"La dinamica dei prezzi della Co2 e del Gas"
di Alessandro Notargiovanni, membro del Comitato Scientifico della Filctem Cgil
A settembre 2020, con alcuni mesi di ritardo dovuto alla pandemia Covid, Arera (Autorità di regolazione per l’energia, reti e ambiente) ha presentato a Parlamento e Governo la Relazione annuale sullo Stato dei servizi.
La Relazione si sofferma sulla dinamica dei prezzi dell’energia che, dopo la discesa che aveva caratterizzato il 2020 e con la ripresa dell’economia, registra decisi rialzi dovuti sia all’impennata dei prezzi delle commodity energetiche (es. Gas) per difficoltà di approvvigionamento, che alle alte quotazioni raggiunte dai Permessi di emissione di CO2, i permessi che le aziende energetiche acquistano per “poter inquinare”. (ETS, Emission Trading Scheme).
Le quotazioni dei Permessi di emissione, (Emissions Trading Scheme)
Negli ultimi mesi si è assistito ad un incremento sensibile del prezzo della CO2 oltre i 60 Euro/tCO2, raddoppiato rispetto allo stesso periodo del 2020. Cosa ha spinto così in alto le quotazioni dei Permessi di emissione?
La Commissione Europea ha presentato il 14 luglio scorso il Pacchetto di misure cd “Fit for 55” volto al perseguimento dell’obiettivo di riduzione entro il 2030 delle emissioni di gas serra di almeno il 55% rispetto al 1990 ed al raggiungimento del cd carbon neutrality entro il 2050 (oggi siamo al 20%). Ciò significa che la quantità massima di emissioni a disposizione, dovrà scendere velocemente a partire dal 2024. In questo caso, è certo che a salire saranno i prezzi delle quote di CO2 collocabili all’asta nel periodo 2022-2024 contribuendo a spingere in alto il costo del servizio elettrico, dove incidono per il 20%.
In conclusione, è assolutamente prevedibile che nei prossimi anni le quotazioni dei permessi permarranno alte.
I prezzi del Gas
Il principale responsabile del “caro energia” non è certo il costo Ets che, come abbiamo appena visto, incide solo del 20%, ma è senza dubbio il prezzo del metano che trascina il prezzo del servizio elettrico e ovviamente del gas.
Le quotazioni di questa commodity sono quintuplicate dall’inizio dell’anno fino a raggiungere attualmente i 113 euro a MWh.
Il PUN, (prezzo unico nazionale dell’elettricità) non è stato da meno: 307 euro per Mwh (302 in Germania), prima settimana di dicembre.
I consumi di gas naturale appaiono a novembre in consistente crescita (+5%) rispetto allo stesso mese del 2020. La spinta arriva dal settore termoelettrico, sostenuta dalla domanda di energia elettrica e dalla minore offerta di energia rinnovabile. In flessione i consumi del settore industriale e civile in attesa dell’inverno. Il segnale positivo è che continuano le iniezioni di materia prima nei siti di stoccaggio.
Ma l’inverno è alle porte e gli squilibri tra domanda e offerta di gas evidenziano che in Europa è ancora assente una strategia di medio e lungo periodo, anche geopolitica, in grado di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti e la stabilità dei prezzi.
Oggi constatiamo che la scelta di affidarsi completamente al mercato Spot PSV*(1) abbandonando i contratti a medio-lungo termine non paga. Lo scontro in corso tra Russia e Germania (l’Europa) sulla certificazione del Nord Stream due *(2) rafforza l’incertezza e la volatilità dei mercati europei.
*(1) L'indice relativo ai prezzi del mercato italiano spot è noto come indice di PSV, acronimo di Punto di Scambio Virtuale. Individua il mercato all'ingrosso del gas nel breve termine dove vengono negoziati prodotti “a pronti” (giornalieri) e “a termine” (con consegne mensili, trimestrali, annuali). Questo tipo di mercato è in contrapposizione ai contratti pluriennali di importazione (Take or Pay).
*(2) Il Nord Stream 2 è un gasdotto che, attraverso il Mar Baltico, potrebbe trasportare direttamente il gas proveniente dalla Russia in Europa occidentale, passando per la Germania. L'Agenzia Federale di Rete tedesca ha interrotto il processo di certificazione Nord Stream necessario per pompare gas direttamente dalla Russia in Germania. Inizialmente ci si aspettava che la certificazione sarebbe stata completata all’inizio del 2022, ma ora sembra improbabile. La mossa arriva quando Nord Stream 2 AG, l’operatore del gasdotto, ha deciso di costituire una filiale tedesca nel tentativo di soddisfare le norme dell’Unione Europea che richiedono che i produttori di gas siano legalmente separati dalle entità che trasportano il carburante. La russa Gazprom PJSC, che produce e vende il gas natual, è proprietaria di Nord Stream 2. Il regolatore tedesco ha affermato che l’entità deve quindi soddisfare i requisiti dell’Energy Industry Act per un operatore di rete di trasporto indipendente per cui il processo di certificazione rimane sospeso.
Gli squilibri del mercato del gas
1) Andamento della Domanda e delle quotazioni del metano.
Sono diversi i fattori che spingono in alto le quotazioni del Gas metano:
-La ripresa economica in europea e il rimbalzo post-lockdown dell’economia italiana hanno spinto la domanda del settore industriale e dei servizi energetici.
-La ripresa dell’economia Asiatica, di India e Cina, dove alcune centrali a carbone sono state spente o sostituite da impianti a gas, ha spinto la domanda, in particolare Gnl *(3). Quelle forniture sono legate a contratti a medio termine con garanzia di consegna (i tanto criticati Take or pay) . Tutto ciò ha sottratto offerta all’area mediterranea.
- Eventi non prevedibili: l’assenza di vento nel mare che circonda il Regno Unito ha rallentato la produzione eolica, con conseguente ricorso alle fonti fossili; la manutenzione non programmata di alcune centrali nucleari francesi.
-Il timore di un prossimo inverno rigido e l’eventuale difficoltà di approvvigionamento spinge in alto le quotazioni dei Futures *(4).
-La quasi certezza che il contesto geopolitico europeo rallenterà l’entrata in funzione del Nord Stream due e le conseguenti reazioni della Russia. Il lento riempimento da parte di Gazprom dei propri stoccaggi europei e la mancata partecipazione alla recente asta di capacità del gasdotto Yamal per dicembre, (45 milioni di metricubi/giorno previsti), mantengono elevata l’incertezza degli approvvigionamenti fino alla fine dell’anno.
-Le aste di rinnovabili che in Italia vanno a vuoto.
In sintesi, sono le “aspettative future” a spingere in alto la domanda di gas.
2) Criticità lato Offerta che determinano la penuria di gas disponibile sul mercato:
-Basso livello di giacenza degli stoccaggi nazionali, garanti della stabilità, in calo del 17% a causa dell’ inverno 2020 particolare lungo.(la giacenza è oggi inferiore di un 11% rispetto al livello di fine ottobre 2020).
-Predominio dei Contratti Spot e abbandono dei Take or Pay, contratti a lungo termine che, al contrario. garantiscono la consegna, stabilità, e prezzi indicizzati a volte più alti dello Spot ma meno volatili.
-Sempre in calo la produzione nazionale! L’offerta interna rappresenta ad oggi solo il 4,6% del gas immesso in rete, le importazioni il 95%.
-infine, le criticità determinate dalla geopolitica che incide pesantemente sulle importazioni. Al nord, dopo più di un anno, tornano in crescita i flussi di Passo Gries-Olanda, mentre sono in diminuzione i flussi provenienti da Tarvisio-Russia, (ottobre -11%).
Nel sud, bene Melendugno-Grecia la cui quota sul totale approvvigionato rimane stabile al 13%. Crescono i flussi algerini a Mazara, mentre il gasdotto Gela-Libia è in forte discesa, (-35%). Per quanto riguarda i terminali Gnl (rigassificatori) quello di Livorno risulta non operativo, Panigaglia vicino allo zero, Cavarzese -Adriatico, in discesa (-20%).
-L’ambiguità, l’opacità e la poca chiarezza circa il ruolo del metano nella transizione energetica, determina il rallentamento degli investimenti in ricerca, nuove strutture di approvvigionamento, trasporto e stoccaggio, anche a livello europeo.
*(3) Il GNL (Gas Naturale Liquefatto) è una miscela di idrocarburi costituita prevalentemente da metano (90-99%).
*(4) I futures sono contratti a termine standardizzati per poter essere negoziati facilmente in una borsa valori, e sanciscono l'impegno a un acquisto differito a un prezzo prefissato.
l’Europa si avvia verso il caos energetico? Ci auguriamo di no, anche se il rischio è molto alto! Siamo in presenza di forniture insufficienti e scorte che non riescono a costituirsi a fronte di un inverno che potrebbe risultare molto rigido (la mancata omologazione-certificazione del Nord Stream due priva l’Europa di forniture pari a 55 miliardi di m3/anno di gas che potrebbero transitare nel nuovo gasdotto).
L’ aumento del prezzo si è immediatamente riverberato sulle tariffe energetiche. I recenti interventi del Governo hanno mitigato temporaneamente l’effetto gravoso sui prezzi finali che pagano gli utenti domestici e i 6 milioni di utenze “non domestiche” (artigiani, pmi, ecc.), ma i provvedimenti finanziari temporanei non sono sufficienti.
L'Autorità di regolazione Arera, nell’audizione del 9 novembre presso la Commissione industria della Camera, ha posto con estrema chiarezza l’esigenza di rendere strutturale il finanziamento di alcune misure di politiche pubbliche in campo sociale ed industriale previste dai recenti interventi legislativi e attualmente coperte tramite il gettito di componenti tariffarie degli oneri generali, con necessari trasferimenti dalla fiscalità generale. Oneri generali quali il costo dei Bonus sociali (contributi alle famiglie in stato di disagio economico), delle agevolazioni alle imprese energivore, e di quelle per il settore ferroviari.
Per quanto riguarda i meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili l’Autorità propone di finanziare con “contributi esterni” (la fiscalità) solo gli oneri relativi a gran parte dei contratti di incentivazione già conclusi.
In sintesi, Arera chiede di rendere strutturali:
- La destinazione del gettito derivante dalle aste per l’assegnazione delle quote di emissione della CO2, come stabilito nei recenti provvedimenti del Governo,
-La riduzione di alcuni Oneri Generali di Sistema,
-L’impegno strutturale di fondi di Bilancio dello Stato per finanziare gli oneri generali non strettamente afferenti il sistema energetico.
Le proposte dell’Autorità in ordine al contenimento in via strutturale dei prezzi energetici sono sostenibili anche se insufficienti a contenere i costi a carico degli utenti. Restano irrisolte le criticità che riguardano l’assetto della Borsa elettrica, il sistema di formazione del prezzo ufficiale di mercato, il Pun (prezzo unico nazionale)
La configurazione del mercato elettrico italiano: la Borsa elettrica
La Borsa elettrica è un mercato telematico per la negoziazione dell’energia elettrica all’ingrosso gestito dal GME (Gestore del mercato elettrico). Per quanto riguarda la struttura, il mercato elettrico si suddivide in tre diverse e distinte piattaforme:
-Mercato Elettrico a Pronti (MPE);
-Mercato elettrico a Termine (MTE);
-Piattaforma per la consegna derivati energia (CDE);
Il Mercato a Pronti MPE si articola, a sua volta, in tre sotto-fasi:
Mercato del giorno prima (MGP)
Mercato infragiornaliero (MI)
Mercato del servizio di dispacciamento (MSD)
Il Mercato del Giorno Prima, MGP è quello che ospita il maggior numero di transazioni, quello più liquido. Gli scambi riguardano blocchi orari di energia per il giorno successivo. È un mercato “ad asta” e non “a contrattazione continua”. Le offerte vengono valorizzate al cosiddetto PUN, Prezzo Unico Nazionale.
In un Sistema energetico come il nostro, con un parco di generazione dotato in prevalenza di cicli combinati a gas, le quotazioni del gas incidono significativamente sul costo di generazione del Kwh. Un secondo fattore che contribuisce a tenere alto il prezzo dell'energia elettrica è dato dalla Configurazione della Borsa elettrica e dal Sistema di formazione del prezzo (Marginal Price System). In sintesi, data l’architettura del mercato elettrico italiano, la generazione a gas determina il prezzo di borsa nel mercato del giorno prima, MGP.
Il System Marginal Price è il meccanismo attraverso il quale viene stabilito il prezzo finale di mercato del giorno prima.
Il Sistema in questione è, ad oggi, il metodo di fissazione del prezzo dell’elettricità maggiormente diffuso in Europa. Con questo sistema l’incontro della domanda e dell’offerta avviene nel modo seguente:
-Lato offerta, gli operatori indicano le quantità di energia che sono disposti a fornire e il prezzo minimo al quale sono disposti a vendere (Prezzo minimo di cessione).
-Lato domanda, gli operatori indicano invece le quantità di energia che desiderano acquistare e il prezzo massimo che sono disposti a corrispondere (Prezzo massimo di acquisto).
Successivamente si selezionano le offerte secondo un criterio di merito economico. le offerte di vendita vengono prima selezionate e poi ordinate secondo un ordine crescente di prezzo, mentre le proposte di acquisto vengono ordinate in maniera decrescente. Il risultato sarà il prezzo di equilibrio che si ricava dal confronto tra le offerte di vendita e di acquisto, tale da massimizzare il volume di scambi.
In questo modo tutti gli operatori vengono remunerati al “prezzo marginale”, pari a quello relativo all’ultima offerta selezionata (che vista la struttura del parco di produzione elettrico italiano proviene sempre da una centrale a gas), a prescindere dal prezzo precedentemente offerto dal singolo operatore.
Il vantaggio associato al System Marginal Price -affermano i sostenitori- è l’incentivo all’innovazione e all’efficientamento della produzione e la differenza tra il prezzo dell’offerta e il prezzo marginale premia l’efficienza degli impianti e consente ai produttori di investire in tecnologie che abbattano i costi e in nuove centrali di produzione.
Il Marginal Price premia tutti gli operatori che hanno offerto ad un prezzo inferiore, che si vedono riconosciuto un prezzo più alto e si trovano a beneficiare di superprofitti ingiustificati e non vincolati a nuovi investimenti; anzi il sistema impedisce il trasferimento dei vantaggi di prezzo sulle bollette degli utenti.
Il sistema delle aste uniformi, inoltre, favorisce le “collusioni tacite”, per cui i produttori sono tutti interessati alla partecipazione all’asta di impianti poco efficienti con costi marginali più alti dei loro, perché saranno proprio gli impianti meno efficienti a determinare il prezzo di Borsa di cui tutti beneficeranno.
In questo caso che fine fa il principio della “concorrenza tra produttori”, che dovrebbe caratterizzare ogni mercato libero? Poiché l’energia elettrica -si sostiene- ha le caratteristiche del bene omogeneo, la concorrenza tra fornitori si gioca nella capacità di ridurre i costi di produzione. Ma essendo il prezzo di borsa determinato dall’offerta marginale più alta, la riduzione dei costi resta drenata dai profitti dei produttori. Frequentemente i costi più bassi sono dovuti esclusivamente al tipo di fonte utilizzata, ad esempio il carbone.
Solo un mix energetico caratterizzato da una significativa partecipazione delle fonti rinnovabili, con un costo medio del Kwh che tende a zero, potrebbe riequilibrare il ruolo delle centrali a gas che in questo caso determinerebbero ancora il prezzo del Kwh “ma non per tutte le ore del giorno” a seconda delle condizioni climatiche. Il Pun che è il prezzo medio delle 24 ore risulterebbe più basso.
È evidente che il meccanismo della formazione dei prezzi necessita di una profonda ed accorta verifica, eventualmente di una revisione (manutenzione) perché la transizione energetica riguarda anche il costo dell’energia a carico delle famiglie e delle imprese. Inoltre, se agli inizi del 2000 in Italia c’era bisogno di nuove centrali più efficienti (ricordo il blackout di settembre 2003) e il reinvestimento degli utili era realistico ed auspicabile, oggi lo scenario è profondamente cambiato. La transizione Energetica richiede in Italia la concreta realizzazione dei massicci investimenti previsti dal Pnrr per raggiungere la Carbon Neutrality al 2050.
In conclusione, i nuovi scenari all’orizzonte richiedono una visione globale dei sistemi energetici che va dall’evoluzione del mix alla sicurezza degli approvvigionamenti, al livello dei prezzi finali.
Quanto accade oggi è dovuto all’assenza di una governance europea della politica energetica e di un vero Mercato Unico dell’energia, tante volte invocato, strumenti indispensabili per la transizione energetica e per gestire il Green New Deal.
I primi concreti segnali di svolta potrebbero essere il reale coordinamento degli approvvigionamenti e della gestione degli stoccaggi attraverso un hub europeo del gas; la verifica e revisione dei sistemi di formazione dei prezzi delle borse energetiche europee; un atteggiamento unico nel confronto con la Russia. Il messaggio uscito da Glasgow pone più di un interrogativo, una Europa forte e coesa in grado di guidare la Transizione Ecologica.
