (MBED), in base al quale il ministero dell'Energia dell'Unione propone di centralizzare programmazione del dispacciamento dell'intero consumo elettrico annuo di circa 1.400 miliardi di unità. Se implementato, questo segnerà un chiaro passaggio da un modello decentralizzato seguito ora, che è stato rafforzato dall'Electricity Act 2003 e dalle successive riforme. L'implementazione della prima fase di MBED era stata precedentemente pianificata per iniziare con effetto dal 1° aprile dello scorso anno, ma è stata rinviata, con una data ancora da annunciare.
L'attuale mercato elettrico indiano opera su un modello a più livelli. Il primo livello sono i PPA legacy, ai quali sono stati aggiunti nuovi accordi di offerta competitiva, PPA regolamentati e PPA transfrontalieri. Il secondo livello sono i PPA a medio termine, seguiti dai PPA a breve termine.
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In base a questo modello di mercato, le regole della programmazione e delle tariffe di trasmissione variano e anche il mercato spot del giorno prima con aste chiuse a doppia faccia sta guadagnando terreno. L'energia media scambiata è di circa 150 milioni di unità al giorno. A differenza dei mercati occidentali, attualmente non esiste un pool obbligatorio. L'India ha ora aggiunto un altro livello di mercato in tempo reale che opera 24 ore su 24 per esigenze contingenti e per assorbire la variabilità dell'energia rinnovabile. Inoltre, è in fase di finalizzazione un nuovo codice di rete ed è in lavorazione anche un regime di accesso alla trasmissione liberale e flessibile denominato GNA (accesso generale alla rete). Il passaggio proposto al MBED, tuttavia, ha suscitato preoccupazione tra gli attori del settore, compresi gli stati.
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“La nostra scelta di un mercato volontario a breve termine che coesiste con PPA a lungo termine ha resistito alla prova del tempo. Scimmiottare l'Occidente potrebbe non servire al nostro scopo e dovremmo agire in accordo con le nostre circostanze concrete,” ha detto Ravinder, ex presidente della Central Electricity Authority. Trattare l'energia elettrica come un unico prodotto e quindi pretendere di avere un prezzo uniforme potrebbe comportare delle insidie. “L'elettricità è un prodotto spettrale con varie sfumature a seconda dell'ora del giorno, dell'affidabilità, della variabilità e dell'impatto ambientale. Quindi la diversità dei prezzi è intrinseca nell'elettricità.”
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Durante la progettazione del mercato dell'elettricità nel 2007, l'India aveva scelto di mantenere la sacralità dei PPA legacy come copertura per discoms (società di distribuzione), anche come spot è stato introdotto un mercato per il libero scambio di energia elettrica per fornire risorse aggiuntive in uno scenario di deficit.
“Abbiamo imparato presto la nostra lezione dal fiasco della California, dove il mercato spot è stato truccato da Enron e altri. Il nostro modello di mercato diversificato con prezzi multipli ha funzionato bene per i nostri consumatori. Non ci sono stati shock di prezzo o guadagni imprevisti. Poiché la quota di mercato spot è inferiore al 10% del volume, la sua volatilità può essere assorbita dal mercato. La nostra borsa elettrica (IEX) è stata aperta a Bhutan, Bangladesh e Nepal. L'ossessione di uniformare i prezzi di compensazione per far sembrare l'elettricità come un bene ordinario è del tutto irrazionale”, ha affermato un esperto del settore.
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Come sono i mercati dell'elettricità negli altri paesi?
I mercati dell'elettricità sono stati liberalizzati solo in alcuni mercati, compresi i paesi occidentali e altri come l'Australia, mentre paesi come il Sudafrica (l'azienda elettrica sudafricana Eskom) si sono tirati indietro e ora operano a tariffe regolamentate. La Commissione Europea, una forte sostenitrice dei mercati spot obbligatori, ora vuole chiaramente tornare ai PPA. Secondo la proposta avanzata dalla Commissione, la partecipazione al pool obbligatorio sarà una formalità procedurale per i PPA e qualunque sia la scoperta del prezzo, sarà neutralizzata da un secondo contratto esterno alla borsa elettrica denominato CfD.
Nel suo modello attuale, l'India mantiene già la sacralità dei PPA e l'ha tenuta al di fuori degli scambi di potere, anche se in modo più ordinato. Ma la conversione del nostro mercato volontario in un pool obbligatorio potrebbe potenzialmente portare il paese in un pasticcio simile a quello che l'Unione Europea si trova e sta tentando di modificare ora, secondo diversi esperti.
SL Rao, ex presidente della Central Electricity Regulatory Commission e membro del comitato consultivo della Commissione indiana per la concorrenza, ha ritenuto che la MBED proposta fosse “incoerente con le disposizioni costituzionali, il quadro legislativo esistente e la struttura del mercato” e potrebbe “finire per creare più sfide di quante ne risolva”.
Aveva detto a The Indian Express che la proposta ha implicazioni dal punto di vista della gestione complessiva della rete, a parte il modo in cui viola l'autonomia degli stati.
L'argomento del Centro è che l'attuale modello di stati che fanno la programmazione non è ottimale. L'energia elettrica è nell'elenco concorrente della Costituzione, con la rete elettrica suddivisa in aree di controllo autonome a livello statale gestite dai centri di distribuzione del carico statale (SLDC), che a loro volta sono supervisionati dai centri regionali di distribuzione del carico e dal centro nazionale di distribuzione del carico. Allo stato attuale, ogni area di controllo è responsabile in tempo reale di bilanciare la propria domanda con le risorse di generazione.
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Il modello MBED propone di cambiare questa situazione mettendo in atto un operatore di mercato centrale per inviare l'inter-stato come nonché impianti di generazione intrastatali. Inoltre, si deduce che il nuovo modello restringerà le molteplici opzioni attualmente disponibili nell'ambito del modello di mercato volontario; con i contratti del giorno prima che diventano ridondanti e, dal punto di vista di uno stato, le discoteche e l'SLDC hanno bisogno di acquistare o vendere energia nel mercato in tempo reale, anche se è per mantenere l'equilibrio tra domanda e offerta nelle loro aree di controllo.< /p>
Si teme che il nuovo modello possa potenzialmente scontrarsi con le tendenze del mercato emergente, dato l'aumento delle energie rinnovabili nel mix di generazione complessivo e il numero crescente di veicoli elettrici che si collegano alla rete, il che richiede un maggiore decentramento di mercati e pool volontari per una gestione e operazioni efficienti della rete, ha affermato un funzionario con esperienza normativa.
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