Per le famiglie il risparmio oscillerà tra pochi euro e qualche decina all’anno, lontano dai ribassi annunciati. L’analisi di Carlo Stagnaro su Il Foglio
L’intesa raggiunta tra il governo italiano e la Commissione europea sul cosiddetto “decreto bollette” consentirà l’attivazione di un meccanismo di compensazione sul modello dell’esperienza iberica quando le quotazioni del metano varcheranno la soglia dei 60 euro al megawattora, ma i vantaggi economici per i cittadini rischiano di rivelarsi marginali. A smontare gli entusiasmi e a vivisezionare il provvedimento è un’approfondita analisi pubblicata sul quotidiano Il Foglio a firma dell’economista Carlo Stagnaro.
L’autore spiega come l’accordo con Bruxelles, pur ricalcando nelle linee generali il sistema emergenziale introdotto nel 2022-2023 da Spagna e Portogallo, consegnerà “benefici risicati”: per i consumatori domestici l’alleggerimento finale della spesa si tradurrà in “una somma compresa tra qualche euro e poche decine di euro l’anno”, ben al di sotto dei tagli significativi auspicati nelle scorse settimane.
LE DICHIARAZIONI DEL MINISTRO PICHETTO FRATIN E IL NODO DEI DETTAGLI OPERATIVI
Come evidenzia Stagnaro nel suo intervento su Il Foglio, l’attenzione pubblica si è concentrata sulle stime di riduzione tariffaria fornite dal governo, a partire dalle parole del ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin. L’esponente dell’esecutivo, intervistato ieri dal Messaggero, ha affermato che “l’impatto sarà di almeno il 10 per cento sul prezzo oggi di oltre 200 euro/ MWh”, prospettando quindi una decurtazione di circa venti euro. Tuttavia, rileva l’analista, “per farsi un’idea precisa, occorre attendere i dettagli operativi”, procedendo nel frattempo all’esame di quattro questioni decisive: “le differenze rispetto alla proposta originaria, il funzionamento del meccanismo, i problemi ancora aperti e i benefici attesi”.
LA RETROMARCIA SUGLI ETS E I DILEMMI POLITICI TRA PALAZZO CHIGI E PARTITO DEMOCRATICO
La fisionomia del provvedimento è mutata radicalmente rispetto alla bozza iniziale. Stagnaro ricorda che il testo del decreto bollette “risale al 20 febbraio, otto giorni prima dello scoppio del conflitto in Iran” e conteneva un disegno molto diverso: “prevedeva un intervento strutturale e permanente per sterilizzare l’Ets, il sistema europeo di scambio delle quote di emissione”.
Di fronte alla proposta italiana, Bruxelles ha imposto “modifiche sostanziali” che hanno stravolto l’impostazione di partenza: è stato preteso “l’abbandono di ogni riferimento all’Ets”, è stata fissata una validità circoscritta a “diciotto mesi” ed è stato imposto “l’ancoraggio a una logica emergenziale e, dunque, alle quotazioni del gas”. Sul terreno politico, Stagnaro sottolinea che “Palazzo Chigi ha rinunciato a usare il decreto per dare una spallata all’Ets e, soprattutto, ha accettato una misura che vale solo quando i mercati sono tesi: se dovessero calmarsi, il suo impatto si ridurrebbe automaticamente”.
D’altro canto, la nuova impostazione spiazza le opposizioni: l’adozione del modello spagnolo “mette in difficoltà il Partito democratico, che da anni chiede anche in Italia il sistema spagnolo”, rendendo “complicato per Elly Schlein mantenere una posizione contraria” durante il dibattito in Parlamento.
IL FUNZIONAMENTO DEL PREZZO MARGINALE E L’ORIGINE DEL MODELLO RIBERA
Entrando nel merito tecnico, l’articolo ricostruisce l’architettura della misura, la quale riproduce con modifiche sostanziali il cosiddetto “tope al precio del gas”, ideato a suo tempo da “Teresa Ribera, oggi commissaria europea, quando era ministra della Transizione energetica a Madrid” sotto l’esecutivo di Pedro Sánchez. Il problema di fondo risiede nella regolazione delle borse elettriche all’ingrosso, governate dal “principio del prezzo marginale”, in base al quale “è l’impianto più costoso necessario a soddisfare la domanda in un dato momento a determinare il prezzo di tutta l’elettricità scambiata in quell’istante”.
Ne consegue che “se il costo di produzione di quell’impianto aumenta, per esempio perché sale il prezzo del metano, l’incremento si trasmette al prezzo di tutta l’energia elettrica, inclusa quella generata da altre fonti, anche quando il contributo del gas alla produzione complessiva è limitato”. Da qui “l’intuizione spagnola” di erogare sovvenzioni dirette ai generatori termoelettrici per ridurne “il costo effettivo e spingere verso il basso il prezzo all’ingrosso”: in questo modo “il valore dell’elettricità scende per tutti i volumi scambiati, mentre il sussidio viene riconosciuto solo ai produttori a gas”.
IL DIVARIO STRUTTURALE TRA SPAGNA E ITALIA NEL RAPPORTO COSTI-BENEFICI
La copertura economica dell’operazione non è a costo zero: “per finanziare il sussidio, si applica ai clienti finali un’addizionale tariffaria direttamente in bolletta”. Su questo passaggio Stagnaro propone una simulazione numerica per chiarire la differenza di efficacia tra i due paesi. In Spagna il metano copre mediamente “poco meno del 20 per cento della generazione elettrica”. Ipotizzando che un sussidio di un euro riduca di un euro il prezzo all’ingrosso, “se la domanda complessiva è di 100 MWh, il risparmio lordo per i consumatori è di 100 euro”.
Poiché i trasferimenti ai produttori sono calcolati “a piè di lista” sulla quota di generazione a gas, il costo da rimborsare è di venti euro: “il beneficio netto diventa allora di 80 euro, quattro volte il costo del rimborso”. Per l’Italia la situazione appare molto meno favorevole: poiché nel nostro sistema “il gas pesa per circa il 40 per cento della generazione elettrica, il vantaggio teorico sarebbe inferiore”. A fronte di un medesimo beneficio lordo di cento euro, i rimborsi alle centrali ammonterebbero a quaranta euro, determinando un guadagno netto di sessanta euro, ossia appena “1,5 euro per ogni euro speso”. Tale “calcolo illustrativo”, avverte l’esperto, evidenzia come l’esito reale dipenda in modo critico dall’effettiva quota termoelettrica attiva sulla rete.
I LIMITI DELL’ESPERIENZA IBERICA E IL RISCHIO DI SUSSIDIARE L’ENERGIA AI VICINI EUROPEI
Le ragioni per cui Madrid ha accantonato lo strumento risiedono proprio nelle sue controindicazioni: il tetto “incoraggia l’utilizzo del gas, a detrimento delle fonti pulite”. Ma l’allarme principale per la Commissione europea riguarda le distorsioni commerciali: “Un intervento unilaterale rischia di abbassare troppo i prezzi nazionali, portandoli al di sotto dei paesi confinanti e alterando i flussi commerciali”. Produrre energia a prezzi artificialmente depressi induce infatti a esportarla all’estero, con il paradosso di trasferire oltreconfine i vantaggi pagati dagli utenti interni.
Stagnaro cita in proposito le risultanze dello studio empirico firmato dagli economisti “Manuel Hidalgo-Pérez, Natalia Collado, Jorge Galindo e Ramón Mateo”, dal quale emerge che il tope “ha ridotto i prezzi iberici del 20-28 per cento, ma ha anche accresciuto il ricorso al gas per produrre elettricità e, di conseguenza, le emissioni”, complice “l’aumento dell’80 per cento delle esportazioni verso la Francia”. Nella penisola iberica le distorsioni sono rimaste limitate unicamente perché le linee di interconnessione con la rete francese sono scarse.
I PERICOLI PER L’ITALIA DERIVANTI DALL’ALTA INTERCONNESSIONE CON LA GERMANIA
Per il mercato italiano lo scenario si presenta assai più scivoloso, essendo la nostra penisola “strettamente interconnessa con l’Europa centrale, compresi mercati come quello tedesco, dove i prezzi all’ingrosso sono spesso vicini ai nostri”.
Una flessione forzata dei listini italiani provocherebbe un aumento delle esportazioni o un calo dell’energia importata, innescando una triplice conseguenza negativa: in primo luogo “un incremento della domanda di gas per la generazione elettrica in Italia, con maggiori emissioni e maggiore spesa per i certificati di CO₂”; secondariamente, la pressione della domanda estera “farebbe risalire i prezzi italiani”; infine, i consumatori nazionali “finirebbero per finanziare, attraverso il trasferimento ai produttori a gas, anche una parte dell’elettricità consumata dai vicini”. Questo rende evidente il motivo per cui il rapporto tra costi e benefici (quattro a uno in Spagna contro 1,5 a uno in Italia) dimostri l’estrema vulnerabilità del piano all’aumento dei consumi di combustibile fossile.
I PALETTI FISSATI DA BRUXELLES E IL CRITERIO RESTRITTIVO ANTICIPATO DALL’ARERA
Per autorizzare la misura, l’esecutivo comunitario ha preteso garanzie inderogabili: Bruxelles “deve salvaguardare il funzionamento del mercato interno e gli scambi tra gli Stati membri” e non accetterà “un tetto fisso e incondizionato”. Il meccanismo dovrà contenere le quotazioni interne senza deviare i flussi commerciali transfrontalieri, vincolando il margine di sconto al differenziale di prezzo con i mercati confinanti.
Una linea già tracciata dall’autorità di regolazione nazionale: Stagnaro ricorda infatti che l’Arera, in un documento di consultazione diffuso a giugno, aveva stabilito testualmente che “il rimborso erogato ai produttori termoelettrici deve essere tale da comportare una riduzione del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica a livello nazionale non superiore al differenziale di prezzo che si verificherebbe con i paesi confinanti in assenza del rimborso stesso”.
IL NODO DEI BENEFICIARI: CHI DEVE SOSTENERE GLI ONERI DELLA COMPENSAZIONE
Dall’analisi emergono due pesanti nodi applicativi non ancora sciolti. Il primo verte su “chi paga il conto”: la Commissione europea pretende che i costi gravino unicamente su chi trae giovamento dalla misura. Un’interpretazione rigida spingerebbe a esentare i clienti finali titolari di contratti a prezzo fisso; tuttavia, obietta Stagnaro, “un contratto stipulato dopo che il meccanismo è entrato in vigore incorpora aspettative che, a loro volta, scontano le nuove regole”.
Senza contare che applicare prelievi differenziati su contratti soggetti a continue variazioni “comporterebbe un notevole aggravio amministrativo”, ponendo interrogativi insolubili su come gestire “i contratti ibridi, con un prezzo fisso fino a una certa soglia di consumo e variabile oltre”.
L’INCERTEZZA TEMPORALE DEI SUSSIDI E LE MINACCE PER I MERCATI A TERMINE
La seconda criticità, anch’essa evidenziata dall’Arera, risiede nella tempistica di calcolo e comunicazione dell’ammontare del sussidio. Dovendo monitorare costantemente le quotazioni registrate nei mercati confinanti, il valore del rimborso non potrà essere quantificato con largo anticipo. Una minore tempestività riduce drasticamente la prevedibilità, generando instabilità sui mercati dei contratti a termine, dove gli operatori fissano le forniture su archi temporali di mesi o anni.
Nel momento in cui “diventa più difficile prevedere il prezzo effettivo dell’elettricità”, le coperture finanziarie e gli approvvigionamenti a lungo termine si fanno complessi, spingendo gli operatori a concentrare le transazioni sugli acquisti spot, con l’effetto perverso di rendere “più arduo bloccare prezzi favorevoli e proteggere i consumatori da eventuali aumenti futuri”.
LE STIME A CONFRONTO E LA VERA NATURA DELLA SOGLIA A 60 EURO
Tirando le somme sui benefici effettivi, Stagnaro avverte che il ribasso “difficilmente sarà dell’ordine di molte decine di euro per MWh, di cui si è letto sui giornali in questi giorni”, sia per i freni alle esportazioni imposti dall’Ue, sia perché se per assurdo tutta l’energia derivasse dal gas il vantaggio per l’utenza si azzererebbe del tutto. Mettendo a confronto le previsioni tecniche, si passa dai “circa 9 euro/MWh” ipotizzati nella prima relazione governativa, ai soli “3 euro/MWh” stimati dal centro studi Icis, fino ai “circa 20 euro/MWh” difesi ottimisticamente dal ministro Pichetto Fratin.
Secondo l’analisi di Stagnaro, l’esito reale atterrerà verosimilmente all’interno di questa forbice (tra 3 e poco più di 20 euro), portando alle famiglie risparmi minimi di poche decine di euro annui, a fronte di impatti superiori per le imprese energivore. In conclusione, l’autore mette in chiaro l’equivoco di fondo che circonda il provvedimento: “la soglia di 60 euro/MWh non è un vero e proprio tetto al prezzo del gas (o dell’elettricità)”, bensì il livello di mercato al superamento del quale si attiva l’intero impianto. In sintesi: “Non è un cap ma un innesco; non dice quanto varrà lo sconto, ma solo quando si applicherà”.
