{"id":7554,"date":"2022-09-28T18:19:00","date_gmt":"2022-09-28T16:19:00","guid":{"rendered":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/?p=7554"},"modified":"2023-03-16T16:01:39","modified_gmt":"2023-03-16T15:01:39","slug":"decoupling-del-prezzo-del-gas-dal-prezzo-dellelettricita-luovo-di-colombo","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.enricomariutti.it\/en\/decoupling-del-prezzo-del-gas-dal-prezzo-dellelettricita-luovo-di-colombo\/","title":{"rendered":"Decoupling del prezzo del gas dal prezzo dell\u2019elettricit\u00e0: l\u2019uovo di Colombo?"},"content":{"rendered":"\n

Le dichiarazioni della Presidente della Commissione Europea durante il discorso sullo stato dell’Unione hanno introdotto formalmente nell’agenda energetica comunitaria il tema del disaccoppiamento tra il prezzo del gas naturale e quello dell’elettricit\u00e0,<\/strong> di cui in realt\u00e0 si discuteva a livello informale gi\u00e0 da mesi.<\/p>\n\n\n\n

Invocato dai governi di mezza Europa, il disaccoppiamento del prezzo del gas naturale da quello dell’elettricit\u00e0 \u00e8 uno di quegli argomenti complicati da maneggiare, perch\u00e9, a fronte di grandi aspettative condivise, c’\u00e8 una grande confusione riguardo alla cornice tecnica. <\/p>\n\n\n\n

Infatti, che al momento ci sia un circolo vizioso tra prezzo del gas e prezzo dell’elettricit\u00e0 non c’\u00e8 dubbio. Come spezzarlo, per\u00f2, \u00e8 materia molto pi\u00f9 incerta. Ricapitoliamo \u201cle puntate\u201d precedenti di questo dibattito.<\/p>\n\n\n\n

In Italia, il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 sul mercato del giorno prima, in cui gira circa l\u201980% dell\u2019elettricit\u00e0 consumata, viene deciso attraverso il meccanismo del prezzo marginale<\/strong>. Semplificando, il mercato del giorno prima funziona come un\u2019asta: i produttori offrono le quantit\u00e0 di energia elettrica che sono in grado di mettere sul mercato il giorno successivo e fissano il prezzo minimo a cui sono disposti a vendere. Specularmente i trader (quelli che comprano) presentano offerte d\u2019acquisto secondo la stessa modalit\u00e0. <\/p>\n\n\n\n

Quando si chiudono le contrattazioni, il Gestore dei Mercati Elettrici prende le offerte di vendita e quelle di acquisto, le ordina dal prezzo pi\u00f9 basso al prezzo pi\u00f9 alto e poi le incrocia fino al raggiungimento della domanda programmata per il giorno seguente. Sembra semplice, ma in realt\u00e0 \u00e8 un\u2019operazione molto complessa perch\u00e9 deve tenere conto delle fasce orarie, della rete infrastrutturale (gli elettrodotti) e della disposizione geografica degli impianti.<\/p>\n\n\n\n

Il meccanismo del prezzo marginale<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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Fonte: Elaborazioni dell\u2019autore<\/em><\/p>\n\n\n\n

Normalmente, soprattutto nei Paesi come l\u2019Italia o la Spagna dove si consuma poco carbone, \u00e8 il gas che fissa il prezzo marginale per la maggior parte delle ore dell\u2019anno<\/strong>. Di conseguenza, dato che in un questo frangente il prezzo di riferimento del gas in Europa varia tra i 100 e 300 euro per MWh (a fronte dei 20-40 euro degli anni scorsi), non deve stupire che il prezzo dell\u2019elettricit\u00e0 segua una dinamica analoga.<\/p>\n\n\n\n

Da qui l\u2019idea di disaccoppiare i prezzi del gas da quelli dell\u2019elettricit\u00e0. Dietro a questo slogan, per\u00f2, si nasconde un problema pi\u00f9 complesso<\/strong>: limare i profitti degli impianti i cui costi di produzione non dipendono dal gas, ma che vendono l\u2019elettricit\u00e0 ai prezzi determinati (direttamente o indirettamente) dal gas. <\/p>\n\n\n\n

Il primo ostacolo in cui ci si imbatte quando si prende questa strada \u00e8 capire quali siano gli impianti in questione. Paradossalmente, il ruolo degli impianti eolici e di quelli fotovoltaici<\/strong> nella formazione dei prezzi \u00e8, quantomeno per il momento, molto pi\u00f9 ambiguo di quello che si possa credere. La gran parte di questi impianti, infatti, vende l\u2019elettricit\u00e0 prodotta tramite tariffa fissa incentivata oppure tramite PPA (un accordo diretto tra acquirente e compratore, che normalmente remunera l\u2019elettricit\u00e0 a prezzi notevolmente pi\u00f9 contenuti rispetto a quelli di mercato). Di conseguenza, intervenire sui profitti di questo genere di impianti pu\u00f2 essere molto complicato dal punto di vista legale e politico, oppure iniquo.<\/p>\n\n\n\n

Sull\u2019altro versante del problema ci sono le cosiddette \u201cvecchie rinnovabil<\/strong>i\u201d – cio\u00e8 in buona sostanza le centrali idroelettriche -, le centrali nucleari e quelle a carbone.  Per quello che riguarda queste tre tipologie di impianti si possono sicuramente recuperare delle risorse. Tuttavia, anche in questo caso la situazione \u00e8 pi\u00f9 sfumata di quello che si potrebbe pensare.<\/p>\n\n\n\n

Innanzitutto, sono impianti che per le loro caratteristiche di norma hanno un peso maggiore nel paniere energetico durante le ore in cui le quotazioni sono pi\u00f9 basse (per quello che riguarda l\u2019idroelettrico questo aspetto riguarda gli impianti ad acqua fluente e quelli a bacino di dimensioni maggiori ma non le centrali con accumuli, cosiddette pumped-hydro<\/em>). Il grafico riporta il caso austriaco in quanto paradigmatico.<\/p>\n\n\n\n

Curva di carico, Austria 13-14 gennaio 2021<\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"\"\/<\/figure>\n\n\n\n

Fonte: <\/em>IEA<\/em><\/a><\/p>\n\n\n\n

In secondo luogo, relativamente alle centrali nucleari, non bisogna dimenticare che anche in questo caso un\u2019ampia fetta della produzione elettrica viene venduta tramite PPA, mentre per gli impianti idroelettrici bisogna tenere a mente che stanno acquisendo un ruolo sempre pi\u00f9 strategico nel bilanciamento della rete.<\/p>\n\n\n\n

Quanto alle centrali a carbone, non bisogna dimenticare che anche il prezzo di questa commodity<\/em> \u00e8 quadruplicato rispetto al 2019 (x8 rispetto alla prima met\u00e0 del 2020). Oltretutto, bisogna tenere a mente che molti di questi impianti garantiscono anche un output termico, che viene utilizzato per il teleriscaldamento o per usi industriali (riducendo il fabbisogno di gas). Tra l\u2019altro in alcuni Paesi, come ad esempio la Germania, gran parte delle centrali a carbone sono esentate dal pagamento dei permessi di emissione (e alcune godono addirittura dello status di system critical, <\/em>cio\u00e8 ricevono una remunerazione aggiuntiva al prezzo di mercato). Quindi l\u2019intento di non intaccare ulteriormente la competitivit\u00e0 di questo genere di impianti \u00e8 chiaro, al di l\u00e0 dei proclami dati in pasto all\u2019opinione pubblica.<\/p>\n\n\n\n

Gli spazi di manovra, perci\u00f2, non sono molto ampi.  Come sempre ci sono margini di miglioramento, opportunit\u00e0 per aumentare l\u2019efficienza dei meccanismi di mercato, strumenti con cui sterilizzare o quasi la speculazione (tema comunque ampiamente sopravvalutato, come rimarcato<\/a> dalla Commissione Europea): dal Texas all\u2019India passando per la Grecia sono in corso degli esperimenti sull\u2019architettura del mercato elettrico che dovremmo osservare con attenzione. Ma, in definitiva, per i prossimi 24 mesi almeno ci troviamo nel bel mezzo di un triello: far pagare la stangata energetica ai contribuenti, ai consumatori o ai risparmiatori. Senza toccare il tema, spinosissimo, della competitivit\u00e0 industriale.<\/p>\n\n\n\n

E infatti non deve stupire che nel dibattito sul decoupling <\/em>del prezzo del gas da quello dell\u2019elettricit\u00e0 entrino proposte che, tecnicamente, non hanno nulla a che fare con questo tema ma che mirano a rispondere al sottotesto del dibattito: la riforma del meccanismo del prezzo marginale, il cap sul prezzo del gas, la sospensione dell\u2019ETS.  Mentre si moltiplicano le proposte, per\u00f2, non dobbiamo perdere di vista il quadro d\u2019insieme. L\u2019Europa continua a non voler fare i conti con la realt\u00e0: stiamo vivendo la peggiore crisi di approvvigionamento degli ultimi decenni. Scarseggia la materia prima con cui produciamo buona parte dell\u2019energia (elettrica e termica).  In un frangente del genere fare qualcosa \u00e8 doveroso ma imbarcarsi in una riforma strutturale nel bel mezzo di un\u2019emergenza potrebbe portare a scelte poco lungimiranti.<\/p>\n\n\n\n

Un esempio: uno dei motivi per cui fu introdotto il meccanismo del prezzo marginale fu quello di limitare lo strapotere delle centrali a carbone. Impianti che gi\u00e0 allora erano ammortizzati o quasi, quindi potevano contare su costi di produzione molto bassi, ma garantivano l\u2019efficacia dell\u2019offerta elettrica attraverso un\u2019efficienza di rete molto bassa e ostacolavano l\u2019innovazione tecnologica. Un\u2019Europa nel bel mezzo del guardo, che non sa come funzioner\u00e0 il suo sistema energetico tra 3 o 4 anni, \u00e8 in grado realisticamente di produrre una normativa proiettata verso le grandi sfide dei prossimi decenni? Difficile da credere.<\/p>\n\n\n\n

Piuttosto, sembrerebbe pi\u00f9 logico concentrarsi su misure tampone<\/strong> che rispondano in maniera mirata all\u2019emergenza bollette, focalizzando la riflessione strutturale sull\u2019approvvigionamento energetico, che per il momento rimane, sia nel breve che nel medio periodo almeno, un rebus.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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