Non ci sono ancora i dettagli sulla forma definitiva che assumerà il testo, ma la vecchia bozza che circola ormai da diverse settimane interviene sul differenziale di prezzo del gas tra Italia (mercato Psv) e Olanda (mercato Ttf), introduce 55 euro di sconto per le famiglie con Isee sotto i 15.000 euro e uno sconto sugli oneri di sistema per le pmi. Allo studio anche una norma per evitare la saturazione delle reti. Sulla cartolarizzazione degli oneri di sistema in bolletta (cioè una diluizione nel tempo per diminuirne il peso) c’è invece una discussione aperta con la Commissione Ue e non è certo che alla fine vi sarà.
Nel frattempo, però, l’energia resta costosa. Il Pun index di ieri, cioè il mercato giornaliero, ha quotato ancora l’energia elettrica a 136,83 €/MWh, quello di oggi a 128,18 €/MWh.
Il principale accusato per i prezzi alti è il sistema con cui si stabilisce quanto vale l’energia, cioè il sistema del prezzo marginale. Tale sistema prevede che la fonte più costosa fissi il prezzo per tutti i produttori, ragion per cui sul banco degli imputati viene messo il gas naturale.
Però con i recenti cali del prezzo del gas, che ieri al PSV quotava attorno a 36 euro/MWh, e quelli dei permessi di emissione di CO2, che avevano ieri un prezzo di 80 euro/tonnellata, si otterrebbe un costo di produzione pari a circa 105 euro/MWh, circa 30 euro/MWh in meno del prezzo realizzato.
Qualcuno cioè sta accumulando margini offrendo in borsa a prezzi molto più alti del costo marginale di produzione. Evidentemente le regole attuali lo consentono. Ma non è sempre colpa del gas, che tra l’altro è aumentato di prezzo da quando l’Ue ha deciso di dichiarare guerra ai combustibili fossili. Se si guardano le statistiche del mese di gennaio delle tecnologie che fissano il prezzo nei 96 quarti d’ora di una giornata nella zona Nord, diffusi dal Gestore del mercato elettrico, si vede che solo nel 23% circa dei casi il prezzo elettrico è fissato dagli impianti a gas a ciclo combinato (con un prezzo medio di 127 euro/MWh). Nel 58% dei casi a fissare il prezzo è stato il meccanismo del Market Coupling, che lascia indeterminata la tecnologia con cui si fissa il prezzo (con un prezzo medio superiore pari a 134,9 euro/MWh).
Il Market Coupling è un sistema con cui si determina il valore dell’energia nelle zone di mercato europee, allocando nello stesso momento la capacità di trasporto transfrontaliera tra Paesi europei. Cioè, si stabilisce il prezzo in base alla capacità di trasporto disponibile e non soltanto in base al prezzo offerto dai vari impianti (che offrono la loro energia al costo di produzione marginale). Il prezzo si fissa appena la capacità di trasporto viene saturata, ma non si conosce la tecnologia che ha fissato il prezzo.
Addirittura, risulta che a gennaio gli impianti a gas Ccgt sono stati la fonte con il prezzo medio più basso in tutte le ore in zona Nord, quella a maggiore consumo e produzione. Il prezzo più alto si è registrato sugli impianti idroelettrici a pompaggio (166,45 euro/MWh in 27 quarti d’ora), le batterie di rete (157,5 euro/MWh in 15 quarti d’ora), quelli idroelettrici di modulazione (142 euro/MWh in 70 quarti d’ora) e idroelettrico ad acqua fluente (134 euro/MWh in 194 quarti d’ora). I soli 3 quarti d’ora in cui le centrali turbogas hanno fissato il prezzo valevano in media 172 euro/MWh.
Sorge il sospetto che con il passaggio ai prezzi zonali su base quart’oraria, per armonizzare il sistema italiano a quello europeo, ci sia qualcosa che non torna. Forse i dati trasmessi dal Gme sono incompleti, certamente una indicazione della tecnologia marginale nel caso del Market Coupling aiuterebbe a dipanare la matassa. O il sistema non funziona come dovrebbe, massimizzando i costi anziché minimizzarli, oppure qualcuno ne sta approfittando. O forse sono vere le tre cose insieme.
In Senato intanto proseguono le audizioni legate all’Indagine conoscitiva sullo «stato dell’arte e sullo sviluppo dell’autoproduzione di energia elettrica da fonti rinnovabili». Nell’audizione del 3 febbraio, l’amministratore delegato di Rse (Ricerca sul Sistema Energetico, società controllata dal Ministero dell’Economia attraverso il Gse), Franco Cotana, ha affermato che «una distribuzione delle Fer (fonti di energia rinnovabile, ndr) più sbilanciata verso il Sud e le Isole, in linea con le richieste di connessione ricevute da Terna, comporta un fabbisogno di capacità di accumulo quasi del 50% superiore a quello corrispondente alla distribuzione prevista dal decreto “Aree Idonee”, con relativi extra-costi per il sistema dell’ordine di 5,3 miliardi di euro». Cioè, se Terna accogliesse tutte le richieste di connessione di impianti fotovoltaici così come sono presentate dai produttori, il sistema costerebbe 5,3 miliardi in più, perché la produzione troppo concentrata costringerebbe a tagli della produzione e all’installazione di maggiori accumuli, che hanno un costo. Gli operatori, dice Rse, «puntano a massimizzare i propri ricavi privilegiando le aree con maggiore disponibilità della fonte primaria. In questo scenario, in tali aree si rischia una elevata overgeneration che implica la necessità di un maggior ricorso a sistemi di accumulo e a sviluppi delle reti elettriche, in assenza dei quali i prezzi “catturati” dagli impianti di generazione fotovoltaici sul mercato risulterebbero sempre più bassi, mettendo a rischio la sostenibilità degli investimenti».
È il noto tema della cannibalizzazione degli impianti fotovoltaici, per cui più aumenta l’offerta di questi impianti più aumentano i costi di rete o la necessità di sussidi pubblici. Spesso, entrambe le cose.
