{"id":4589,"date":"2022-01-31T18:31:08","date_gmt":"2022-01-31T17:31:08","guid":{"rendered":"http:\/\/5.249.146.118\/sul-prezzo-dell-energia-elettrica-vanno-riviste-le-regole\/"},"modified":"2022-01-31T18:31:08","modified_gmt":"2022-01-31T17:31:08","slug":"sul-prezzo-dell-energia-elettrica-vanno-riviste-le-regole","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/nuovi-lavori.it\/index.php\/sul-prezzo-dell-energia-elettrica-vanno-riviste-le-regole\/","title":{"rendered":"Sul prezzo dell\u2019energia elettrica vanno riviste le regole*"},"content":{"rendered":"

Le regole attuali<\/strong><\/p>\n

I forti rincari dell\u2019energia elettrica in Europa hanno riportato al centro del dibattito le regole per la formazione dei prezzi all\u2019ingrosso. La questione \u00e8 piuttosto tecnica e certo non pu\u00f2 rappresentare una risposta alle dinamiche di breve termine dei mercati. Vale per\u00f2 la pena di chiedersi se, a venticinque anni dall\u2019avvio della liberalizzazione europea, non sia il caso di fare il tagliando al sistema esistente.\u00a0<\/span><\/p>\n

Sembra esserne persuaso il governo che, nel decreto Sostegni 2<\/span><\/a>, ha messo mano ai presunti extraprofitti delle fonti rinnovabili. Si tratta di un intervento disorganico ed estemporaneo, che per\u00f2 nasce dalla consapevolezza che i prezzi dell\u2019energia elettrica rischiano di perdere ogni aggancio ai costi di produzione.\u00a0<\/span><\/p>\n

Oggi, negli stati membri dell\u2019Unione europea vige la regola del system marginal price <\/em>(Smp). In pratica, per ogni ora del giorno viene costruita una curva di offerta ordinando gli impianti di produzione in ragione crescente dei loro costi marginali (principalmente: il combustibile).\u00a0<\/span><\/p>\n

Il prezzo di equilibrio riflette i costi marginali dell\u2019ultima centrale che deve entrare in esercizio per soddisfare la domanda e che, nella maggior parte dei casi, \u00e8 alimentata a gas. Quel prezzo si applica a tutte le offerte accettate in quella fascia oraria, ragion per cui il sistema \u00e8 noto anche come pay as clear <\/em>o uniform price<\/em>. In tal modo, mentre l\u2019impianto marginale copre i suoi costi di esercizio, tutti gli altri ottengono ricavi superiori ai rispettivi costi marginali di breve termine. Attraverso la cosiddetta rendita inframarginale recuperano i costi fissi.<\/span><\/p>\n

Figura 1<\/strong><\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Come hanno mostrato Elia Bidut e Matteo Gallone su lavoce.info<\/em><\/span><\/a>, le direttive europee \u2013 da cui il sistema deriva \u2013 hanno avuto un ruolo determinante nel rivoluzionare i mercati del gas e dell\u2019energia elettrica. Se si guarda all\u2019intero periodo, i benefici sono enormemente superiori ai costi. Le cose, per\u00f2, stanno cambiando rapidamente.\u00a0<\/span><\/p>\n

Le fonti rinnovabili, quali eolico, fotovoltaico e idroelettrico, hanno costi marginali praticamente nulli. Anche il nucleare li ha molto bassi. Viceversa, hanno elevati costi di investimento. Secondo Acer \u2013 l\u2019Agenzia che coordina i regolatori europei dell\u2019energia \u2013 il rapporto tra costi di investimento e costi di esercizio<\/span><\/a> \u00e8 all\u2019incirca di 25-75 per le centrali a gas, ed esattamente l\u2019opposto per le fonti rinnovabili.\u00a0<\/span><\/p>\n

Ne segue che, pi\u00f9 aumenta la quota di energia elettrica verde, pi\u00f9 si allarga la forbice tra i costi marginali e quelli medi del sistema. Gli aumenti del prezzo del gas amplificano il fenomeno, tanto che diversi paesi europei sono gi\u00e0 intervenuti o discutono di misure straordinarie sugli extraprofitti (Spagna<\/span><\/a>, Romania<\/span><\/a>, Francia<\/span><\/a> e Gran Bretagna<\/span><\/a>, oltre all\u2019Italia).\u00a0<\/span><\/p>\n

\u00a0<\/p>\n

Confronto fra due sistemi<\/strong><\/span><\/p>\n

Quella fiscale rischia per\u00f2 di essere una via impervia e comunque limitata alla situazione contingente. Nel lungo termine, ha senso invece interrogarsi sulle regole.\u00a0<\/span><\/p>\n

Un\u2019alternativa al Smp \u00e8 rappresentata dai meccanismi di pay as bid<\/em>, che prevedono la corresponsione \u2013 per ciascuna unit\u00e0 di energia prodotta \u2013 di una cifra pari al valore effettivamente richiesto in sede di formulazione delle offerte. Il pay as bid<\/em> non \u00e8 un meccanismo sconosciuto ai mercati elettrici: in diversi paesi disciplina i mercati del bilanciamento, attraverso cui gli operatori di rete (in Italia, Terna) si approvvigionano di risorse pi\u00f9 o meno in tempo reale per compensare gli errori di previsione della domanda o dell\u2019offerta. \u00c8 il caso, tra gli altri, di Italia<\/span><\/a>, Germania<\/span><\/a> e Gran Bretagna<\/span><\/a>.\u00a0<\/span><\/p>\n

Il pay as bid<\/em> venne seriamente considerato all\u2019epoca della liberalizzazione, ma poi \u2013 in quel contesto \u2013 si scelse il Smp, non ultimo per la sua semplicit\u00e0. Lo ha recentemente ricordato l\u2019ex presidente dell\u2019Autorit\u00e0 per l\u2019energia, Guido Bortoni<\/span><\/a>, pure molto critico sull\u2019opportunit\u00e0 di riaprire quel dibattito. Eppure, il dibattito c\u2019\u00e8: l\u2019ha aperto la Spagna, che diversi mesi fa ha chiesto alla Commissione europea di avviare una riflessione in merito (ricevendone un secco no<\/span><\/a>). Sempre la Spagna \u00e8 tornata alla carica a dicembre, promuovendo un non-paper<\/span><\/a> a cui hanno aderito anche l\u2019Italia, la Francia, la Grecia e la Romania.\u00a0<\/span><\/p>\n

Quali sono i pro e i contro di ciascun sistema? Il Smp ha essenzialmente due vantaggi: in primo luogo induce gli operatori a \u201crivelare\u201d i proprio reali costi marginali; secondariamente garantisce agli impianti a bassi costi marginali e alti costi fissi che potranno recuperare l\u2019investimento attraverso le rendite inframarginali. Tuttavia, c\u2019\u00e8 il rischio simmetrico che vengano sovra-remunerati (come forse accade adesso) e che aumenti la volatilit\u00e0 dei mercati. Soprattutto, in un meccanismo di Smp \u00e8 pi\u00f9 facile colludere o esercitare potere di mercato: se un operatore sa che, in una certa ora, un suo impianto potrebbe essere marginale, ha interesse a non metterlo a disposizione (capacity withholding<\/em>) rendendo quindi necessaria la chiamata di una centrale pi\u00f9 costosa e facendo lievitare i prezzi. Questi abusi non sono rari: in Italia sono stati documentati<\/span><\/a> e parzialmente risolti con interventi invasivi<\/span><\/a> del regolatore.\u00a0\u00a0<\/span><\/p>\n

Viceversa, sotto il pay as bid<\/em> nessuno pu\u00f2, da solo, determinare il prezzo dell\u2019intero sistema: ognuno, con le sue strategie di offerta, stabilisce il prezzo in corrispondenza del quale \u00e8 disponibile a produrre, ma non influenza la remunerazione dei concorrenti. Inoltre, il pay as bid <\/em>spinge gli operatori a rivelare i loro costi di riserva, cio\u00e8 quelli al di sotto dei quali non sono disposti a mettere in funzione l\u2019impianto. Ci\u00f2 non significa che i meccanismi di pay as bid<\/em> siano perfetti. Come ha scritto Pippo Ranci<\/span><\/a>, \u201cgli offerenti si adatterebbero alla nuova regola. Oggi, ad esempio, un produttore di energia con alti costi fissi e bassi costi variabili pu\u00f2 offrire al suo costo marginale che pu\u00f2 essere vicino a zero, cos\u00ec \u00e8 certo che la sua offerta sar\u00e0 accettata (\u2026). Domani (\u2026) far\u00e0 un\u2019offerta cercando di indovinare il prezzo che si former\u00e0 sul mercato, e star\u00e0 solo un filo al di sotto di quello (\u2026). Con un po\u2019 di errori e successive correzioni, \u00e8 probabile che il mercato finisca pi\u00f9 o meno dove sta oggi\u201d. Tuttavia, c\u2019\u00e8 qualche evidenza<\/span><\/a> che \u2013 se il mercato \u00e8 sufficientemente competitivo e l\u2019informazione sufficientemente completa \u2013 il pay as bid<\/em> possa essere un meccanismo preferibile.<\/span><\/p>\n

In sintesi, la domanda a cui bisogna rispondere \u00e8 se le ragioni che hanno indotto a preferire il Smp restano ancora valide in un contesto radicalmente mutato, dove il prezzo marginale dipende sempre pi\u00f9 da impianti (a gas) con caratteristiche per nulla rappresentative della gran parte del parco di generazione (fatto soprattutto di rinnovabili).\u00a0<\/span><\/p>\n

Tra l\u2019altro, una quota crescente dell\u2019energia viene gi\u00e0 oggi scambiata al di fuori della borsa<\/span><\/a>, e quindi seguendo un principio che, di fatto, \u00e8 quello del pay as bid<\/em>. Ancora pi\u00f9 importante \u00e8 il fatto che \u00e8 sempre pi\u00f9 comune la stipula di accordi per la cessione dell\u2019energia a lungo termine (i cosiddetti Ppa<\/span><\/a>), che la politica vorrebbe addirittura incentivare<\/span><\/a>: anche in questo caso il prezzo dell\u2019energia \u00e8 generalmente slegato dai costi marginali del sistema. Infine, l\u2019intermittenza delle rinnovabili rende fondamentale il mercato dei servizi di dispacciamento, che \u00e8 disciplinato dalla regola del pay as bid<\/em>. Insomma: \u00e8 la realt\u00e0 stessa che mette in questione l\u2019adeguatezza del Smp alle nuove forme dei mercati elettrici.\u00a0<\/span><\/p>\n

\u00c8 difficile dire, in astratto, se e fino a che punto il passaggio dal Smp al pay as bid <\/em>risolverebbe gli evidenti problemi dei mercati elettrici. Sarebbe per\u00f2 un errore dedurre dalla complessit\u00e0 del tema la conclusione che lo status quo <\/em>\u00e8 intoccabile, anche perch\u00e9 i suoi limiti \u2013 se mai non siano stati evidenti \u2013 oggi sono sotto gli occhi di tutti.\u00a0<\/span><\/p>\n

\u00a0<\/p>\n

*<\/span>La Voce.it 26\/01\/2022<\/span><\/p>\n

**<\/span>Direttore delle ricerche dell’Istituto Bruno Leoni.Fa parte della redazione delle riviste “Energia” e “Aspenia” ed \u00e8 membro dell’academic advisory council dell’Institute of Economic Affairs. \u00c8 editorialista economico per i quotidiani Il Foglio e Il Secolo XIX. \u00c8 su Twitter @CarloStagnaro.<\/span><\/p>\n

\u00a0<\/span><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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