Così paghiamo le rinnovabili anche quando non servono

Un problema di mercato

Panel Solar
22 Novembre Nov 2013 1630 22 novembre 2013 22 Novembre 2013 - 16:30
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Lo scorso 5 novembre un articolo su LK a firma di Stefano Casertano s’intitolava “L’energia verde non ha abbassato la bolletta” e, con particolare riferimento al mercato tedesco, citava due problemi delle rinnovabili tedesche: un lato le riduzioni del prezzo dell’elettricità nella borsa elettrica di Colonia – dovute alla concorrenza delle rinnovabili; dall’altro la loro massiccia incentivazione pagata nelle bollette. Si tratta di questioni che, per molti versi, riguardano anche l’Italia.
 

Faccio una premessa necessaria: io mi fido del panel “IPCC” sui cambiamenti climatici dell’ONU e della comunità scientifica. Quindi penso che il riscaldamento causato dalle attività antropiche sia un’emergenza e che sia giusto investire per ridurre una bolletta climatica più pesante di quella di breve periodo dell’energia. Nello sviluppo delle fonti d’energia prive di emissioni CO2, però, bisogna evitare costi non strettamente necessari alla loro adeguata penetrazione. La mazzata che si prenderanno gli inglesi per fare il nuovo nucleare di Stato a 108 € inflazionati per un’intera generazione, per esempio, probabilmente è un sovra-costo evitabile. Così come lo sono alcune sovra-remunerazioni delle fonti rinnovabili e soprattutto i danni che un sistema di sussidi mal integrato provoca al mercato dell’energia e quindi ai consumatori.

Torniamo al parallelismo tra mercati tedesco e italiano dell’energia elettrica. Per alcuni aspetti i tedeschi stanno vivendo in grande e in anticipo alcune esperienze italiane. Per esempio hanno scelto prima di noi di usare un sistema di incentivazione alle rinnovabili non basato sul mercato e quindi a rischio di fornire incentivi stabilmente superiori a quanto necessario per ottenere i risultati. Così, sono diventati la prima potenza fotovoltaica del mondo (Italia seconda) con esplosione degli incentivi. E prima di noi hanno sperimentato le difficoltà delle centrali elettriche alimentate a gas, da un lato utili a fare da scorta alle rinnovabili imprevedibili, dall’altro non più abbastanza remunerate nel mercato dell’energia per poter non fallire. A ben vedere c’è però una differenza tra i due mercati che, benché di dettaglio, potrebbe acquisire una rilevanza via via crescente, e a svantaggio dell’Italia. Si tratta della possibilità, nella borsa tedesca spot dell’elettricità, di avere prezzi negativi, mentre nel nostro mercato il prezzo minimo è zero.

Cosa vuol dire? Che il mercato orario dell’energia può chiudersi in Germania con un prezzo di equilibrio sotto zero nel caso in cui – ed è capitato più volte – alcuni generatori preferiscano pagare (invece di essere pagati) per immettere energia in rete anziché fermare l’impianto in ore di scarsa domanda o con forte disponibilità di fonti rinnovabili. Un motivo per cui può essere razionale per un produttore termoelettrico produrre senza rientrare nei costi è, per esempio, l’aspettativa che una condizione di eccesso di energia sia di breve durata, a fronte di prospettive migliori nelle ore successive: in questo caso fermare l’impianto potrebbe rendere impossibile produrre in ore remunerative successive a causa dei tempi di riavvio dell’impianto, oppure potrebbe renderlo troppo oneroso a causa dei costi di riavvio, e così il produttore preferisce pagare per stare acceso. Ma sono soprattutto i produttori da fonti rinnovabili, incentivati con sussidi sull’energia venduta che si aggiungono al ricavato di mercato, che hanno interesse a fare prezzi anche fortemente negativi nel caso in cui abbiano il dovere di fare offerte in borsa.

In un sistema del genere e in una borsa che può esprimere prezzi negativi, gli operatori di fonti rinnovabili sussidiati hanno interesse a “restituire al sistema” (e quindi in ultima analisi ai clienti finali) parte del loro sussidio nelle ore in cui di elettricità ce n’è più di quanta ne serva. Restituzione che avviene, appunto, pagando sul mercato per produrre. Si tratta del resto di ore in cui l’energia è un male (prezzo negativo) e non un bene (prezzo positivo).

In Italia come funziona? Non così, perché la nostra borsa elettrica non prevede la possibilità di offrire, né tantomeno di chiudere, a prezzi negativi. Ciò da un lato impedisce l’effetto “restituzione” che ho appena descritto, dall’altro introduce un’altra costosa distorsione. Questa: se un prezzo non può scendere sotto zero, vuol dire che quando è artificiosamente bloccato a zero (ed è già successo in ore diurne ventose e soleggiate con scarsa domanda e in aree con molte rinnovabili) il mercato elettrico sta acquistando troppa energia dai produttori rispetto a quanto gli acquirenti vorrebbero. In altri termini: se il prezzo fosse libero di essere fissato dalle parti, gli acquirenti vorrebbero essere pagati, e quindi ci sarebbero meno centrali disposte a produrre. Il limite a zero del prezzo invece posiziona il mercato in un’area di inefficienza con eccesso di acquisti d’energia.

Ma c’è di peggio: se la borsa elettrica compra troppa energia, quella stessa energia poi il sistema deve smaltirla. Come? Pagando servizi real time (tipicamente costosi) ai produttori programmabili perché riducano poi in effetti la produzione. Il sistema elettrico non può essere sbilanciato: se si compra più del fabbisogno, al momento in cui il fabbisogno si rivela inferiore all’energia pagata qualcuno deve essere pagato un’altra volta perché rinunci a produrre o perché consumi di più, cosa che avviene nei mercati del bilanciamento.

Bene. C’è una morale in questo mio articolo? Forse sì e provo a riassumerla: da un lato  è vero come ha scritto Casertano che il prezzo finale dell’energia non si misura con il suo prezzo all’ingrosso nelle borse elettriche. Dall’altro è anche vero che se in più questo prezzo ha un livello minimo a zero, come in Italia, allora nelle ore con poca domanda e tante fonti rinnovabili disponibili queste fonti possono trasformarsi in una sanguisuga irrazionale per i consumatori, perché da un lato le fonti rinnovabili sono remunerate per produrre energia che in quel momento non serve, a dall’altro causano costi nei mercati del bilanciamento per sbarazzarsi di quella troppa energia remunerata e acquistata dal sistema. Si tratta di un problema che quando è stato disegnato il nostro mercato era difficilmente immaginabile, ma che adesso è urgente, e forse non difficile da risolvere

 

LA RISPOSTA DI ASSORINNOVABILI

Abbiamo letto con interesse il suggestivo articolo di Michele Governatori pubblicato il 22/11/2013 su Linkiesta, che, oltre a sollecitarci alcune risposte puntuali, ci offre lo spunto per illustrare alcune differenze esistenti tra il mercato energetico italiano e quello tedesco.

In primo luogo, dire, come fa Governatori, che in Italia vi sono momenti in cui l’energia elettrica in generale e quella da rinnovabili in particolare non sono necessarie (sono “un male”) fa molto riflettere, se si pensa che nel 2012 il 13,1% della domanda nazionale è stato soddisfatto con energia importata dall’estero e che tale percentuale, secondo i dati provvisori di Terna al 31/10/2013, è sostanzialmente riconfermata anche per quest’anno. Lo sviluppo delle rinnovabili, infatti, non è solo una scelta di politica ambientale, ma anche e soprattutto una decisione di tipo industriale che premia il lavoro interno e riduce le importazioni di gas dall’estero. Fotovoltaico, eolico, idroelettrico, geotermico e bioenergie eviteranno quest’anno più di 6 miliardi di euro di importazioni di gas.

In secondo luogo, vale sicuramente la pena ragionare sul fatto che il nostro Prezzo Unico Nazionale (PUN, sostanzialmente il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica che si forma sulla borsa elettrica) è ancora generalmente ben superiore ai valori registrati su altre borse europee.

Le cause sono molteplici. Se lo si rapporta, ad esempio, alla Germania, la motivazione principale risiede nel diverso mix energetico, particolarmente sbilanciato in Italia sul gas naturale (rispetto al più conveniente carbone utilizzato in Germania). In aggiunta, l’Italia ha acquistato il gas negli ultimi anni ad un prezzo superiore del 20-30% rispetto alla Germania.

Viceversa le rinnovabili non c’entrano e hanno funzionato sui mercati all’ingrosso come “mitigatrici” del prezzo. Il fatto di avere costi variabili molto ridotti rispetto agli impianti termoelettrici che invece devono “caricare” il costo della materia prima, permette infatti all’energia verde di “spiazzare” sulla borsa elettrica gli impianti tradizionali, in base al cosiddetto “Merit Order Effect”. Negare o sminuire tale effetto è ormai impossibile: troppe le analisi che lo hanno dimostrato tra cui la stessa AEEG, lo stesso GSE e, fra gli altri, lo studio preparato da assoRinnovabili (“Le fonti rinnovabili e il mercato elettrico”, disponibile su richiesta).

Certo, è evidente che un prezzo all’ingrosso maggiore ha un impatto anche sul prezzo al dettaglio. Nella vulgata comune i consumatori italiani pagano i prezzi dell’energia più alti d’Europa, a causa di molte ragioni, tra cui anche gli incentivi alle rinnovabili che rientrano nelle componenti parafiscali. Ma anche su questo, se si guardano i dati si scopre una realtà diversa e molto più complessa. La differenza nei prezzi al dettaglio viene determinata soprattutto da scelte politiche che privilegiano l’una o l’altra categoria di consumo. Così abbiamo ad esempio che il prezzo dell’energia elettrica per una famiglia italiana “tipo” è stato nel 2012 di circa 191 €/MWh, valore nettamente inferiore rispetto ai 257 €/MWh della famiglia tedesca, che paga tasse e accise molto più alte. Anche se si considerano i soli incentivi alle rinnovabili l’incidenza sul costo dell’energia elettrica è stata di circa 29 €/MWh per il Signor Rossi a fronte di 36 €/MWh per il suo omologo tedesco.

Per le imprese il discorso è simile: per le piccole e medie industrie che non beneficiano di regimi di sconto (queste ultime sono i cosiddetti “energivori”, categoria esistente in entrambi i paesi) il prezzo finale dell’energia elettrica, sempre nel 2012, è stato di 157 €/MWh in Italia e di 130 €/MWh in Germania, ma gli incentivi non hanno rilevanza in questa differenza: hanno inciso infatti per 40 €/MWh nel caso italiano contro i 36 €/MWh del caso tedesco.

Inoltre, con riguardo ai costi complessivi sostenuti per l’incentivazione alle rinnovabili si stima che la Germania spenderà nel 2013 circa 20,5 Miliardi di incentivi alle rinnovabili, contro gli 11,2 in Italia. Se si rapporta tale costo alla quantità di energia rinnovabile incentivata si scopre che la Germania ha toccato il suo picco nel 2011 con un costo medio di 163 euro per ogni MWh di energia verde incentivata mentre in Italia tale valore ha raggiunto il massimo nel 2012, posizionandosi a 153 euro, dunque al di sotto della punta raggiunta in Germania. A seguito dei nuovi meccanismi introdotti con il DM 6 luglio 2012 che prevedono incentivi più limitati, tale costo medio è destinato a diminuire nel tempo.

In altri termini l’influenza degli incentivi alle rinnovabili è praticamente nulla rispetto alla struttura di costi tra Italia e Germania. Decisivi invece, oltre al mix produttivo e al prezzo del gas pagato dall’Italia, sono i costi della burocrazia e il significativo maggior costo del denaro che le imprese italiane devono pagare per finanziare i loro progetti. Sono senza dubbio queste le voci che andrebbero “germanizzate”: se nel nostro Paese fossero al livello tedesco ci sarebbero significativi margini per ridurre ulteriormente gli incentivi e di conseguenza i prezzi dell’energia al dettaglio. Nel caso ad esempio dell’eolico (stime IREX 2012) la fase di permitting e progettazione costa 9,8 €/MWh prodotto contro, ad esempio, i 7,2 della Germania; il costo del capitale incide in Italia addirittura per 37,2 €/MWh prodotto contro i 14 della Germania.

Governatori invece individua nell’introduzione (sul modello tedesco) di prezzi negativi nella borsa elettrica una possibile soluzione per ridurre il livello dei prezzi e le imperfezioni del mercato. Non siamo d'accordo e non solo per quanto già scritto. Pagare la gente perché acquisti un bene, quale che sia il bene e quale che sia il mercato non ci sembra sia una soluzione economicamente efficiente. Quand’anche fosse, cosa succederebbe? Nelle ore di eccesso di offerta si scatenerebbe una guerra al ribasso tra rinnovabili e tradizionali, in cui i primi competono sempre con un costo marginale nettamente inferiore. Se “vincono” i produttori tradizionali si spreca della risorsa verde che non tornerà più. È questo il risultato che si vuole ottenere con gli incentivi destinati alle rinnovabili? Se invece “vincono” le rinnovabili non programmabili cosa cambia per i tradizionali? Nulla. Si sarebbe solo trovato un modo per far pagare una penalità alle rinnovabili, ma senza nessun beneficio conseguente.

Insomma i prezzi negativi non sembrano proprio la soluzione ma solo un modo di allontanare le regole del mercato dalla realtà. Venendo da una situazione di crisi economica generale in buona parte causata da mercati “geneticamente” modificati, ci sembra necessario implementare meccanismi coerenti e trasparenti e non ricorrere in via artificiale a meccanismi che sembrano perseguire scopi diversi (nella fattispecie quello di “punire” le rinnovabili per i “troppi” incentivi incassati) dall’efficienza di mercato. Il futuro di una delle poche industrie italiane che ha creato lavoro e che è cresciuta negli ultimi anni è già a rischio per la serie di provvedimenti con carattere retroattivo che Governo e Autorità per l’Energia vorrebbero introdurre: figuriamoci se gli operatori dovessero restituire parte degli incentivi a causa di una regola di mercato “originale”!

Come anche in altri settori dell’economia, crediamo che le soluzioni passino principalmente per l’Europa. Qualsiasi modifica alle regole del mercato dell’energia non potrà infatti prescindere dalla creazione di un mercato unico europeo dell’energia, sia attraverso la progressiva armonizzazione delle regole, sia con l’aumento della capacità di importazione ed esportazione della rete elettrica. In questo modo le situazioni italiane di eccesso di offerta potranno trasformarsi in un’opportunità per la vendita all’estero, riducendo inoltre il nostro saldo negativo.

Agostino Re Rebaudengo – presidente assoRinnovabili

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