In Spagna i PPA aumentano i prezzi spot anziché diminuirli

Un nuovo studio sottoposto a revisione paritaria sul mercato elettrico spagnolo dimostra che i contratti bilaterali fisici (PBC, PPA fisici) associati agli impianti solari ed eolici aumentano i prezzi all’ingrosso dell’elettricità durante le fasi di elevata penetrazione delle energie rinnovabili, invertendo l’effetto di riduzione dei prezzi che queste tecnologie avevano avuto nelle fasi precedenti dello sviluppo delle energie rinnovabili.

Lo studio, pubblicato sulla rivista Utilities Policy con il titolo ” Mercati dell’elettricità a lungo termine e spot: il collegamento tecnologico in Spagna “, è stato realizzato da Daniel Davi-Arderius di e-Distribución Redes Digitales e Tooraj Jamasb della Copenhagen Business School. Gli autori concludono che l’effetto di questi contratti dipende dal contesto di mercato e che, durante la fase di normalizzazione successiva alla crisi energetica, i contratti per le energie rinnovabili hanno avuto un impatto positivo sui prezzi spot.

I ricercatori hanno analizzato 52.260 osservazioni orarie del mercato spagnolo del giorno prima tra gennaio 2019 e dicembre 2024, coprendo undici distinti periodi strutturali: la fase pre-pandemica, lo shock della domanda dovuto al Covid-19, la crisi energetica successiva all’invasione dell’Ucraina, la cosiddetta “eccezione iberica” e la successiva normalizzazione del mercato.

Per l’analisi è stato utilizzato un modello econometrico AR(1,24) con componenti GARCH e TARCH, progettato per valutare sia l’effetto medio sui prezzi sia la volatilità condizionale in ciascun periodo.

I PBC (Power Buy-Based Contracts) sono contratti di fornitura di energia elettrica over-the-counter, tra cui PPA fisici, hedging con i fornitori e contratti intragruppo, attraverso i quali i volumi garantiti vengono prelevati dal mercato giornaliero prima della compensazione. Secondo lo studio, questi contratti hanno coperto tra il 40% e il 47% della domanda di energia elettrica spagnola per gran parte del periodo analizzato, sebbene la loro quota sia diminuita nel 2024 dopo la fine dell’eccezione iberica.

Gli autori sottolineano che l’effetto dei contratti bilaterali sul mercato spot dipende dalla tecnologia utilizzata e dalle condizioni del sistema. Durante episodi di crisi come i lockdown del 2020 o la successiva crisi del gas in Ucraina, i contratti bilaterali hanno ridotto i prezzi spot. Tuttavia, questa dinamica è cambiata durante l’eccezione iberica ed è persistita in seguito.

Nello specifico, durante i periodi P8 e P9, i contratti bilaterali aggregati hanno incrementato il prezzo spot rispettivamente di 0,672 €/MWh e 1,402 €/MWh per ogni punto percentuale aggiuntivo di domanda coperta da PBC. L’effetto è rimasto positivo durante la fase di normalizzazione, con incrementi di 0,586 €/MWh in P10 e 0,596 €/MWh in P11.

Differenze tra le tecnologie

Lo studio dimostra che i contratti idroelettrici hanno sistematicamente ridotto i prezzi del mercato a termine (day-ahead) negli undici periodi analizzati, raggiungendo un effetto massimo di -4,631 €/MWh per punto percentuale durante l’eccezione iberica. Secondo gli autori, ciò si spiega con la capacità di gestione dell’energia idroelettrica: spostando la produzione idroelettrica su contratti a lungo termine, si riduce il margine per strategie speculative sul mercato spot.

La situazione è diversa per l’energia eolica e solare fotovoltaica. I contratti per l’energia eolica fisica hanno visto un aumento dei prezzi spot in tutti i periodi, ad eccezione dei lockdown dovuti alla pandemia. Nel caso del solare, i contratti hanno registrato riduzioni di prezzo tra il 2020 e il 2022, per poi aumentare durante la fase di normalizzazione, in concomitanza con la forte espansione del fotovoltaico in Spagna.

Secondo lo studio, i contratti per l’energia solare hanno contribuito ad aumenti di 1,676 €/MWh per punto percentuale nel periodo P10 e di 0,292 €/MWh nel periodo P11. La capacità fotovoltaica installata è aumentata da 5 GW nel primo periodo analizzato a 39,7 GW nell’ultimo.

I ricercatori offrono diverse spiegazioni. Man mano che una maggiore quantità di energia rinnovabile viene impegnata tramite contratti fisici, il mercato del giorno prima perde il volume di energia a basso costo marginale che normalmente eserciterebbe una pressione al ribasso sui prezzi. Di conseguenza, il mercato rimanente finisce per allinearsi con tecnologie più costose e programmabili.

Lo studio evidenzia che nel periodo P9, il carbone ha aggiunto 19,27 €/MWh al prezzo spot e gli impianti a ciclo combinato 7,55 €/MWh. Inoltre, l’intrinseca variabilità della generazione da fonti rinnovabili contrattualizzata tramite PBC rende necessario compensare le deviazioni con tecnologie più costose e marginali quando la produzione eolica o solare diminuisce.

In termini di volatilità, gli autori hanno riscontrato che i contratti fisici hanno aumentato la variabilità del mercato durante il periodo pre-pandemico, l’eccezione iberica e la fase di normalizzazione, pur riducendola durante la pandemia e parte della crisi energetica. I contratti solari hanno mostrato un effetto positivo e statisticamente significativo sulla volatilità nella fase finale dell’analisi.

Il rapporto rileva che Spagna, Germania, Francia e i paesi nordici adottano modelli di mercato “self-dispatch”, in cui i contratti fisici possono essere ritirati dal mercato del giorno prima della compensazione. Come risposta normativa, gli autori raccomandano di promuovere i contratti finanziari per differenza (CfD) rispetto ai contratti fisici per la copertura dei rischi legati alle energie rinnovabili.

Spiegano che i CfD finanziari richiedono ai produttori di energia di partecipare fisicamente al mercato del giorno prima, preservando così l’effetto di riduzione dei prezzi associato al merito economico delle energie rinnovabili, consentendo al contempo loro di coprire il rischio finanziario. Raccomandano inoltre che qualsiasi riforma normativa che incida sul volume dei contratti bilaterali valuti preliminarmente i suoi effetti sul mercato spot.

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