Il mercato fa il prezzo, i contratti fanno la differenza

Calmiere sul gas, tetto ai ricavi e contratti per differenza hanno effetti e rischi diversi. Non esiste una ricetta unica per tutte le tecnologie. Va scelta, caso per caso, la modalità che stabilizza i costi senza sacrificare concorrenza, flessibilità e investimenti.

Come proteggere i consumatori

Nel 2022 proponevamo su lavoce.info tetti differenziati alla remunerazione delle fonti elettriche. Quando il gas è marginale, determina il prezzo anche dell’energia prodotta a costi variabili inferiori. Nel settembre 2026 il PUN Index Gme ha raggiunto 207,54 euro/MWh, contro 109,08 un anno prima. Il 16 ottobre il governo ha annunciato un’intesa preliminare con Bruxelles per compensare temporaneamente parte del rincaro del gas nella generazione elettrica, esclusi i costi Ets. La priorità è proteggere i consumatori dagli shock senza alterare i segnali del mercato spot.

Tabella 1 – Tre strumenti a confronto

Il calmiere sul gas

Supponiamo che il gas costi 90 euro/MWh e che il prezzo di riferimento sia 60. Una centrale che consuma 1,8 MWh di gas per MWh elettrico riceverebbe una compensazione di 54 euro/MWh elettrico. Restano Ets e altri costi: 108 euro è il costo del gas, non il prezzo elettrico.

Assumiamo un prezzo spot di 200 euro/MWh e 100 MWh consumati. Supponiamo che 70 MWh siano acquistati nelle ore in cui il gas fissa il prezzo e che le centrali rimborsate producano 30 MWh: le due quote misurano fenomeni distinti.

Solo se l’intera riduzione del costo del gas si trasferisse alle offerte, il prezzo medio scenderebbe di 37,8 euro/MWh (54 × 70 per cento). Il rimborso, ripartito su tutti i consumatori, costerebbe 16,2 euro/MWh (54 × 30%): la spesa netta passerebbe da 200 a 178,4 euro/MWh. L’ipotesi di pieno trasferimento è quindi decisiva. Se alle offerte si trasferisse soltanto metà della riduzione, il beneficio lordo diventerebbe 18,9 euro/MWh e quello netto appena 2,7, mantenendo invariato il costo del rimborso. Il sostegno può accrescere la produzione a gas.

Il tetto ai ricavi inframarginali

Un tetto non riduce il prezzo spot: recupera i ricavi sopra una soglia e li restituisce ai consumatori. Supponiamo, sempre con spot a 200 euro/MWh, una soglia di 73 euro per 40 dei 100 MWh consumati. Il recupero sarebbe di 127 euro per MWh coperto, ossia 50,8 euro per MWh consumato: la spesa netta scenderebbe a 149,2 euro/MWh.

Il vantaggio è il recupero di ricavi elevati senza rimborsi pubblici. Lo svantaggio è che, se imposto a investimenti già realizzati, accresce l’incertezza regolatoria; inoltre non protegge i produttori dai prezzi bassi. Impianti simili possono avere costi, incentivi e contratti diversi. Un tetto calcolato sul costo livellato dell’energia (Lcoe) rischia di non riflettere né queste differenze né il valore orario dell’energia.

Contratti per differenza

Con un contratto per differenza bidirezionale (Cfd) il produttore vende sullo spot, regolando con la controparte la differenza dal prezzo concordato (strike price). Con gli stessi 73 euro/MWh e 40 MWh coperti, quando lo spot è 200 il produttore restituisce 127 euro per MWh: il trasferimento ai consumatori, 50,8 euro per MWh consumato, coincide con quello del tetto. Quando lo spot scende a 40, riceve invece 33 euro per MWh coperto: il costo medio per i consumatori che finanziano il contratto sale da 40 a 53,2 euro/MWh.

Il Cfd non promette sempre risparmi: protegge dai rincari ma richiede pagamenti quando i prezzi scendono. Può favorire gli investimenti riducendo il rischio sui ricavi, ma trasferisce rischio alla controparte e deve preservare l’incentivo a produrre quando l’energia ha valore. La riforma europea del 2024 lo prevede, o ammette strumenti equivalenti, per determinati sostegni dal luglio 2027.

I numeri non individuano un vincitore: il calmiere modifica lo spot ma costa; il tetto redistribuisce senza proteggere dai ribassi; il Cfd stabilizza i ricavi ma non garantisce prezzi medi minori. Cambia soprattutto chi assume il rischio.

Quale soluzione per quale tecnologia?

Per gli impianti a gas, esposti al costo del combustibile, un calmiere può attenuare uno shock eccezionale, ma richiede rimborsi e può distorcere il dispacciamento: difficilmente è una soluzione permanente. Per fotovoltaico ed eolico, caratterizzati da costi iniziali elevati e produzione variabile, Cfd e Ppa possono coprire il rischio di prezzo, purché tengano conto del valore dell’energia nelle ore di produzione. Per il nucleare, ad alta intensità di capitale, può essere utile una copertura pluridecennale dei ricavi. Per l’idroelettrico con bacino, invece, conta anche il valore dell’acqua e della flessibilità: un prezzo fisso per MWh potrebbe distorcere il dispacciamento. Contano anche età e contratti preesistenti. Diversificare i contratti ha senso solo se il beneficio supera i costi di complessità e le distorsioni introdotte. La scelta va calibrata sul rischio da coprire.

Gli impianti esistenti

La normativa europea non converte automaticamente gli impianti già operativi. Proponiamo di sperimentare aste volontarie per Cfd, accessibili agli impianti esistenti senza contratti incompatibili. Un produttore aderirebbe se la stabilità ottenuta compensasse il valore atteso dei ricavi cui rinuncia; non semplicemente perché il suo Lcoe è basso. I consumatori acquistano protezione dagli shock, ma pagano quando lo spot è basso. Lo strike price dovrebbe emergere da aste competitive e confrontarsi con alternative come i Ppa; servono volumi limitati, trasparenza sui rischi e verifiche contro la sovracompensazione.

Il mercato e i contratti

Il prezzo marginale deve segnalare la scarsità e guidare il dispacciamento. Interventi sui ricavi e contratti possono correggere effetti distributivi e volatilità, ma non sono gratuiti né intercambiabili. Non proponiamo un contratto diverso per ogni fonte per principio: proponiamo di scegliere, caso per caso, la modalità che stabilizza i costi senza sacrificare concorrenza, flessibilità e investimenti.