Energia, aspetti congiunturali e di medio periodo del rialzo dei prezzi

Approfondimento
Michele Masulli
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Credit: Pixabay

Per la terza volta in poco più di un anno, il governo italiano è intervenuto per diminuire la spesa per le bollette dell’energia. Nel maggio 2020 aveva stanziato 600 milioni di euro per ridurre il peso di componenti fisse della bolletta a beneficio di piccole imprese e lavoratori autonomi. Nel giugno scorso, per un importo complessivo di 1,2 miliardi, si decideva di contenere gli oneri generali di sistema per il trimestre luglio-settembre, ricorrendo a una parte del gettito delle aste ETS.

Il finanziamento degli oneri di sistema si è ripetuto con il recente decreto legge in corrispondenza dell’eccezionale crescita dei prezzi all’ingrosso dell’elettricità. Il provvedimento rientra in un pacchetto più ampio di misure dell’ammontare di 3 miliardi circa, che prevede una riduzione dell’IVA sul prezzo al dettaglio del gas naturale per il prossimo trimestre e un potenziamento del bonus energia. Nel complesso, le conseguenze dell’aumento dei prezzi vengono sostanzialmente azzerate per i percettori del bonus mentre per il resto dei consumatori se ne mitiga l’impatto.

LA TEMPESTA PERFETTA

Il ripetersi così frequente di interventi di contenimento delle condizioni economiche di fornitura e delle componenti tariffarie porta a interrogarsi su quanto, nella crescita dei prezzi dell’energia, ci sia di congiunturale e quanto, invece, appartenga a una tendenza di medio periodo. A riguardo della crisi energetica che sta attraversando l’Europa (con prezzi all’ingrosso dell’elettricità di 3 o 4 volte superiori rispetto alle medie degli anni precedenti), si riscontra una coincidenza significativa di eventi. Quasi una tempesta perfetta. Gli elementi che la compongono agiscono sia dal lato della domanda che da quello dell’offerta.
Da una parte, c’è la ripresa economica (e il successo della campagna vaccinale) che spinge la domanda globale di energia. Dall’altra, gli stoccaggi europei di gas naturale si ritrovano debilitati rispetto alla media degli anni pre-pandemia: un inverno insolitamente lungo e un’estate molto calda hanno provato gli stoccaggi di gas naturale, che vengono riempiti proprio nella stagione estiva. In questo quadro, sono intervenuti altresì il blocco per manutenzione programmata di alcuni gasdotti e la rottura imprevista di altre infrastrutture. La carenza di generazione eolica nel Mar del Nord ha ulteriormente aggravato il quadro. Ecco che il prezzo del gas naturale è schizzato a livelli record.

IL GAS NATURALE E IL SISTEMA ENERGETICO ITALIANO

Il gas naturale rappresenta, dopo il nucleare, la principale delle fonti del mix elettrico europeo (e la seconda del mix energetico dopo il petrolio). L’Italia, per di più, è il Paese europeo (a esclusione di alcuni Stati più piccoli) che più fa leva sul gas per la propria produzione elettrica: nel 2020 ha costituito il 48% del mix elettrico (Fig.1) diventando, nella ripresa della domanda di energia del 2021, la fonte che insieme al petrolio ha riportato i tassi di crescita più significativi. Nel secondo trimestre dell’anno, il rimbalzo dei consumi di energia è stato accompagnato da un +3% annuale del petrolio (chiaramente penalizzato nell’anno precedente dal crollo della mobilità) e da un +2% del gas, sospinto dall’attività industriale, dal clima più severo e dalla domanda termoelettrica. Se consideriamo che il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima 2030 (PNIEC) – che pure dovrà essere a breve aggiornato – immaginava un obiettivo di penetrazione delle rinnovabili al 2030 del 55%, con la quota residua facente affidamento sostanzialmente sul gas, è evidente come il metano sarà necessariamente parte importante del sistema energetico del Paese per i prossimi anni, costituendo ben più di un terzo del fabbisogno primario di energia.

Fig. 1: Il mix di generazione dell’energia elettrica in Italia (2020)
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IL MERCATO DEL GAS

Appare chiaro come, con l’esigenza di azzerare il ricorso al carbone, in assenza del nucleare e considerata l’ancora eccessivamente lenta la diffusione delle rinnovabili, la dinamica del prezzo del gas continuerà a incidere in misura consistente su quello dell’elettricità. Ad accrescere la volatilità del prezzo del metano è sicuramente l’evoluzione che i mercati del gas hanno conosciuto negli ultimi anni sia da un punto di vista tecnologico e infrastrutturale (con l’infittirsi della maglia di gasdotti e soprattutto con l’exploit del gas naturale liquefatto – GNL) sia a riguardo della contrattualistica.

Se in precedenza il gas veniva scambiato quasi totalmente con contratti a lungo termine indicizzati al prezzo del petrolio, oggi è molto diffusa la gas-on-gas competition. Molto più peso per i prezzi a breve, con crescente ruolo del GNL e dei premium price offerti dai mercati spot dell’Asia orientale. Del resto, si dirige verso la Cina e Paesi limitrofi, quindi, circa il 75% della fornitura globale di GNL, contro il 16% dell’Europa. Il Vecchio continente è con gli Stati Uniti anche l’area dove è più diffusa la gas-on-gas competition. L’80% circa del gas naturale (il 95% se guardiamo all’Europa Nord occidentale) consumato in Europa nel 2020 aveva un prezzo basato sulla gas-on-gas competition. Così, se da un lato il mercato europeo dimostra grande flessibilità, dall’altro si trova esposto alla volatilità internazionale. Immaginiamo che, avvicinandosi la stagione invernale e vista la necessità di rifornire gli stoccaggi, la competizione per il gas tra le aree geografiche provocherà aumenti di prezzo, complice anche un fattore “panico”.

IL RUOLO DELLA RUSSIA

A questo proposito è centrale il ruolo della Russia. Vista anche la declinante produzione europea, soltanto una crescita della disponibilità di gas da parte del maggior fornitore – come afferma anche un’insolita dichiarazione dell’IEA – raffredderebbe il mercato. Negli scorsi anni la Russia ha svolto la funzione di equilibratore del mercato europeo (anche in virtù della flessibilità garantita dalle clausole take-or-pay), modificando la produzione in risposta alla domanda. Gazprom si è fatta carico di accomodare quasi tutta la caduta dei consumi europei nel periodo Covid, evitando una guerra di prezzo. Similmente, sta accompagnando il rimbalzo dei consumi, avendo accresciuto la produzione di 43 miliardi di metri cubi tra la prima metà del 2020 e lo stesso periodo del 2021 e le esportazioni verso l’Europa di quasi il 20% su base annuale. Tuttavia, l’export russo non tiene il ritmo della domanda europea: Mosca sta onorando gli impegni assunti con le controparti, ma nulla di più. Al contrario, ha prenotato meno della metà della capacità di trasporto sulla tratta Bielorussia-Polonia-Germania, senza prenotazioni aggiuntive su altri percorsi. C’è quindi chi addita strategie geopolitiche e di mercato (finalizzate anche a ottenere la partenza effettiva di Nord Stream 2) e chi fa presente la necessità di tempo per poter soddisfare la domanda aggiuntiva. Saranno le prossime settimane a fare chiarezza.

GLI ASPETTI DI MEDIO PERIODO

In un mercato in cui l’ultima offerta accettata fissa il prezzo, è il prezzo marginale del gas naturale a fare quello dell’elettricità all’ingrosso. L’impennata del gas ha pertanto riaperto la discussione attorno a meccanismi diversi di formazione del prezzo, finalizzati a azzerare la rendita inframarginale (per due punti di vista differenti sul pay as bid si possono leggere i recenti contributi di Carlo Stagnaro sul Foglio e di Giovanni Battista Zorzoli su Staffetta Quotidiana). Elevati prezzi del gas, inoltre, favoriscono (come sta succedendo anche in Italia) un maggiore utilizzo delle centrali a carbone. Il rincaro dei prezzi non è da sottovalutare. A titolo di esempio, un raddoppio del prezzo all’ingrosso da 50 a 100 euro a megawattora (MWh) comporterebbe per gli italiani fino a 15 miliardi di euro in più di spesa per le loro bollette all’anno. Per non considerare poi che un prezzo più elevato di gas e elettricità, unito alla crescita dei prezzi del petrolio e delle materie prime, scatenerebbe una pressione inflazionistica che si ripercuoterebbe lungo le catene industriali.

E secondo varie analisi la pressione sui prezzi resterà nel medio periodo. Un’analisi di S&P Global Ratings (Fig.2) descrive un andamento sostenuto fino al 2023, quando inizierebbe un processo di riallineamento. Bisogna, inoltre, evidenziare che una componente strutturale dell’aumento dei prezzi dell’elettricità sarà sempre più rappresentata dai permessi ETS. Se oggi hanno costituito “solo” un quinto del rialzo dei prezzi, essi sono destinati ad aumentare in maniera significativa, come previsto dalle politiche europee, al fine di dare gli opportuni segnali di prezzo a sostegno del percorso di transizione ecologica. Si potrebbe pensare, quindi, di rendere permanente il meccanismo attivato a giugno e settembre di finanziamento delle bollette, in caso di prezzi eccessivi, con i proventi delle aste ETS, che già nel 2021 potrebbero ammontare a circa 2 miliardi.

Fig. 2: Andamento dei prezzi dell’energia elettrica (Stima S&P Global Ratings)
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D’altra parte, la restrizione progressiva della generazione termoelettrica e nucleare per il carico di base, richiede uno sviluppo a ritmi sostenuti della capacità rinnovabile e di rete, accumuli, servizi e di tutte le infrastrutture imprescindibili per consentirne un’integrazione sistemica. Sarà necessario, inoltre, rafforzare la visione europea su questi temi: il fatto che la Commissione diffonderà presto un “toolbox” a cui gli Stati membri possano attingere per affrontare il rialzo dei prezzi può rappresentare un ulteriore tassello di una politica europea di transizione ecologica maggiormente consapevole dei costi, anche sociali, che la transizione comporta.

Ricopre attualmente il ruolo di Direttore dell’area Energia presso l’Istituto per la Competitività (I-Com), dove è stato Research Fellow a partire dal 2017. Laureato in Economia e politica economica presso l’Alma Mater Studiorum – Università di Bologna, successivamente ha conseguito un master in “Export management e sviluppo di progetti internazionali” presso la Business School del Sole24Ore. Attualmente è dottorando di Economia applicata presso il Dipartimento di Economia dell'Università degli Studi di Roma Tre. Si occupa principalmente di scenari energetici e politiche di sviluppo sostenibile, oltre che di politiche industriali e internazionalizzazione di impresa.

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