Caro-energia, l’Ue studia il modello Intesa Sanpaolo per abbassare i prezzi
La proposta: orientando i consumi delle imprese nelle fasce orarie con la maggiore disponibilità di rinnovabili il prezzo può scendere sotto 50 euro al Mwh entro il 2040 | Energia, sarà un Natale da brividi? È già allarme scorte per il gas europeo
Mentre la Commissione Europea si prepara a presentare il Grids Package – il pacchetto normativo che punta a creare le cosiddette autostrade energetiche proposto dalla presidente Ursula Von der Leyen – e il ministro Adolfo Urso era a Bruxelles per la ministeriale sui settori energivori a chiedere misure sul caro-prezzi, arrivano le proposte di banche e operatori su come abbassare le bollette delle imprese. In particolare è stato presentato al Parlamento europeo, su invito dell’eurodeputato tedesco Jens Geier (membro della Commissione Industria, Ricerca ed Energia), uno studio commissionato da Intesa Sanpaolo su «strategia di investimento capex per il sistema elettrico europeo».
A illustrare lo studio è stato Riccardo Dutto, responsabile Industry Infrastructure della Divisione Imi Cib del gruppo bancario, davanti a operatori di rete, associazioni di settore, regolatori, rappresentanti delle aziende energivore e della supply chain dei cavi, come Prysmian.
La formula rinnovabili per concentrare i consumi
La tesi è che, orientando i consumi delle imprese verso alcune fasce orarie, il prezzo all’ingrosso dell’energia possa scendere stabilmente sotto i 50 euro al megavattora al 2040.
«La transizione elettrica europea richiede un cambio di paradigma: in un sistema sempre più a costi fissi, è l’utilizzo intelligente dell’infrastruttura a determinare davvero i costi e quindi la competitività del tessuto industriale europeo», premette Dutto, «Una rete paneuropea fortemente integrata e una domanda industriale flessibile sono le leve per far scendere i prezzi e poter ridurre la dipendenza geopolitica da fonti fossili. Perché questo accada, serve però un sistema di prezzi flessibili che, rispettando i ritorni attesi sugli investimenti nelle reti, esprimano, per tutti gli utilizzatori, prezzi diversi in ore di punta e fuori punta, e tariffe e contratti che riflettano il diverso utilizzo dell’infrastruttura in quelle ore. Solo così la flessibilità diventa una risorsa vera monetizzabile dagli operatori virtuosi in grado di offrirla, e migliora in modo significativo l’efficienza e la resilienza del sistema».
Le conclusioni dello studio vanno in controtendenza rispetto a molte narrazioni correnti sulla transizione energetica e sono in linea con il rapporto Draghi sul tema dell’elettrificazione.
Nel modello sviluppato per Intesa Sanpaolo la dinamica è chiara: più rinnovabili vengono immesse nelle ore in cui possono essere consumate, più scende il prezzo medio dell’elettricità. Quando invece la produzione cala e serve il gas, il prezzo torna a salire. È questo il punto al centro della presentazione: la chiave non è solo produrre più energia verde, ma riuscire a usarla nelle ore in cui è disponibile.
Gli scenari a confronto
Nella baseline di partenza, il sistema elettrico evolve lungo l’orizzonte 2025-2040 senza particolari interventi aggiuntivi sulla flessibilità: in questo caso il prezzo medio all’ingrosso simulato è di circa 72 €/Mwh nel 2030, per scendere a 56,3 €/Mwh nel 2035 e arrivare a 48,5 €/Mwh nel 2040. Tre possibili scenari modificano questa traiettoria introducendo, in combinazioni diverse, più rinnovabili, più accumulo tramite batterie e una maggiore capacità della domanda di spostarsi nelle ore in cui c’è più produzione verde. Il risultato, al 2040, è un prezzo medio di 41,4 €/Mwh nello scenario con maggiore penetrazione rinnovabile, di 45,4 €/Mwh nello scenario con più batterie ma rete meno sviluppata, e di 40,8 €/Mwh nello scenario con domanda flessibile e maggiore integrazione di rete. In tutti i casi il prezzo scende quindi sotto l’area dei 50 €/Mwh, fino a collocarsi, nelle ipotesi più favorevoli, poco sopra i 40 €/Mwh.
Tutte le simulazioni presentate a Strasburgo sono state costruite sul perimetro di quattro Paesi: Italia, Francia, Germania e Spagna. Su quest’area il modello indica che, nello scenario in cui si sviluppano sia nuova capacità rinnovabile sia una domanda più flessibile, la domanda elettrica complessiva crescerebbe del 23% entro il 2040 e sarebbero necessari circa 218 Gigawatt aggiuntivi di capacità rinnovabile. In questo contesto, l’effetto combinato di rinnovabili, rete e flessibilità consentirebbe non solo di ridurre i prezzi medi, ma anche di attenuare l’impatto di eventuali shock sul gas: oltre la metà di un aumento di 50 €/Mwh del prezzo del metano, secondo il modello, potrebbe essere assorbito dal sistema senza pesare sulla bolletta. (riproduzione riservata)
