Secondo Carlo Stagnaro, il governo italiano ha accettato una misura che vale solo quando i mercati sono tesi: se dovessero calmarsi, il suo impatto si ridurrebbe automaticamente
Il governo ha trovato l’intesa con la Commissione Europea sul decreto bollette: quando i prezzi del gas supereranno una soglia di circa 60 euro/MWh, scatterà un meccanismo simile all’“eccezione iberica”, adottata nel 2022-23 per contenere i prezzi dell’energia elettrica.
Secondo il ministro Gilberto Pichetto Fratin, “l’impatto sarà di almeno il 10% sul prezzo oggi di oltre 200 euro/MWh”. Per farsi un’idea precisa, occorre attendere i dettagli operativi. Nel frattempo, si possono affrontare quattro questioni: le differenze rispetto alla proposta originaria, il funzionamento del meccanismo, i problemi ancora aperti e i benefici attesi.
IL DECRETO BOLLETTE E LO SCOPPIO DELLA GUERRA IN IRAN
Come ricorda Carlo Stagnaro dell’Istituto Bruno Leoni, il decreto bollette risale al 20 febbraio, otto giorni prima dello scoppio del conflitto in Iran. Esso prevedeva un intervento strutturale e permanente per sterilizzare l’ETS, il sistema europeo di scambio delle quote di emissione. Bruxelles ha imposto delle modifiche sostanziali: l’abbandono di ogni riferimento all’ETS, una durata limitata nel tempo (18 mesi) e l’ancoraggio a una logica emergenziale e, dunque, alle quotazioni del gas.
Politicamente, 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. In compenso, la nuova formulazione mette in difficoltà il PD, che da anni chiede anche in Italia il sistema spagnolo: in Parlamento sarà complicato per Elly Schlein mantenere una posizione contraria.
IL PRINCIPIO DEL PREZZO MARGINALE
Il meccanismo riproduce, con alcune modifiche importanti, il “tope al precio del gas” escogitato da Teresa Ribera, oggi commissaria europea, quando era ministra spagnola della Transizione energetica. Nei mercati elettrici all’ingrosso vige il principio del prezzo marginale: 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.
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. L’intuizione spagnola fu di sovvenzionare i generatori a gas, riducendone il costo effettivo e spingendo verso il basso il prezzo all’ingrosso. Così il valore dell’elettricità scende per tutti i volumi scambiati, mentre il sussidio viene riconosciuto solo ai produttori a gas.
COME VERRÀ FINANZIATO IL SUSSIDIO
Per finanziare il sussidio, si applica ai clienti finali un’addizionale tariffaria direttamente in bolletta. Un esempio aiuta a capire la logica. In Spagna, il gas rappresenta mediamente poco meno del 20% della generazione elettrica.
Supponiamo che un sussidio di un euro agli impianti a gas, nelle ore in cui questi determinano il prezzo, 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 (un euro per ciascuno dei 100 MWh). Assumendo che i trasferimenti a piè di lista siano all’incirca proporzionali alla quota di generazione a gas, il loro costo è di 20 euro. Il beneficio netto diventa allora di 80 euro, quattro volte il costo del rimborso.
In Italia, però, dal momento che il gas pesa per circa il 40% della generazione elettrica, il vantaggio teorico sarebbe inferiore: a fronte di un beneficio lordo di 100 euro, i rimborsi costerebbero 40 euro, con un beneficio netto di 60 euro, pari a 1,5 euro per ogni euro speso. Si tratta di un calcolo illustrativo, il risultato effettivo andrà verificato empiricamente.
LA SITUAZIONE ITALIANA
L’Italia è strettamente interconnessa con l’Europa centrale, inclusi mercati come quello tedesco, dove i prezzi all’ingrosso sono spesso vicini ai nostri. Una riduzione delle quotazioni italiane potrebbe quindi spingerle al di sotto e determinare un aumento dell’export, o una diminuzione delle importazioni.
Ne deriverebbero tre conseguenze. La prima è un incremento della domanda di gas per la generazione elettrica in Italia, con maggiori emissioni e maggiore spesa per i certificati di CO2. Secondariamente, l’aumento 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. Per questo è importante guardare al divario tra il beneficio netto e il costo (in Spagna circa quattro a uno, in Italia 1,5 a uno), poiché esso illustra quanto il beneficio netto sia sensibile all’aumento della quota di produzione a gas.
L’UE DEVE SALVAGUARDARE IL MERCATO INTERNO
Impedire che ciò avvenga, o almeno limitarne gli effetti, è un punto irrinunciabile per Bruxelles. La Commissione può accettare interventi emergenziali anche incisivi, ma deve salvaguardare il funzionamento del mercato interno e gli scambi tra gli Stati membri. Per questo il meccanismo non potrà tradursi in un tetto fisso e incondizionato: dovrà essere calibrato in modo da contenere il prezzo italiano, senza alterare eccessivamente la direzione dei flussi transfrontalieri.
In altre parole, lo spazio per abbassare il prezzo sarà limitato dal differenziale con i Paesi interconnessi. In questa direzione si era già mossa Arera, che lo scorso giugno ne aveva anticipato le principali caratteristiche, spiegando 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”.
LE QUESTIONI AMMINISTRATIVE
Restano due questioni da risolvere. La prima riguarda chi paga il conto. La Commissione UE insiste sul principio secondo cui i costi devono ricadere su chi beneficia dell’intervento. Un’interpretazione restrittiva potrebbe escludere i clienti finali con contratti a prezzo fisso. Non è detto, però, che sia la soluzione corretta: un contratto stipulato dopo che il meccanismo è entrato in vigore incorpora aspettative che, a loro volta, scontano le nuove regole.
Inoltre, applicare una componente tariffaria sulla base di contratti che possono cambiare in ogni momento comporterebbe un notevole aggravio amministrativo. E che fare dei contratti ibridi, con un prezzo fisso fino a una certa soglia di consumo e variabile oltre?
IL FATTORE TEMPO
Il secondo problema riguarda il momento in cui sarà comunicato l’importo del sussidio. Poiché dipende anche dai prezzi dei mercati confinanti, non potrà essere stabilito con largo anticipo. Ma, minore è l’anticipo, minore è la prevedibilità.
L’incertezza rischia di destabilizzare i mercati a termine, nei quali gli operatori stipulano contratti con orizzonti che possono arrivare a mesi o anni. Se diventa più difficile prevedere il prezzo effettivo dell’elettricità, diventa anche più complicato acquistare energia a termine o sottoscrivere coperture finanziarie equivalenti. Una possibile conseguenza è che gli operatori diano maggior peso agli acquisti spot, ma così è più difficile bloccare prezzi favorevoli e proteggere i consumatori da eventuali aumenti futuri.
I POSSIBILI VANTAGGI DEL SUSSIDIO
Resta la domanda fondamentale: quali saranno i vantaggi concreti? Senza conoscere il disegno definitivo e l’andamento futuro dei mercati, è difficile formulare previsioni precise. Qualche indicazione, però, si può ricavare. Anzitutto, il beneficio difficilmente sarà dell’ordine di molte decine di euro per MWh, di cui si è letto sui giornali in questi giorni.
Un calo così ampio avrebbe effetti macroscopici sui flussi transfrontalieri, con il rischio che i consumatori italiani paghino lo sgravio a quelli stranieri. Inoltre, un abbassamento significativo del prezzo all’ingrosso aumenterebbe la convenienza a produrre elettricità con il gas. Più ne cresce la quota, più si erode il beneficio netto. Se, per assurdo, tutta l’elettricità venisse dal gas, la riduzione del prezzo all’ingrosso sarebbe interamente compensata dai rimborsi ai produttori: il vantaggio per i consumatori si annullerebbe.
LE STIME SULLA PRIMA VERSIONE DEL DECRETO BOLLETTE
Un riferimento utile viene dalle stime relative alla prima versione del decreto bollette. Il meccanismo è diverso e ha perso l’aggancio all’Ets, ma il vincolo imposto dai prezzi dei Paesi confinanti comprime comunque lo spazio di manovra. La relazione tecnica ipotizzava un beneficio netto di circa 9 euro/MWh. Il centro studi ICIS, sulla base di assunzioni più pessimistiche, ha abbassato l’asticella ad appena 3 euro/MWh. Mentre ieri, intervistato dal Messaggero, Pichetto ha avanzato una previsione più ottimistica di circa 20 euro/MWh.
È ragionevole aspettarsi che il risultato cadrà in quell’intervallo: difficilmente la riduzione dei prezzi sarà inferiore ai 3 euro per MWh, difficilmente supererà la ventina o poco più (assumendo che il valore del sussidio venga interamente trasferito nei prezzi finali). Per una famiglia, quindi, parliamo di una somma compresa tra qualche euro e poche decine di euro l’anno. Per un’impresa, potenzialmente molto di più, secondo il livello dei consumi. Di certo, la soglia di 60 euro/MWh non è un vero e proprio tetto al prezzo del gas (o dell’elettricità): corrisponde al il livello oltre il quale si attiva il meccanismo. Non è un cap ma un innesco; non dice quanto varrà lo sconto, ma solo quando si applicherà.
