Perchè l’energia costa così tanto, e perchè costerà ancora di più

Le bollette energetiche costano una follia, e costeranno ancora di più in futuro. Per il costo attuale vi daremo una spiegazione nell’articolo, per il costo futuro possiamo anticiparvi che la Commissione, come da tempo annunciato emetterà una direttiva in cui prevede di tassare le emissioni di CO2 dei produttori energetici e di far loro diminuire le emissioni del 5% all’anno. Il risultato sarà un forte aumento delle bollette per tutti i cittadini europei, oltre a uno spostamento del mix energetico che dovrà comprendere sempre più nucleare.

Per il costo attuale invece iniziamo mostrandovi il costo “Spot” dell’energia in Europa nella settimana appena passata. Si tratta del costo senza sovrattasse e oneri accessori:

Quello che vedete è il prezzo spot, ma interessante è vedere il prezzo che si pagava lo scorso anno: in Italia è passato da 116 a mw/h a 294 a Mw/h. Un aumento enorme, del 153%, che ha delle grosse ricadute sulle famiglie.

Eppure non possiamo pensare che fonti come l’idroelettrico, il geotermico o l’eolico abbiano aumentato così tanto il loro costo nell’ultimo anno. Una diga non costa di più nel 2021 rispetto a quello che costava nel 2020 o nel 2019. Perchè allora quest’aumento così forte?

Ce lo spiega molto bene Ladurezzadelvivere, La sua sintesi è quasi perfetta e quindi… gliela riprendiamo.

1) Il prezzo dell’energia SPOT è un prezzo all’ingrosso (cioè senza oneri, tasse, costi di trasporto e distribuzione) che si forma giorno per giorno e riguarda l’energia consegnata il giorno dopo. NON è il prezzo che pagano i consumatori finali, perché da un lato questo dipende anche dai costi accessori, le tasse etc, e perché esistono anche contratti di più lungo termine

2) Il prezzo spot in Europa si forma secondo la logica del prezzo marginale. Come funziona il prezzo marginale? I produttori offrono una quantità ad un prezzo (orario, per tutte le 24 ore del giorno dopo), che normalmente si basa sui costi di produzione di ciascun impianto in quell’orario prefissato.  I vari gestori del mercato (le “borse elettriche”) impilano le offerte per quantità/prezzo dal meno al più caro, generando così una curva di offerta cumulata quantità/prezzo in vendita (merit order).

3) I consumatori (aggregati dagli operatori che vendono ai clienti) offrono invece (per ogni ora) il loro prezzo/quantità per l’acquisto di energia. Anche in questo caso i gestori del mercato impilano le offerte per quantità/prezzo, generando una curva della domanda. La domanda di energia è tendenzialmente rigida (cioè le quantità domandate rimangono invariate anche in presenza di prezzi alti: perché qualcuno decida di non consumare ci vogliono dei prezzi molto, molto alti). Di solito, le offerte in acquisto non riportano neppure l’indicazione di prezzo. proprio perché chi chiede energia non può farne a meno, non può lasciare industrie e utenti al buio. Solitamente non viene neppure indicato il prezzo

5) I gestori del mercato incrociano le curve di domanda e offerta (quantità/prezzo) e il punto di incrocio delle due curve rappresenta il prezzo marginale, cioè quello a cui tutti i produttori venderanno. Dunque il prezzo marginale è il prezzo più alto dell’intero sistema: è il prezzo cui l’impianto che soddisfa l’ultimo pezzo della curva di domanda è disposto a vendere la propria energia, dunque è il prezzo più alto (market clearing price). Tutti gli impianti che hanno offerto a prezzi inferiori incasseranno in realtà il prezzo marginale.

Praticamente il prezzo dell’impianto più costoso viene poi applicato a tutta l’energia prodotto, anche a quella il cui  costo marginale, dipendente dai costi variabili, sarebbe molto più basso, come il solare o l’idroelettrico.  Di solito, gli impianti più costosi, quindi quelli che fissano il prezzo marginale, sono quelli alimentati a gas, che oltre al costo della materia prima devono aggiungere ai costi di produzione il costo dei permessi di emissione di CO2 che sono obbligati per legge a comprare. Ecco anche come la UE , con una norma banale, è riuscita già a colpire il prezzo dell’energia elettrica mandandolo alle stelle. 

6) I possessori d’impianti eolici e solari, avendo costi variabili vicini a zero, incassano il prezzo spot fissato dagli impianti a gas: in presenza di prezzi del gas alti o altissimi, i produttori da rinnovabile incamerano quindi un premio notevole per ogni kWh prodotto.

7) Il prezzo spot che si forma in un paese dipende quindi dalla composizione del parco impianti nazionale: anche se un paese dispone di un baseload di energia da rinnovabili o da nucleare, difficilmente OGGI queste fonti possono fissare il prezzo marginale, essendo la punta di consumo più alta della somma dell’energia prodotta dalle rinnovabili + nucleare. Questo perché nella giornata il profilo del consumo non è piatto: si consuma di più nelle ore centrali del giorno e poi a fine pomeriggio, e più d’inverno che d’estate (salvo picchi di luglio per caldo eccezionale e uso intenso di condizionatori) e allo stesso tempo il profilo di produzione delle rinnovabili non è piatto, ma variabile e spesso imprevedibile

8) Anche in Francia, quindi, il prezzo marginale è spesso fissato dagli impianti a gas. Per questo il prezzo francese è a volte allineato a quello italiano, dove sempre e comunque il prezzo marginale è fissato dagli impianti a gas, per come è fatto il parco impianti italiano e per come sono le zone di mercato.

9) La Germania dispone invece di una quantità notevolissima di impianti eolici (oltre 30.000 MW): nei giorni molto ventosi e con domanda bassa è possibile che siano questi a fissare il prezzo marginale. In tal caso, il prezzo spot è basso, perché i produttori avranno offerto un prezzo che riflette i propri costi

di produzione, vicini allo zero. Se invece c’è poco o zero vento e/o domanda alta, anche in Germania il prezzo marginale viene fissato dagli impianti a gas (mentre il baseload è ancora a nucleare, lignite e carbone). (Profilo di produzione eolico Germania ultimo mese)

10) In Polonia invece il prezzo marginale è fatto quasi sempre dalle centrali a carbone e lignite di produzione nazionale, quindi con un costo molto basso. Infine:

1.  Non tutto il mercato si approvvigiona a prezzo spot: anzi, di solito molti cercano di stabilire dei prezzi fissi in anticipo per periodi di almeno un anno (anche non solare). Quindi il prezzo spot non rappresenta il prezzo reale del mercato all’ingrosso nel suo insieme, ma vale solo per quelle quantità che transitano nelle varie borse elettriche nazionali. A volte invece i clienti comprano energia a prezzi indicizzati al prezzo spot ma l’energia non transita fisicamente dalle borse elettriche, che provvedono solo alle regolazioni finanziarie sulla base dei flussi commerciali dichiarati dagli operatori che rappresentano domanda e offerta. Tali flussi vengono controllati e misurati dal gestore della rete (in Italia Terna) per cui ogni istante del giorno si deve chiudere con saldo netto dei flussi (produzione/consumo, o meglio immissione/prelievo) pari a zero. Poi da qui si apre la partita del bilanciamento, ma è altra storia.
2. I mercati europei sono interconnessi, anche se non perfettamente. Esiste un meccanismo (market coupling) per cui si creano delle “zone” di mercato in cui i prezzi spot si generano tenendo conto della zona vicina (esempio, Italia Nord e Slovenia). Queste zone si creano perché tra produzione e consumo vi sono dei vincoli di rete: la rete non riesce sempre a trasportare tutta l’energia dovunque. I cavi sono come tubi, hanno una capacità massima di trasporto dell’energia. Tra paesi vi sono linee transfrontaliere, per cui offerta e domanda si influenzano reciprocamente con il vincolo del trasporto. Quindi, i prezzi di una singola nazione (cioè di un singolo mercato) sono collegati, in misura maggiore o minore a seconda dei vincoli di rete, a quelli di altre nazioni.

Quindi vi è una complessità nella definizione del prezzo non banale, con meccanismi creati durante anni, e costrizioni fisiche importanti. Quello che si potrebbe fare, in questa fase, è abbassare i costi marginali, cioè fare della “Supply side economics” che tenti di ridurre appunto il costo marginale. Si tratta, ad esempio, d’intervenire sui costi del gas, ad esempio intervenendo temporaneamente sui costi di transito, sui costi impropri e perfino su quelli di compensazione del CO2. Lo faranno ? Non credo proprio.