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Energia: i costi del “disaccoppiamento”

Contro il caro energia la soluzione sembra essere il “disaccoppiamento” tra prezzo del gas naturale e quello dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Le tre proposte avanzate hanno pregi e difetti. Ma nessuna è a costo zero.

Nuove regole per il mercato elettrico

Nella campagna elettorale, praticamente tutti i partiti sembrano concordare sul fatto che le regole per il funzionamento del mercato elettrico vadano profondamente riformate. La via d’uscita condivisa dai leader sembra essere il “disaccoppiamento” dal prezzo del gas naturale dei prezzi dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Il dibattito non è solo italiano: le conclusioni del Consiglio Ue dei Ministri dell’Energia del 9 settembre richiamano il tema e fanno proposte in tal senso. La stessa presidenza ceca aveva spinto in questa direzione, mentre la Grecia aveva da tempo proposto un meccanismo per ottenere lo stesso risultato. Spagna e Portogallo hanno invece già adottato un meccanismo con finalità simili che è stato transitoriamente approvato dalla Commissione europea. 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. In cosa consistono queste proposte? E quali pregi e difetti hanno?

Il meccanismo del “system marginal price”

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 (in Italia, il Gestore del mercato elettrico, società del gruppo Gse) raccoglie e aggrega le offerte presentate dai produttori e dai consumatori di energia. Le prime vengono ordinate in ragione crescente dei relativi costi marginali di produzione (cioè i costi per il combustibile e i certificati di emissione della CO2): la curva risultante è nota come curva di ordine di merito. Simmetricamente, le offerte in acquisto sono ordinate in ragione decrescente della relativa utilità marginale: ne deriva una curva di domanda. È facile intuire che la curva di domanda è molto più rigida della curva di offerta: mentre quest’ultima riflette i costi variabili degli impianti, quella di domanda è costituita per la gran parte da carichi non disalimentabili (per esempio, gli ospedali) o scarsamente reattivi alle variazioni dei prezzi di breve termine (per esempio, i consumi domestici).

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, 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.

Figura 1

I rincari e le soluzioni proposte

Il dibattito sulla riforma del sistema di formazione dei prezzi e sulla sua adeguatezza a riflettere le caratteristiche dei sistemi energetici dominati dalle fonti rinnovabili è aperto da tempo. 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.

Tuttavia, il dibattito che si è scatenato negli ultimi mesi in Europa ha motivazioni differenti. Prende le mosse dal rincaro dei prezzi del gas, che ha trascinato le quotazioni dell’energia elettrica verso livelli record in tutta Europa già dalla seconda metà del 2021. La situazione è stata poi esacerbata dalla guerra tra Russia e Ucraina. Da qui un proliferare di proposte più o meno articolate, con una caratteristica in comune che le distingue nettamente da altre avanzate nel passato: mentre queste ultime intervenivano sulle modalità di presentazione delle offerte all’interno di un mercato comunque unico (in quanto l’energia elettrica è un prodotto perfettamente omogeneo), le nuove idee muovono dal presupposto che il mercato vada direttamente o indirettamente “spezzato”, separando (fisicamente, finanziariamente o amministrativamente) gli impianti con elevati costi marginali da quelli con costi marginali bassi o nulli.

Le proposte avanzate sono essenzialmente tre: 1) imposizione di un tetto ai ricavi delle tecnologie di generazione elettrica infra-marginali; 2) la creazione di due borse elettriche separate, una per le tecnologie di generazione elettrica infra-marginali e una per gli impianti a gas; 3) la corresponsione di un sussidio alle centrali a gas per l’acquisto del combustibile necessario alla generazione elettrica.

Imposizione di un tetto ai ricavi delle tecnologie di generazione elettrica infra-marginali

L’imposizione di un tetto ai ricavi delle tecnologie di generazione elettrica infra-marginali è la 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. Una variante di questo meccanismo è in vigore in Italia da alcuni mesi, introdotta dall’articolo 15-bis del decreto legge n. 4/2022. Trova applicazione non per tutte le tecnologie infra-marginali ma solo per gli impianti fotovoltaici con potenza superiore a 20 kW, che beneficiano di incentivi nella forma di premi fissi, e gli impianti rinnovabili di potenza superiore a 20 kW, che, pur non godendo di incentivi, sono entrati in esercizio prima del 2010. Mentre il meccanismo italiano ha fissato un tetto pari all’incirca al prezzo medio dell’energia elettrica negli scorsi anni (60-70 euro/MWh), la Commissione ha proposto un cap leggermente superiore alla media dei picchi osservati nel passato (180 euro/MWh).

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Figura 2

Fonte: Commissione Europea

Obiettivo di questo meccanismo è ridurre i prezzi al dettaglio redistribuendo, a piè di lista, quella parte di rendita infra-marginale che viene giudicata eccessiva. Per certi versi, è dunque equivalente a una tassa sugli impianti infra-marginali finalizzata a erogare un sussidio al consumo.

Creazione di borse elettriche separate per le tecnologie infra-marginali e marginali

Nel corso del Consiglio Ue dei Ministri dell’Energia del 26 luglio, la Grecia ha avanzato una proposta 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. La remunerazione delle centrali che partecipano alla prima sessione dovrebbe provenire dalla stipula di contratti alle differenze con acquirenti pubblici e privati. Per gli impianti che non lo fanno è prevista la partecipazione (volontaria) a un mercato, il cosiddetto green power pool, gestito da un soggetto pubblico che opera come single buyer. Gli impianti che offrono la propria produzione continuerebbero a essere remunerati secondo il meccanismo del system marginal price. Il prezzo di acquisto del kWh sarebbe determinato, in questo meccanismo, dalla media ponderata di tre valori: (1) il prezzo medio corrisposto per i contratti alle differenze; (2) il prezzo di equilibrio della seconda sessione di scambi; (3) il prezzo medio ponderato, per le quantità scambiate, sul green power pool. Il meccanismo appare complesso e, in alcuni aspetti, oscuro. L’obiettivo, comunque, sembra essere quello di intervenire sui prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica, sganciandoli dal costo marginale del sistema e agganciandoli, invece, a un sistema di vasi comunicanti segmentati per tecnologia. 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).

“El tope al gas”

“El tope al gas” è la misura adottata in Spagna e Portogallo e prevede l’adozione di un tetto (“tope”) 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. Tuttavia, i consumatori conseguiranno un risparmio, rispetto alla situazione senza tetto, grazie all’abbassamento dei prezzi di vendita delle centrali a gas per effetto dei minori costi di acquisto del combustibile reso possibile dall’adozione del tope. Per consentire ai produttori termoelettrici di acquistare il gas, è previsto un sussidio pari alla differenza tra il tope e il costo di mercato del gas. Per esempio, se il gas costa 100 euro/MWh, i produttori termoelettrici offriranno sulla borsa elettrica a un prezzo compatibile col tope (cioè, come se il gas costasse solo 40 euro/MWh) e riceveranno la differenza (60 euro) a piè di lista. Il sussidio è ripartito tra diversi soggetti: (i) gli acquirenti sui mercati all’ingrosso in misura proporzionale ai volumi acquistati; (ii) una componente aggiuntiva nella bolletta dei clienti finali che, non avendo scelto una fornitura sul mercato libero, continuano a comprare elettricità a prezzi regolati; (iii) i maggiori ricavi dovuti all’export addizionale verso la Francia per effetto dell’abbassamento dei prezzi dell’elettricità spagnoli conseguente l’introduzione del tope.

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.

I pro e i contro delle proposte

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. Non solo perché in alcuni casi, come per il tope iberico, si tratta di reperire risorse per finanziare un sussidio esplicito o, come per la proposta greca, si deve ricorrere a un soggetto pubblico che compri l’elettricità da quegli operatori che non sono riusciti a stipulare contratti alle differenze sul mercato. I costi più rilevanti che rischiano di derivare da interventi sul disegno delle borse elettriche sono infatti quelli prodotti da diversi tipi di effetti collaterali sul funzionamento del mercato.

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. 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. Se fosse “troppo basso”, nel caso del tope il rischio è di accentuare gli effetti sulle esportazioni e sulla sicurezza del sistema elettrico descritti sopra. Nel caso del tetto ai ricavi delle tecnologie infra-marginali si aggiunge anche il rischio di non consentire una adeguata copertura dei costi di investimento.

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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. 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.

Se le proposte saranno attuate, questi limiti si tradurranno in costi di difficile percezione, ma che non mancheranno di presentare il conto ai clienti finali.

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.

Figura 3 – Incidenza della generazione elettrica da gas sul totale dell’elettricità prodotta (Anno 2021)

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. 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).

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  1. Savino

    Credo che sia corretto (e, in questa fase, anche trasparente) centralizzare gli acquisti, allineare i prezzi sia di gas che di elettricità ai costi medi e ripartire i sussidi derivanti solo in due macro aree 1)industrie e forniture in grandi quantità 2) usi domestici.

    20/09/2022

  2. Paolo

    La proposta del “tope” spagnolo si potrebbe adottare in italia in versione “in riduzione del picco elettrico” invece che in valore assoluto sul prezzo gas: supponiamo di introdurre la possibilità per il GME di tagliare (a posteriori, a mercato MGP chiuso) il costo dell’energia elettrica ad es. di 200 €/MWh elettrico. Con un rendimento medio del 50% delle centrali termoelettriche a gas, questo corrisponde ad erogare un sussidio pari a 100 €/MWh (di gas, ovviamente).
    Poichè in italia si usano circa 25 mld di Sm3 per produrre elettricità dal gas, il costo del sussidio potrebbe valere fino a 25 mld di €. Il vantaggio però sarebbe di 200 €/MWh (elettrico) * 200 (TWh di elettricità scambiati in borsa) = 40 mld, con un beneficio netto di 15 mld, automaticamente distribuito tra tutti i consumatori (proprio grazie al meccanismo del prezzo marginale).
    Ciò permetterebbe di porre il sussidio direttamente a carico della cassa CSEA, senza alcun costo per le casse pubbliche.
    ovviamente servono correttivi tecnici di dettaglio (ad es. per evitare che si possa vendere sottocosto negli altri paesi UE tramite le interconnessioni), ma i margini per un intervento imponente a costo zero sembrano esserci tutti.

  3. Von Mises

    if it ain’t broke don’t fix it . Vangelo.

  4. Alberto Roccella

    Vale la pena ricordare come fu affrontato, per l’energia elettrica, il forte incremento del prezzo del petrolio, a seguito della crisi del 1973. Il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 6 luglio 1974, n. 34 (in Gazz. Uff. 11 luglio 1974, n. 181) al capitolo VI istituì, a carico dei consumatori, un sovrapprezzo termico volto ad alimentare il Conto per l’onere termico, mediante il quale la Cassa conguaglio per il settore elettrico avrebbe rimborsato alle imprese produttrici di energia termoelettrica i maggiori oneri, rispetto al 1973, sostenuti per il combustibile e non coperti dalle tariffe.

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