Le nuove zone del mercato elettrico: quello che c’è da sapere

Cambia la mappa delle zone del mercato elettrico in Italia. Dal primo gennaio 2021 la configurazione delle zone di mercato italiane è cambiata come esito di un processo pluriennale di revisione. Perché? E come mai questa nuova configurazione? Ve lo spieghiamo in questo articolo che ripercorre le tappe di un’operazione apparentemente tecnica, ma che produce in verità progressi significativi in termini di sicurezza ed efficienza del mercato elettrico oltre a migliorare l’integrazione e l’omogeneità con il mercato europeo. È il risultato del lavoro di Terna, cominciato nel 2015 in ottemperanza ai nuovi criteri individuati dal regolamento EU CACM (in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione): l’Italia, dal 1° gennaio 2021, è il primo Paese europeo a fare entrare in vigore il nuovo paradigma. Un primato che vale la pena sottolineare.

Che cosa cambia con la nuova configurazione delle zone di mercato elettrico? Prima di rispondere, cerchiamo di capire cos’è una zona di mercato: “Il sistema elettrico viene suddiviso in aree dove produttori e consumatori possono vendere e acquistare energia elettrica liberamente, mentre esistono delle limitazioni alla compravendita di energia tra zone diverse”, spiega l’ingegnere Federico Quaglia, responsabile Analisi e Studi per l'Energy Operation a Terna, il gestore della rete di trasmissione elettrica nazionale.

L’obiettivo è quello di cogliere correttamente l'andamento dei principali flussi di potenza a seconda delle condizioni di domanda e offerta, rappresentando i cosiddetti “colli di bottiglia” nella capacità di trasporto della rete, compatibilmente con la sicurezza del sistema elettrico nazionale. L’Italia è già di per sé un unicum nello scenario continentale: mentre in tutti gli altri Paesi (ad eccezione degli scandinavi) le zone corrispondono all’intero territorio nazionale (ogni Paese una zona), da noi sin dall’inizio il territorio nazionale è stato modellato nei mercati dell'energia in forma di zone di mercato. Questo è successo un po’ per la conformazione geografica, e un po’ per differenziare i prezzi di acquisto a seconda del bilancio tra capacità di generazione di energia elettrica e domanda che varia da zona a zona (fornendo opportuni "segnali di prezzo"). Dove c’è più offerta i prezzi sono più bassi, e viceversa.

Ma questo riguarda principalmente i produttori: per i consumatori il costo è livellato con il prezzo unico nazionale, o PUN. Il maggiore costo viene quindi spalmato a livello nazionale, per cui accade ad esempio che al Sud, dove c’è più offerta e dove i prezzi sarebbero inferiori alla Sicilia, si paghi invece un po’ di più, contribuendo in parte al maggiore prezzo da pagare al produttore in Sicilia, in modo che il differenziale non venga scaricato solo sulle spalle del consumatore dell'isola. C’è poi un doppio risvolto positivo: al produttore che volesse inaugurare un nuovo impianto conviene farlo dove c’è meno offerta, perché ci guadagna di più; ma così facendo migliora anche la quantità di elettricità offerta nella zona e quindi l’efficienza generale del sistema elettrico.

Le nuove zone non avranno dunque impatti sulle bollette né sui profitti dei venditori: “Il senso non è quello", spiega ancora l’ingegnere di Terna. "La nuova configurazione consentirà invece di massimizzare l’efficienza del mercato perché rifletterà meglio le criticità della rete, permettendo agli operatori di ottimizzare le contrattazioni evitando problemi di sicurezza della rete, cioè ad esempio sovraccarichi, collassi di tensione, instabilità”. Il vantaggio per l’efficienza del mercato è dunque che i cosiddetti segnali di prezzo forniscano le indicazioni più corrette possibili, impedendo possibili speculazioni. Tanto più la zona è omogenea tanto più se il prezzo è basso è perché riflette in maniera più precisa e adeguata le condizioni di eccesso di offerta, e viceversa in caso di scarsità.

Ma quali sono le zone di mercato elettrico oggi e con quali criteri sono state individuate? A partire dal 2018, quando è stato avviato un processo di graduale implementazione della soluzione individuata da Terna, la configurazione zonale è stata snellita, passando da 10 zone di mercato a sette: sono stati eliminati i 4 poli di produzione (Priolo, Foggia, Brindisi e Rossano) grazie all'ampliamento della capacità di trasporto della rete e, anche, a una concomitante dismissione di capacità di generazione, ed è stata invece introdotta una nuova zona (Calabria) per riflettere gli effetti della generazione rinnovabile sui flussi di potenza. Inoltre, la regione Umbria è stata spostata dalla zona Centro Nord alla zona Centro Sud, per cogliere meglio l'impatto delle contrattazioni interne a questa regione sulle congestioni di rete.

Dal 1° gennaio 2021 le zone sono quindi: Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia e Sardegna.

“La revisione metodologica è iniziata nel 2015", racconta Quaglia. "Il vecchio criterio era solo quello di sicurezza della rete, mentre in questi anni seguendo il regolamento europeo sono state introdotte tre macrocategorie di criteri: sicurezza, efficienza del mercato e robustezza”. Le zone italiane sono interconnesse con quelle dei Paesi europei vicini: il Nord con Francia, Svizzera, Austria e Slovenia; il Centro-Nord e la Sardegna con la Corsica; il Centro-Sud col Montenegro; il Sud con la Grecia, la Sicilia con Malta. Un'appropriata configurazione nazionale, insieme al potenziamento delle rispettive interconnessioni internazionali a cui Terna sta lavorando, consentirà quindi di massimizzare l'efficienza dei mercati elettrici dell'energia nei prossimi anni.