17 Settembre 2021

Boom dei prezzi elettrici: di chi è la colpa?

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L’esplosione dei prezzi elettrici in Europa merita una profonda riflessione, comprenderne le ragioni è indispensabile per riuscire a intravederne l’evoluzione. Già da agosto il direttore di ENERGIA Alberto Clò avvertiva l’urgenza di prestare attenzione alle dinamiche sottotraccia nei mercati del gas e dei permessi emissivi. Questa crisi poteva essere evitata se le rinnovabili avessero raggiunto una maggiore penetrazione nei mercati elettrici, come afferma il vicepresidente della Commissione europea? Secondo Gian Paolo Repetto la questione è molto più complessa.

Nel momento in cui scriviamo i prezzi all’ingrosso del gas naturale in Europa hanno raggiunto la quota record di 70 €/MWh, circa 7 volte in più del settembre dello scorso anno, quando erano intorno agli 11 €/MWh. Nello stesso mese del 2019, pre-pandemia, quotavano 10-12 €/MWh.

Il PUN, prezzo medio all’ingrosso dell’energia elettrica nazionale, segna 183 €/MWh, 3,7 volte maggiore dei valori registrati nel settembre 2020, quando quotava in media 49 €/MWh (nello stesso mese del 2019 era sui 51).

Livelli molto elevati dei prezzi elettrici si riscontrano attualmente peraltro in molti sistemi elettrici europei, anche dove ormai è significativa la quota di penetrazione delle fonti rinnovabili. Nella penisola iberica le quotazioni sfiorano i 190 euro/MWh, in Germania i 160.

I prezzi elettrici sono quasi 4 volte più alti dello scorso anno

Tralasciando in questo scritto le varie cause che hanno portato il prezzo del metano sui mercati all’ingrosso a crescere fino a frantumare i massimi storici, poniamo l’attenzione sui riflessi di questo fenomeno e di altri fattori sul mercato elettrico. 

Come noto, il prezzo dell’elettricità in Europa viene determinato in aste orarie secondo logiche concorrenziali; pertanto, il suo andamento tende a riflettere i fondamentali di mercato. In particolare, in Italia: domanda, prezzo del gas, quotazioni dei permessi di emissione della CO2, volumi di fonti rinnovabili immessi sul mercato.

I consumi, al momento, pur in ripresa rispetto al 2020 (+7,3% a fine luglio), restano ancora leggermente al di sotto del livello 2019 (-1,9%), quindi non in grado di influenzare significativamente il rialzo delle quotazioni.

Il prezzo del metano rappresenta una proxy del costo operativo della principale tecnologia marginale che, nella c.d. funzione di merito (merit order), chiude il mercato per la maggior parte delle ore (specie serali) determinando il prezzo di equilibrio (system marginal pricing). Per cui una variazione del suo livello viene trasferita nei prezzi del mercato elettrico.

Il prezzo del gas è il fondamentale che più di tutti sta traghettando i prezzi elettrici al rialzo

Si tratta del fondamentale che nettamente più di ogni altro sta determinando l’aumento dei prezzi elettrici. Indicativamente, un rialzo record di 50 €/MWh del metano incide sui costi variabili di un ciclo combinato per circa 90-95 €/MWh.

Anche il carbon price costituisce un costo per il termoelettrico che viene traslato nei prezzi di mercato. L’EU Emission Trading System (ETS), istituito per incentivare la riduzione delle emissioni dei gas a effetto serra, ha l’obiettivo di internalizzare i costi ambientali nei costi di produzione elettrica da fonti fossili.

I prezzi dei permessi di emissione rappresentano un fondamentale “artificiale” del mercato di natura politica, il cui andamento tende a riflettere pertanto anche la “severità” degli indirizzi europei in materia di clima ed energia.

Per diverse cause, tali valori sono rimasti lungamente su livelli tali da non influenzare in maniera rilevante i costi di produzione dell’energia elettrica.

Da 28 a 63 euro/tonn, anche i prezzi dei permessi di emissione hanno influenzato l’aumento dei prezzi elettrici

Negli ultimi tempi, l’attuazione di una riforma del sistema (meccanismo di market stability reserve), la mancata disponibilità di offerta di titoli gratuiti, movimenti di natura finanziaria e speculativa, i nuovi obiettivi UE di riduzione delle emissioni, hanno contribuito ad un incremento del carbon price, che attualmente rappresenta una variabile rilevante sull’andamento dei prezzi elettrici.

I prezzi dei permessi dai 28 euro/tonn dello scorso settembre sono saliti agli attuali 63, con un impatto al rialzo sul costo dei cicli combinati a gas indicativamente di circa 12-13 euro. I valori sono probabilmente destinati ad aumentare.

Le fonti rinnovabili come eolico e fotovoltaico, avendo costi operativi molto bassi, entrano alla base della funzione di merito e tendono ad esercitare una pressione ribassista sul PUN.

Inoltre, i volumi di FER incentivati non devono cercare sul mercato la remunerazione dei propri costi fissi. La maggior parte delle FER incentivate (attualmente risultano incentivati secondo meccanismi del GSE circa 65 TWh di rinnovabili su una produzione complessiva nel 2020 di 116 TWh, idroelettrico incluso) viene venduta in borsa dal GSE ad un prezzo di offerta pari a zero.

L’aumento della generazione FER alla base della funzione di merito riduce quindi la domanda residua, ossia la parte di carico soddisfatta da generazione termoelettrica.

Le rinnovabili esercitano una pressione ribassista sul PUN grazie anche agli incentivi che ne salvaguardano la remunerazione

Pertanto, gli impianti marginali più costosi vengono estromessi dal mercato e il prezzo di borsa viene determinato da un impianto marginale a costi inferiori, con una conseguente riduzione del PUN (fenomeno, noto come merit order effect, più accentuato quando l’aumento della generazione FER si verifica in un contesto di riduzione dei consumi).

Inoltre, i costi di produzione complessivi della tecnologica eolica e fotovoltaica si sono notevolmente ridotti nel tempo e risultano molto al di sotto degli attuali prezzi di mercato.

Tuttavia, come noto, la cessazione degli incentivi si è riflessa in una contrazione degli investimenti. Negli ultimi 5 anni sono stati installati mediamente 900 MW di FER non programmabili (di cui 350 di eolico e 550 di fotovoltaico, pur mostrando quest’ultimo una tendenza a crescere).

Un tasso di crescita incompatibile con i nuovi obiettivi energetici, che richiederebbero un aumento della capacità produttiva di 6-7 GW all’anno fino al 2030.

+350 MW/anno eolico, +550 fotovoltaico nell’ultimo quinquennio in Italia, valori lontani dai target di 6-7 GW/anno di nuova capacità da realizzare entro il 2030

L’effetto compressione del prezzo da parte delle FER avviene sul mercato del giorno prima, ma l’intermittenza di fotovoltaico ed eolico determina per il sistema un aumento dei costi per il bilanciamento nonché la necessità di sviluppare onerosi sistemi di accumulo per favorire la penetrazione delle fonti intermittenti.

Inoltre, gli oneri di sistema per il sostegno all’avvio dell’industria delle rinnovabili hanno modificato composizione e livello dei prezzi al consumo finale e pesano attualmente ancora per 11,8 miliardi di euro sui consumatori.

Quindi fino oggi ai benefici derivanti dalla riduzione del PUN si sono contrapposti maggiori costi di sistema.

Passiamo dal sommario richiamo delle determinanti del prezzo elettrico ad alcune conseguenti osservazioni connesse all’attuale congiuntura delle quotazioni.

Nonostante i benefici sul PUN delle rinnovabili, non si possono trascurare i maggiori costi di sistema per il bilanciamento e gli oneri generali

A seguito degli attesi nuovi aumenti di prezzo per i consumatori (prezzi tutelati stabiliti da ARERA) e dell’intervento al Parlamento Europeo del vicepresidente della Commissione – il quale ha sostenuto che se l’UE avesse avuto il Green Deal 5 anni prima non ci saremmo trovati in questa critica situazione di mercato in quanto avremmo avuto meno dipendenza dal gas – negli ultimi giorni si sono accesi animati dibattiti su a chi attribuire “la colpa” dell’aumento record dei prezzi: in particolare, alla dipendenza dal gas o alle politiche climatiche europee.

La contrapposizione appare frutto di faziose semplificazioni e sostanzialmente sterile, trascurando le vere problematiche e le tensioni che caratterizzeranno i sistemi energetici sulla difficile strada della transizione verso un nuovo sistema, che però non è ancora pronto a sostituire il vecchio né lo potrà ad essere a breve date la complessità del cammino e le numerose incertezze economiche e di policy che stanno cominciando ad emergere.

Dovrebbe risultare ormai evidente come, anche in un contesto di maggior penetrazione delle rinnovabili rispetto a quello attuale (37% dei consumi elettrici nazionali nel 2020) e di un loro ulteriore guadagno di competitività, il gas sarà fondamentale per il funzionamento del sistema non solo rimanendo ancora per lungo tempo la fonte marginale che condizionerà i prezzi elettrici europei, ma anche per l’equilibrio e la sostenibilità del sistema in un quadro di programmato aumento delle FER intermittenti.

Il gas resterà la fonte indispensabile per garantire equilibrio e sostenibilità del sistema elettrico, specie in vista di una crescita maggiore delle rinnovabili intermittenti

Pertanto, molto probabilmente, non saremmo stati esenti da forti aumenti dei prezzi anche se i nuovi obiettivi e strumenti europei fossero stati stabiliti prima, tenendo anche conto delle molte incertezze (localizzazioni e permitting in primis) che gravano sulla effettiva realizzazione dei MW necessari per avviarci più decisamente sulla strada della transizione, rispetto alla quale, come ribadito in modo condivisibile dalle istituzioni UE, non esistono in ogni caso alternative.

Detto ciò, occorre riflettere attentamente sull’attuale crisi dei prezzi e sul funzionamento dei mercati spot. Come sostenuto recentemente dal prof. Nicolazzi su Formiche: “stiamo scommettendo alla cieca sul fatto che del gas si possa fare a meno in tempi ragionevolmente brevi”.

Non sarà così. E finché in Europa si continuerà ad utilizzare il gas, l’UE dovrebbe considerarlo come settore fondamentale per la transizione, ponendo attenzione – in un mercato sempre più condizionato dalla situazione internazionale – ai suoi equilibri, alle sue necessità ed eventualmente al suo pricing.

L’Europa non può trascurare il mercato del gas nel breve termine, perché minori investimenti determinano una forte volatilità dei prezzi anche elettrici: un colpo alla competitività delle nostre imprese e ai consumatori

Ciò per non rischiare nei prossimi anni di trovarci in una situazione di scarsità di offerta di una fonte che nel lungo termine si vorrebbe sostituire, ma che risulta ancora necessaria.

Le premesse non sono buone: le indicazioni UE riguardo il futuro del gas appaiono non chiare od ostili e la sua esclusione dalla tassonomia UE determinerà difficoltà a disporre di finanziamenti.

Le prospettive incerte rischiano di diminuire gli interventi necessari a mantenere un adeguato livello di offerta nel lungo periodo di transizione. Il rischio è di trovarci ad affrontare spesso tensioni sui prezzi, con forte volatilità sia sul gas che sull’elettrico, situazioni che non favoriscono la stabilità, essenziale agli enormi investimenti necessari per percorrere la strada della decarbonizzazione.

Inoltre, come osservato da più parti, non basterà proteggere i consumatori più vulnerabili dai costi della transizione, ma occorrerà anche tenere conto delle conseguenze che possono coinvolgere tutte le classi sociali e la competitività dell’industria continentale per ridurre il più possibile “spargimenti di sangue”.


Gian Paolo Repetto è economista dei mercati energetici e collabora con Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche


Sui prezzi elettrici, leggi anche:
La bolletta elettrica in Italia, di Redazione, 14 Settembre 2021
Prezzi del gas: un’impennata da non sottostimare, di Alberto Clò, 19 Agosto 2021
Regolazione gas USA: un modello per l’UE?, di Redazione, 5 agosto 2021
Il ritorno dei prezzi politici, di Alberto Clò, 1° luglio 2021
Il sali e scendi dei prezzi del gas, di Gian Paolo Repetto, Agata Gugliotta, 23 Giugno 2021
Aggiornamento ARERA: i prezzi rimbalzano, gli oneri di sistema restano un grosso problema, di Gian Paolo Repetto, 2 ottobre 2020
Prezzi dell’energia: la palla al piede dell’economia europea (specie italiana), di Alberto Clò, 8 febbraio 2019

Foto: Unsplash

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