Gas ed elettricità, come reagire a un mercato che non funziona
Massimo Beccarello, docente alla Bicocca, spiega le incongruenze dei prezzi nel mercato del gas e dell’elettricità. Suggerendo i possibili rimedi, senza per questo tornare al passato | Ecco come le bollette sono diventate più care anche del 50%. E perché il meccanismo della Borsa elettrica non funziona
«Non bisogna arrendersi all’inevitabilità dei mercati quando non funzionano. Forse il primo esempio interessante di ottimizzazione del potere di acquisto attraverso un procurement centralizzato e coordinato a livello europeo potremmo vederlo sul mercato del gas naturale liquefatto» (Gnl), azzarda Massimo Beccarello, docente di economia dei settori produttivi all’Università Milano Bicocca. Che invita a compiere un’operazione verità.
L’asse centrale della politica energetica europea è, infatti, un interesse generale pubblico e non un bene privato: la sostenibilità. La transizione energetica e i mercati dell’energia sono di fatto divenuti dei beni subordinati all’interno di un modello di selezione, valutazione e gestione dei fornitori per realizzare la decarbonizzazione al minimo costo.
Domanda. Quali sono le incongruenze più evidenti?
Risposta. Per esempio, il prezzo di carico delle gasiere statunitensi dirette in Europa, che è intorno ai 10 euro/MWh com’è verificabile sulla borsa Henry Hub: anche aggiungendo il costo logistico e un margine, il prezzo non dovrebbe superare i 23/25 euro/MWh. Mentre la quotazione TTF (Title Transfer Facility) del gas all'ingrosso scambiato sul mercato di Amsterdam e pagata dall’Europa è quasi doppia. Non possiamo perdere altro tempo e risorse a scapito di imprese e famiglie ma dobbiamo agire in una logica federale europea coordinata. Che poi è anche quanto suggerito nel rapporto Draghi sulla competitività dell’Europa: contratti di acquisto centralizzati e fare il possibile per rilanciare le riserve di gas nazionali. Aggiungo che poi va aperta una riflessione sulla politica degli aiuti di stato di fronte a una sfida della climate neutrality che secondo le stime della Commissione costerà 1.570 miliardi di euro all’anno dal 2031 al 2040.
D. Su quale aspetto in particolare?
R. Oggi i due maggiori paesi europei hanno adottato misure considerevoli per sostenere i costi energetici del sistema produttivo. La Francia riserva alle imprese nazionali energivore elettricità di origine nucleare a 42,6€/MWh per esempio. La Germania ho introdotto strumenti di sconti su diverse componenti della bolletta energetica delle imprese. Il vero tema è che ci siamo dati obiettivi di decarbonizzazione senza avere un’idea chiara sulle soluzioni tecnologiche per raggiungerli. Questo sta determinando costi non compatibili per il sistema industriale europeo: è un problema che l’Industrial Act annunciato dalla Commissione dovrebbe affrontare e risolvere.
D.Ha ragione il presidente della Confindustria che invoca un prezzo unico europeo per l’elettricità?
R. Fa bene a ricordarlo, perché nel 1996 la prima direttiva elettrica che liberalizzava il mercato parlava esplicitamente di common level playing field: mercato unico, prezzo unico. La dura realtà, ha invece evidenziato che le scelte di politica energetica nazionali, legate al mix energetico e alle politiche di erogazione degli incentivi, hanno determinato un sistema di prezzi per i consumatori europei molto diversi. L’unico modo per recuperare i differenziali di oltre il 40% nel settore elettrico, che dipendono da scelte di politica industriale dei diversi paesi, non può che essere raggiunta con altrettante decisioni di politica industriale.
D. È realizzabile una disintermediazione da un mercato dove il prezzo dell’elettricità si forma prevalentemente su quello del gas?
R. Di fatto in Italia con le aste del GSE per lo sviluppo delle rinnovabili dal 2015 si è avviata questa disintermediazione, che sarà sempre più rilevante fino ad arrivare all’obiettivo del 70% di produzione rinnovabile al 2030. Queste aste inoltre esprimono un segnale di prezzo di lungo periodo ovvero in grado di coprire i costi marginali di lungo periodo. Quindi bisogna procedere accelerando il perfezionamento di questi meccanismi per costruire il nuovo mercato elettrico.
D. Quali meccanismi in particolare?
R. La riforma europea dei mercati energetici approvata lo scorso giugno ha riconosciuti di fatto i Contratti per Differenza del GSE come asse centrale per lo sviluppo delle rinnovabili e delle assimilate come il nucleare. Accanto a questo un ulteriore strumento sono i Power Purchase Agreement (PPA). Sono accordi bilaterali tra privati in base ai quali un produttore di rinnovabili e un’impresa con rilevanti consumi elettrici o un rivenditore di energia, si accordano per una fornitura a prezzo fisso per una durata pluriennale. Questi strumenti, che si affiancano al procurement del GSE, forniscono segnali di prezzo di mercato a lungo termine. Purtroppo, rappresentano solo poco più del 3% della nuova capacità. Andrebbero aiutati eventualmente prevedendo un attivo del GSE per alimentare la liquidità del mercato e, con lo sviluppo di piattaforme commerciali per incentivare la crescita delle capacità di accumulo elettrico nel sistema italiano (il mercato dei contratti di time shifting).
D. Strumenti specifici per le aziende energivore?
R. L’energy release garantisce un prezzo bloccato di 65€/MWh (circa metà del prezzo all’ingrosso attuale) per tre anni con l’impegno per l’acquirente di investire in fonti rinnovabili per restituire sull’arco di 20 anni il doppio dei volumi ricevuti a prezzo di costo.
D. Mettendo insieme questi più altri strumenti concepiti per attutire l’impatto che la volatilità del gas produce sul prezzo del kilowattora del mercato elettrico, al gas rimarrebbe un ruolo sempre più marginale di bilanciamento. Ma come rispondere a chi sostiene che è impossibile sganciarsi dal costo marginale di produzione delle centrali a gas in quanto è lo stesso meccanismo di determinazione dei prezzi negli scambi transfrontalieri di elettricità?
R. Premesso che il superamento del prezzo marginale non è l’unica strada per attuare il disaccoppiamento, capisco che possa spaventare, perché abbiamo costruito il mercato europeo per essere un’unica piattaforma. Tuttavia, dobbiamo essere anche realisti ed ammettere che stiamo integrando mercati che sono stati oggetto di interventi formalmente ispirati dagli stessi principi, ma con scelte di politica energetica molto diverse. Va, però, osservato che molti operatori di rete nazionali stanno già rafforzando l’approvvigionamento dei servizi ancillari per la sicurezza ed il bilanciamento del sistema in una logica di procurement.
D. Marcia indietro sulla liberalizzazione, dunque?
R. Assolutamente no, ma in relazione ai cambiamenti della struttura del mercato ci possono essere forme diverse di concorrenza. Ci vuole, dunque, un po’ di coraggio, svincolandosi dall’autoreferenzialità del passato e ammettendo che siamo di fronte a un nuovo paradigma per riformulare il mantra della mano invisibile del mercato che tutto risolve. Non replichiamo sui meccanismi del mercato energetico lo stesso furore ideologico del dibattito sulla transizione verde. In fondo, un modello di procurement garantisce comunque efficienza attraverso un adeguato confronto competitivo tra operatori.(riproduzione riservata)
