Disaccoppiamento ed Extra Profitti

Per mitigare gli effetti economici degli elevati prezzi dell'energia elettrica, la strategia attuata dal governo italiano è stata quella di intervenire nei prezzi finali pagati da imprese e famiglie, recuperando parte delle risorse impiegate tassando gli extra-profitti delle imprese produttrici energia elettrica. Può essere utile chiedersi se questa strategie è la migliore in termini di rapporto costi/benefici oppure se esistono misure, tra quelle attualmente in discussione nella UE, che possono generare benefici per famiglie e imprese simili a quella attuata, ma con meno impiego di risorse pubbliche.

Tra i paesi e nelle istituzioni UE si stanno attualmente discutendo diverse proposte per il contenimento dei costi dell'energia elettrica^[1]. Le tre che hanno la maggior probabilità di risultare un punto di accordo sono:

1. divisione in due segmenti del mercato dell'energia;
2. sussidi alle centrali a gas;
3. prelievo sui ricavi delle centrali diverse da quelle a gas.

Può essere utile esaminare queste tre proposte per valutare i loro possibili effetti sul prezzo dell'energia elettrica. Prima, tuttavia, è utile richiamare il meccanismo che crea il forte legame esistente tra il prezzo dell'energia elettrica e quello del gas

Legame tra prezzo dell'energia elettrica e prezzo del gas

Questo legame nasce dal meccanismo di fissazione dei prezzi dell'energia elettrica sul mercato del giorno prima. Su questo mercato, gestito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME), ogni giorno produttori e utilizzatori esprimono le offerte e richieste di energia per il giorno successivo, indicando quantità e prezzi. Queste offerte e richieste sono raccolte dal gestore e organizzate per formare le curve d'offerta e di domanda. Il punto in cui le due curve si incontrano determina la quantità di elettricità che verrà prodotta e distribuita il giorno successivo e il suo prezzo (PUN prezzo unico nazionale), per ciascuna delle 24 ore della giornata.
Questo prezzo è l'unico economicamente efficiente, data l'impossibilità di immagazzinare energia elettrica: l'energia immessa in rete deve essere in ogni istante uguale all'energia prelevata. Se, infatti, il prezzo risultasse inferiore o superiore a quello di equilibrio, Terna (il gestore delle rete nazionale) non riuscirebbe a gestire i flussi di energia, portando a cadute della rete.

Curve di offerta e di domanda

Nel grafico che segue è riportata la curva di domanda e di offerta sul totale delle zone territoriali gestite dal GME, relative alle ore 20 del 7 ottobre del 2019 e del 2022^[2]

Curve di offerta e di domanda di energia elettrica al mercato del giorno prima (fonte CME)

Ore 20 del 7 ottobre 2019	Ore 20 del 7 ottobre 2022

Quello che emerge dal confronto dei due grafici è lo spostamento verso l'alto delle curva di offerta. Se a ottobre 2019 i produttori di energia elettrica offrivano 30 mila MWh per un prezzo di 50 Euro/MWh, nel 2022 per ottenere un'offerta equivalente il prezzo è salito a 290 euro/MWh. È interessante notare che in entrambe gli anni, i produttori erano disposti offrire nelle ore serali, circa 20 mila MWh ad un prezzo quasi nullo. Sono questi produttori di energia eolica o con centrali il cui spegnimento ha costi elevati, rendendo conveniente comunque produrre.

La teoria economica e l'esperienza pratica indicano che la curva d'offerta di un'impresa è data dalla curva dei suoi costi marginali. Poichè la curva d'offerta di un settore è data dalla sommatoria delle curve d'offerta delle varie imprese che operano nel settore, la curva d'offerta settoriale risulta determinata dai costi marginali dell'impresa meno efficiente, la cui produzione è necessaria per soddisfare la domanda.

Questo significa che sul mercato elettrico, il PUN risulta sempre uguale ai costi marginali dell'impresa meno efficiente, la cui produzione è necessaria per soddisfare la domanda.

Extraprofitti

La fissazione del PUN al livello del costo marginale del produttore meno efficiente economicamente ha come effetto di creare spazi di extraprofitti per le altre imprese. Naturalmente, maggiori sono le differenze tra i costi marginali delle diverse imprese produttrici e maggiori sono gli extraprofitti realizzati dalle imprese con costi marginali inferiori. È questa la situazione che si è creata in questi due ultimi anni, in cui la forte crescita del prezzo del gas ha aumentato notevolmente i costi marginali delle centrali a gas, creando un forte divario con i costi marginali degli altri impianti termoelettrici e, soprattutto, degli impianti da fonti rinnovabili.

Disaccoppiamento tramite divisione in due segmenti del mercato dell'energia

A fine luglio, la Grecia ha fatto una proposta formale all'Unione Europea con l'obiettivo di disaccoppiare i prezzi del gas e dell'energia elettrica. Questa proposta parte dalla constatazione che i costi unitari di produzione di elettricità con energia nucleare, solare, eolica o idroelettrica sono inferiori a 100 euro/Mwh. Inoltre questi costi sono molto meno variabili rispetto ai costi di produzione dell'energia elettrica da fonti fossili. La proposta prevede la distinzione del mercato elettrico in due segmenti: uno riguardate l'energia da fonti rinnovabili e nucleare; l'altro riguardante l'energia prodotta da combustibili fossili.
Una volta segmentato il mercato dal lato dell'offerta è necessario creare le condizioni affinchè solo una parte della domanda possa rivolgersi al mercato più conveniente. Le soluzioni proposte non hanno convinto molti specialisti. Inoltre vi è il timore che le soluzioni tecniche proposte possano limitare l'efficacia del mercato elettrico nel suo complesso, attenuando la chiarezza dei segnali inviati agli utenti finali.

Sussidi alle centrali a gas

Questa misura prevede un rimborso erogato dallo stato alle centrali a gas, pari all'eccedenza del prezzo del gas rispetto ad un livello fissato come target. Se questo rimborso è immediato, le centrali a gas offriranno energia elettrica ad un prezzo coerente con il target, abbassando l'intera curva di offerta sul mercato elettrico. Intervenendo quindi sui soli costi delle imprese economicamente meno efficienti, senza modificare il funzionamento del mercato elettrico, si può ottenere una riduzione del PUN che vale per tutte le imprese elettriche.
Se ad esempio, si considera la curva di offerta del 7 ottobre alle ore 20, sussidiando tutte le imprese che hanno un costo marginale superiore a 200 euro/Mwh in modo da ridurre i loro costi marginali a questo livello, allora il PUN sarebbe risultato pari a 200 euro, meno della metà dei 437 euro raggiunti dal mercato in quell'ora. È facile stimare l'eventuale costo di questo sussidio. Esso è, infatti, pari alla differenza tra l'eccedenza dei costi marginali effettivi rispetto a 200 euro, moltiplicato per i Mwh offerti da queste imprese.

Stima dei sussidi neccessari per ridurre il prezzo a 200 Euro/MWh

Il costo del sussidio necessario per ridurre da 437 euro/MWh a 200 euro il PUN delle ore 20 del 7 ottobre 2022, sarebbe stato di 1.7 milioni di euro.
Il costo è basso perchè risulterebbero sussidiate solo una parte delle imprese elettriche. Viceversa la riduzione del PUN riguarderebbe tutte le imprese elettriche, tagliando alla fonte gli extra profitti.

Se si considerano le risorse impiegate dello stato italiano per ridurre i costi dell'energia con interventi sugli utenti finali imprese e famiglie, il costo di un intervento a monte sui costi delle centrali a gas appare limitato. Naturalmente, prima di qualunque conclusione questo calcolo dovrebbe essere perfezionato, prendendo in esame non solo la curva di offerta di una singola ora in un dato giorno, ma considerando più curve d’offerta.

Questa misura è già stata adottata in Spagna e Portogallo con 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. Questa misura è stata possibile grazie al riconoscimento, definito “eccezione iberica” al regolamento sul gas in Europa, dato dal Consiglio Ue del 26 marzo ai Governi di Madrid e Lisbona. La concessione data ai due governi si poggia sulle particolari condizioni della rete iberica, caratterizzata da bassissimi livelli di interconnessione energetica con il resto del continente.
Secondo OMIE il gestore della rete elettrica spagnola, da quando è in vigore il tetto, i prezzi finali per i consumatori sono stati regolarmente più bassi di quelli che avrebbero pagato senza il tetto. Anche la Commissione Europea riconosce gli effetti che questa misura ha avuto sui prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica in Spagna e Portogallo. Tuttavia non la sostiene perchè essa utilizzerebbe risorse pubbliche e incentiverebbe l'uso del gas per la produzione di energia.

Prelievo sui ricavi delle centrali diversa da quelle a gas

Questa misura consiste nel fissare un tetto massimo al prezzo che gli impianti diverse dalla centrali a gas possono conseguire per ogni Mwh venduto. È la proposta avanzata dalla Comissione Europea lo scorso 14 settembre^[3]. Anche questa misura ha il pregio di non intervenire sul funzionamento delle attuali borsa elettriche, con un prezzo di equilibrio determinato mediante il sistema del prezzo marginale.
Naturalmente questa misura non porta ad un diminuzione del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, ma ad un gettito extra che può essere impiegato per ridurre i costi a valle di famiglie e imprese. Una misura simile è stata introdotta in Italia all’inizio del 2022 per gli impianti da energia rinnovabile con potenza superiore a 20 kW che sono entrati in esercizio prima del 2010 o che hanno beneficiato di incentivi governativi.

Conclusioni

Come già indicato, l’ultima misura descritta non cambia nulla dal punto di vista dei risultati su prezzi all’ingrosso dell'energia elettrica. Essa non è molto diversa da una tassa sugli extraprofitti. Cambia solo la base imponibile.
Le altre due proposte hanno, invece, effetti rilevanti sui prezzi all’ingrosso dell'energia elettrica. Tuttavia, mentre il disaccopiamento presenta molte incertezze in termini di realizzazione e effetti indiretti, la proposta di aiuti di sussidi alle centrali a gas è di più facile realizzazione e non richiede alcun cambiamento strutturale dell’attuale mercato elettrico. Anche dal punto di vista del consenso sociale sembra di gran lunga la migliore perchè non introduce prelievi ma sostegni a imprese colpite da un evento avverso imprevedibile. Non va, infatti, scordato che le attuali difficoltà del mercato elettrico derivano unicamente dall’andamento eccezionale dei prezzi del gas.
Nell’insieme non sembrano mancare gli strumenti per arrivare a schermare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica dagli effetti derivanti dalla crisi del gas. E’ sperabile che il tempo trascorso sia servito a maturare una decisione politica all’interno della UE. In questo caso è possibile che in tempi brevi sul mercato europeo il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica ritorni a livelli “normali”.