Più rinnovabili e meno mercato nel settore elettrico europeo

L’Europa ha varato un pacchetto di riforme dei mercati energetici, in particolare di quello elettrico. Rispetto alle ambizioni iniziali, sembra si tratti di una serie di aggiustamenti più che di una revisione complessiva. Non è detto che sia un male.

L’11 aprile 2024, il Parlamento europeo ha dato il via libera a un pacchetto di riforme dei mercati energetici europei, tra cui una direttiva e un regolamento relativi al funzionamento dei mercati elettrici. Perché le nuove norme entrino in vigore è adesso necessaria l’approvazione da parte del Consiglio, considerata una mera formalità. La revisione delle regole – che supera quanto stabilito appena cinque anni fa – nasce nel contesto della crisi energetica del 2022. L’obiettivo dichiarato è “rendere i prezzi dell’energia elettrica meno dipendenti da quelli dei combustibili fossili” per “creare un cuscinetto tra i mercati e le bollette pagate dai consumatori”. 

In realtà, dietro i consueti proclami si nasconde un negoziato che in alcuni momenti è stato molto teso, e che ha prodotto un risultato solo parzialmente coerente.

Il disegno dei mercati elettrici deve garantire tre obiettivi: i) l’efficienza di breve termine, cioè la capacità di selezionare in ogni momento un mix di tecnologie tali da soddisfare la domanda di energia elettrica al minimo costo; ii) l’efficienza di lungo termine, cioè la capacità di incentivare tutti e soli gli investimenti necessari alla sicurezza del sistema elettrico; iii) la riduzione delle emissioni di CO2, in particolare (ma non solo) attraverso le fonti di energia rinnovabile.

Il primo obiettivo, l’efficienza di breve termine, è stato storicamente assegnato alla creazione di sessioni sequenziali di mercato, la più importante delle quali (il mercato del giorno prima) si chiude il giorno precedente alla consegna fisica dell’elettricità e segue la regola del prezzo marginale. Ciò significa che, in ogni momento, il prezzo dell’elettricità corrisponde ai costi marginali dell’impianto più costoso tra quelli necessari a coprire i consumi. Questo elemento, nella sostanza, non viene messo in discussione.

Alla fine degli anni Novanta, quando l’attuale disegno di mercato ebbe origine, si riteneva che il sistema avrebbe anche garantito l’efficienza di lungo termine, in quanto i prezzi di breve termine avrebbero indirizzato gli investimenti. In realtà, all’epoca si fecero i conti senza l’oste. Ogni volta che si manifestavano tensioni sui mercati e i prezzi salivano segnalando la scarsità, la politica interveniva con calmieri di vario tipo (come si è visto nel corso del 2022). Inoltre, la crescente attenzione per l’emergenza climatica ha indotto gli stati membri a introdurre incentivi e obblighi, che hanno favorito la rapida diffusione di impianti eolici e fotovoltaici, ma hanno anche intaccato la redditività degli impianti termoelettrici, mettendo a repentaglio l’adeguatezza del sistema (qui il rapporto di Terna sull’Italia). Da qui nasce il problema del cosiddetto “missing money”: cioè il mercato non paga impianti che pure sono necessari. Per scongiurare tale rischio, molti paesi europei (tra cui l’Italia) si sono dotati di meccanismi di remunerazione della capacità, che affiancano al mercato dell’energia un mercato (o uno strumento amministrativo) che remunera la disponibilità a produrre energia in caso di necessità, in cambio della copertura dei costi fissi.

I quattro ambiti della riforma

La lunga premessa era necessaria perché la riforma interviene principalmente in quattro ambiti, strettamente legati alle criticità emerse nel passato, ma anche, e forse soprattutto, alla percezione di inadeguatezza del mercato nel corso della crisi energetica.

In primo luogo, la riforma intende rafforzare il supporto alle fonti rinnovabili – facendo della decarbonizzazione l’obiettivo principe dei mercati elettrici – e al tempo stesso fermare il proliferare di misure nazionali scoordinate per incentivarli. Quindi individua nei contratti a lungo termine lo strumento fondamentale per stabilizzare i ricavi degli impianti rinnovabili (rendendo bancabili i progetti) e, contemporaneamente, mitigare la volatilità dei mercati. Tali contratti possono avere controparti private (nel qual caso si chiamano Ppa, o Power Purchasing Agreements) oppure pubbliche (i cosiddetti contratti alle differenze, o Cfd, in base a cui i produttori selezionati hanno diritto a un prezzo minimo per l’energia prodotta, ma hanno l’obbligo di riversare al sistema l’eventuale differenza tra i prezzi di mercato e il prezzo di riferimento). Ai fini di questa disciplina, il nucleare viene equiparato alle fonti rinnovabili.

In secondo luogo, poiché la crescita delle fonti rinnovabili fa aumentare la domanda di flessibilità (cioè di impianti programmabili che compensino la naturale variabilità del sole e del vento), la riforma riconosce l’importanza dei sistemi di remunerazione della capacità e cerca non solo di armonizzarne il funzionamento, in modo da preservare l’unitarietà del mercato interno dell’energia, ma ne riconosce altresì il carattere strutturale superandone la definizione di “meccanismi transitori”.

La riforma, che era nata come risposta alle proteste per l’inflazione energetica, interviene anche sul fronte dei mercati al dettaglio. Pur confermando che la regolamentazione dei prezzi finali è possibile solo in casi eccezionali e per specifiche categorie di consumatori, vengono introdotti nuovi obblighi per gli operatori, aggravandone ulteriormente i costi soprattutto in condizioni di elevata volatilità dei prezzi all’ingrosso. Saranno tenuti a coprirsi contro il rischio di oscillazioni eccessive dei prezzi, per evitare che shock esterni possano colpire i consumatori come è successo dopo l’invasione dell’Ucraina. Infine, i consumatori dovranno avere accesso sia a offerte a prezzo fisso (che li schermino da qualunque volatilità), sia a offerte che li espongano pienamente alla volatilità dei mercati (nella speranza di indurre incentivi impliciti a spostare la domanda dai momenti in cui i prezzi sono alti, tipicamente caratterizzati da una forte presenza del gas nel mix di generazione, ai momenti di bonaccia, in cui incidono maggiormente le rinnovabili).

In questa direzione, una importante novità riguarda proprio l’offerta di servizi di flessibilità al sistema elettrico da parte di tecnologie non fossili, quali i servizi di demand-response e gli stoccaggi. Al riguardo, la riforma stabilisce l’obbligo per gli stati membri di identificare il fabbisogno di flessibilità da soddisfare con tecnologie non fossili e la possibilità di ricorrere a meccanismi di incentivo per la loro promozione.

Nel complesso, è presto per dire quali conseguenze produrrà il nuovo pacchetto. Certamente, rispetto alle ambizioni iniziali, si ha la sensazione di essere in presenza più di una serie di aggiustamenti che di una revisione ad ampio spettro. Non è detto che sia un male, visto che raramente una riforma nata sulla spinta della contingenza funziona come desiderato anche nel lungo termine.

Al tempo stesso, la riforma contribuisce ad accentuare un silenzioso, ma profondo cambiamento del disegno dei mercati, con un ruolo sempre maggiore per le decisioni amministrative e uno sempre più contenuto per l’interazione tra domanda e offerta. Deriva anche dal fatto che si sta tentando di inserire, tra le pieghe del mercato, un obiettivo di politica industriale, cioè il supporto alle fonti rinnovabili. Bisognerà vedere in che modo gli stati interpreteranno le discrezionalità lasciate in fase di recepimento delle direttive, se nel senso di una spallata a un modello di mercato forse ingiustamente giudicato obsoleto o di una manutenzione conservativa dell’ordinamento.