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Conviene o no disaccoppiare prezzo del gas dall’elettricità? L’analisi de Lavoce.info

Energia

Pregi e difetti delle soluzioni di cui si sta discutendo in Europa per abbassare i prezzi dell’energia elettrica. Il contributo di Simona Benedettini e Carlo Stagnaro

Il disaccoppiamento tra prezzo del gas e quello dell’energia prodotta da fonti rinnovabili sembra essere la panacea per combattere il caro energia. Lo ha dimostrato la campagna elettorale dove praticamente “tutti i partiti sembrano concordare sul fatto che le regole per il funzionamento del mercato elettrico vadano profondamente riformate”, scrivono Simona Benedettini e Carlo Stagnaro su lavoce.info. Ricordando come anche le conclusioni del Consiglio dei ministri dell’Energia Ue dei primi di settembre abbia affrontato il tema che, tra l’altro, ha avuto il placet della presidenza Ceca, della Grecia e di Spagna e Portogallo, benché questi due ultimi paesi abbiano adottato in meccanismo con un tetto ai prezzi dell’energia diverso “ma con finalità simili”. “La presidente Ursula von der Leyen, infine, ha avanzato una proposta di regolamento che, tra le altre cose, punta a mettere un cap ai ricavi degli impianti per la produzione di energia elettrica alimentati da fonti diverse dal gas”.

IL SYSTEM MARGINAL PRICE

La domanda è quali siano pregi e difetti di questi sistemi. Nel system marginal price, si legge su lavoce.info “il prezzo dell’energia elettrica si forma attraverso una serie di sessioni sequenziali, che garantiscono l’equilibrio in tempo reale tra domanda e offerta. La principale – il mercato del giorno prima – definisce il programma di produzione e ritiro dell’energia per ciascuna ora del giorno successivo a quello di chiusura degli scambi. A tal fine, una controparte centrale (…) raccoglie e aggrega le offerte presentate dai produttori e dai consumatori di energia. (…) Il punto in cui le due curve si incrociano definisce il prezzo di equilibrio a cui sarà scambiata la quantità di energia elettrica per cui si è raggiunto un matching tra domanda e offerta. Tale prezzo – corrispondente al costo marginale del sistema, cioè al costo marginale della più costosa tecnologia di generazione elettrica necessaria a soddisfare la domanda in quel momento – si applica a tutti gli impianti che contribuiscono a coprire il fabbisogno”.

Di conseguenza, proseguono Benedettini e Stagnaro “mentre l’impianto marginale riceve un prezzo con cui è in grado di coprire i soli costi variabili, gli impianti infra-marginali (cioè quelli che si collocano alla sua sinistra nella curva di offerta) ricevono un prezzo superiore ai rispettivi costi marginali. La differenza, detta rendita infra-marginale, consente a tali impianti di recuperare i costi fissi e remunerare il capitale investito. Infatti, normalmente gli impianti con costi marginali bassi o addirittura nulli (per esempio gli impianti rinnovabili e a carbone) sono caratterizzati da elevati costi fissi, mentre quelli che hanno alti costi di funzionamento (per esempio i turbogas) hanno costi fissi modesti”.

“La Commissione europea ha incaricato Acer, l’agenzia che coordina i regolatori europei dell’energia, di analizzare il problema. Acer ne ha concluso che il system marginal price rimane il meccanismo più efficace, in quanto: 1) permette di minimizzare i costi di acquisto dell’energia elettrica; 2) fornisce un’adeguata copertura dei costi di investimento delle fonti di generazione elettrica rinnovabile e delle centrali nucleari. Alcuni – in verità, una minoranza a cui appartiene uno degli autori di questo pezzo – ritiene che vi siano ragioni per cambiare gradualmente il sistema”, hanno spiegato i due autori su lavoce.info ammettendo che però si è scatenato un certo dibattito in Europa sulla questione.

LE TRE PROPOSTE IN EUROPA

Le proposte avanzate sono essenzialmente tre: imposizione di un tetto ai ricavi delle tecnologie di generazione elettrica infra-marginali; la creazione di due borse elettriche separate, una per le tecnologie di generazione elettrica infra-marginali e una per gli impianti a gas; la corresponsione di un sussidio alle centrali a gas per l’acquisto del combustibile necessario alla generazione elettrica.

I PRO E I CONTRO DEL TETTO AGLI INFRA-MARGINALI

La prima proposta è quella proposta avanzata dalla Commissione europea nel contesto del discorso sullo Stato dell’Unione del 14 settembre 2022. “La misura consiste nel fissare un tetto al prezzo che gli impianti di generazione elettrica infra-marginali possono conseguire per ogni MWh venduto. Gli operatori continueranno a vendere la propria produzione sulla borsa elettrica al prezzo di mercato e il prezzo di equilibrio continuerà a essere determinato mediante il sistema del prezzo marginale. Tuttavia, se i prezzi di mercato sono superiori al cap, i produttori infra-marginali dovranno accontentarsi del cap e restituire la differenza al sistema. Tale ammontare di risorse dovrà essere destinato al finanziamento di interventi a sostegno delle bollette di famiglie e imprese”, si legge su Lavoce.info.

L’INIZIATIVA GRECA

La seconda proposta trae origine da un’iniziativa greca di “riforma delle borse elettriche che prevede l’istituzione di due sessioni distinte e consecutive di scambi. Una prima sessione sarebbe dedicata agli impianti di produzione con elevati costi fissi e bassi costi variabili, cioè le tecnologie infra-marginali. Una seconda sessione, invece, sarebbe dedicata alle tecnologie programmabili e caratterizzate da costi marginali positivi, quali gli impianti a carbone e a gas. In questa seconda sessione, gli operatori offrirebbero l’energia elettrica necessaria a soddisfare la domanda residuale, ossia la quota di consumi non coperta dalla produzione degli impianti infra-marginali (rinnovabili) nella prima sessione”. In pratica, “si tratta di una profonda revisione del disegno del mercato: il senso è quello di abbandonare strutturalmente un sistema in cui i prezzi di equilibrio riflettono i costi marginali (che è, in verità, la norma nei mercati delle commodity) per adottarne uno in cui il prezzo di equilibrio approssima i costi medi del sistema (ovviamente inclusivi dei costi fissi)”, hanno evidenziato Benedettini e Stagnaro.

IL TOPE DI SPAGNA E PORTOGALLO

Infine, c’è la misura adottata in Spagna e Portogallo che prevede l’adozione di un “tetto al costo che le centrali a gas debbono sostenere per l’acquisto del combustibile necessario per la generazione elettrica. Il tetto è fissato a 40 euro/MWh per i primi sei mesi di applicazione della misura. Dal settimo mese il tetto sarà incrementato di 5 euro/MWh ogni mese, sino a raggiungere il valore massimo di 70 euro/MWh. Il prezzo di acquisto dell’energia elettrica continuerà a essere determinato secondo il sistema del prezzo marginale (…) Per certi versi, il tope è una misura simmetrica rispetto al meccanismo di cattura delle rendite infra-marginali: interviene infatti sui mercati all’ingrosso, abbassandone artificialmente il costo marginale, salvo recuperare a valle le somme necessarie al sussidio. In entrambi i casi, l’obiettivo è quello di garantire il ricupero dei costi da parte dei produttori a gas e tagliare la rendita infra-marginale entro una soglia ritenuta tollerabile”, si legge su lavoce.info.

NESSUNA DELLE PROPOSTE È A COSTO ZERO

“Le proposte analizzate hanno tutte come obiettivo quello di abbassare il prezzo dell’elettricità. E, in modo diverso, vi riescono. Tuttavia, nessuna è a costo zero. (…) Ciascuna proposta ha pro e contro. Il meccanismo di cattura della rendita infra-marginale ha il vantaggio di non cambiare formalmente i prezzi di equilibrio all’ingrosso, e quindi non rischia di distorcere gli scambi di energia elettrica tra gli Stati. Il sistema greco ha dalla sua l’ambizione di ripensare complessivamente il funzionamento del mercato, senza tentare di mettere delle pezze a un meccanismo giudicato obsoleto. Il tope salvaguarda integralmente il disegno di mercato e interviene a monte per curare quello che viene ritenuto un fenomeno eccezionale e patologico, cioè il rincaro del gas. Gli ultimi due meccanismi – quello greco e quello iberico – producono effetti sui prezzi all’ingrosso e, quindi, presuppongono un’adozione comune a livello europeo – evidenziano Benedettini e Stagnaro -. In caso contrario, si rischia di fare aumentare la richiesta di esportazioni di energia elettrica verso i mercati interconnessi che non hanno adottato misure simili (e che quindi esprimono prezzi sistematicamente più alti). Nel caso del modello iberico e dell’adozione del tetto ai ricavi delle tecnologie infra-marginali vi è una ulteriore criticità connessa alla corretta identificazione del valore del tetto”.

I LIMITI DELLA PROPOSTA GRECA

La proposta greca ha “poi ulteriori e specifici limiti rispetto a quelli comuni alle tre proposte. In primo luogo, non essendovi obbligo di partecipazione sul cosiddetto green power pool non è chiaro come gli impianti che non riescono o non trovano conveniente stipulare contratti alle differenze sul mercato possano essere remunerati. Secondariamente, nella sessione dedicata agli impianti marginali vi è un elevato rischio di esercizio di potere di mercato qualora alcune centrali a gas che vi partecipano si rivelino essenziali a soddisfare il fabbisogno di elettricità in alcune ore del giorno e zone di mercato – evidenziano Benedettini e Stagnaro -. Quest’ultimo aspetto potrebbe vanificare l’obiettivo di abbassare il prezzo di acquisto dell‘elettricità. Da non sottovalutare poi la complessità di attuazione del meccanismo, che richiede tempi lunghi non solo per adeguare le regole di funzionamento dei mercati e degli scambi di elettricità transfrontalieri, ma anche perché il nuovo modello richiederebbe la stipula di accordi tra i gestori delle borse e tra questi e i gestori delle reti di trasmissione elettrica che spesso necessitano di unanimità di consenso”.

“Tutte le misure – anche se adottate a livello Ue – possono poi avere effetti diversi sugli stati membri, in quanto l’entità del loro impatto dipenderà dalla composizione delle fonti impiegate per la generazione elettrica. Per esempio, in paesi dove l’incidenza delle fonti rinnovabili o del nucleare è più elevata, l’effetto sulle bollette del tetto ai ricavi delle tecnologie infra-marginali sarà maggiore rispetto a quello dove rinnovabili e nucleare coprono una quota inferiore del fabbisogno. In modo diverso, e attraverso canali differenti, le tre proposte avvicinano i prezzi dell’energia ai costi medi di generazione: il sistema di cattura della rendita infra-marginale lo fa mettendo a disposizione dei consumatori finali una somma che è tanto maggiore quanto più ampia è la quantità di energia prodotta da fonti diverse dal gas; il meccanismo greco lo fa attraverso la ponderazione dei prezzi nelle due borse, destinate l’una alle fonti con bassi costi marginali e l’altra a quelle con alti costi marginali; e il tope attraverso l’erogazione di un sussidio ai produttori a gas che deve essere tanto più elevato quanto maggiore è l’incidenza del gas nel mix elettrico”, sottolinea lavoce.info.

IL RISCHIO PER L’ITALIA

“L’Italia è il paese con la maggiore incidenza del gas sul mix di generazione elettrico. Quindi, il rischio è che l’esito sia quello di generare prezzi italiani inferiori sì agli attuali, ma sostanzialmente superiori a quelli di altri paesi come Francia e Germania. Ciò potrebbe dare significativi problemi soprattutto a quella parte del manifatturiero italiano che è orientata all’export e che si confronta con altre aziende europee – ribadiscono Benedettini e Stagnaro -. L’idea di disaccoppiare i mercati – attraverso interventi amministrativi che separino le fonti rinnovabili dalle altre – riscuote un grande successo politico, ma può assumere molti significati diversi. Quasi tutti, però, hanno a che fare con la volontà di contenere i prezzi, riducendo l’entità delle rendite infra-marginali. Nel disegno dei mercati post-liberalizzazione, il sistema del prezzo marginale trova la sua giustificazione nell’esigenza di incoraggiare l’investimento in nuova capacità di generazione, specialmente in impianti – come le rinnovabili – con alti costi fissi, ma bassi o nulli costi marginali. L’imposizione diretta o indiretta di un cap ai ricavi può, in prospettiva, disincentivare i nuovi investimenti, a detrimento sia degli sforzi per uscire dall’attuale crisi riducendo la dipendenza dal gas, sia dei programmi europei di decarbonizzazione. A ogni modo, sotto questo profilo la questione è eminentemente empirica: un cap sufficientemente alto (per esempio i 180 euro/MWh suggeriti dalla Commissione Ue) non è necessariamente un ostacolo sotto questo profilo, mentre una soglia troppo bassa (come i 60-70 euro/MWh fissati dal decreto Sostegni-ter) può rivelarsi controproducente. D’altronde, si tratta di un tentativo di risposta a un problema che non dipende dal (mal)funzionamento dei mercati elettrici: deriva dall’andamento eccezionale dei prezzi del gas. Viene da chiedersi se non sia questo il caso di seguire l’antica saggezza anglosassone: if it ain’t broke don’t fix it (se non è rotto non aggiustarlo)”, si chiude l’articolo.

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