Cosa è successo sul mercato dei prezzi energetici europei dopo l’attacco russo all’Ucraina?
Per molti che si interessano di questi temi è stato un momento rivelatore, uno di quelli che ci fanno ricordare dove eravamo quando ha sentito la notizia, perché ci si rendeva conto di assistere a una svolta nella storia.
In quel caso si è improvvisamente reso palese che dipendere fortemente dal gas russo (e in generale dai combustibili fossili in mano a regimi non democratici) era estremamente rischioso, non solo per il clima, ma per l’indipendenza come nazione sovrana.
Evoluzione dei prezzi prima e durante la crisi
E del resto non c’era stato bisogno di aspettare il 24 febbraio 2022 per capirlo, visto che per mesi prima dell’invasione, la Russia aveva trovato continue scuse per ridurre le esportazioni di gas verso l’Europa e tenere così i prezzi anormalmente alti, per crearsi riserve di valuta in vista della guerra e per ricordare all’Europa chi avesse in mano il comando sulle fonti di energia.
Dopo l’invasione, e poi con la distruzione del gasdotto North Stream, l’andamento sul fronte dell’energia è diventata assolutamente folle, minacciando di affondare l’economia europea.
Per ricordarlo, basta un veloce sguardo ai prezzi TTF del gas nella Ue dal 2021 al 2024:
- 15 €/MWh (22/2/21)
- 40 €/MWh (9/8/21)
- 143 €/MWh (13/12/21)
- 190 €/MWh (28/2/22)
- 321 €/MWh (22/8/22)
- 140 €/MWh (5/12/23)
- 40 €/MWh (7/8/23)
- 17 €/MWh (19/2/24)
- 32 €/MWh (oggi)
Per capire l’impatto dei prezzi del gas, già devastante per la produzione di calore nell’industria e a livello domestico, così come sull’elettricità, teniamo conto che approssimativamente il prezzo dell’elettricità prodotta con il metano è tre volte quello del gas, e se è quello a fissare il prezzo sulla Borsa elettrica, come accadde nelle nazioni più dipendenti da questo combustibile per l’alimentazione delle centrali termoelettriche, come noi, per gli utenti elettrici ciò si traduce automaticamente in bollette esorbitanti.
Ci siamo in parte salvati grazie agli aiuti statali, alle rinnovabili, che tiravano i prezzi verso il basso nelle ore in cui erano più abbondanti e per la possibilità di sostituire al volo il gas russo con l’import da altri gasdotti e via mare in forma liquefatta.
Ma la lezione dovrebbe essere stata chiara per tutti (forse meno che per il governo italiano, che continua a pensare all’Italia come “hub del gas naturale” in una Europa che non ne vuole più sapere): fuggire dal metano il prima possibile, visto che oggi ci dà sì “una mano”, ma per essere strangolati.
Questo, in sintesi, quanto successo in quei due anni horribilis.
Le evidenze dell’analisi
Un team di ricercatori della Università di Colonia e della Norwegian University of Life Sciences, diretti dall’ingegnere Dirk Witthaut, ha realizzato un’analisi statistica approfondita dei prezzi elettrici negli Stati Ue fra il 2019 e il 2023, pubblicata su Chaos, dal titolo “Patterns and correlations in European electricity prices” (link in basso).
Un’analisi che aveva l’obiettivo di capire come i prezzi si siano mossi in sincrono fra le varie nazioni, evidenziando quelle più legate fra loro dal punto di vista del mercato elettrico, e chi, fra queste, grazie anche al mix energetico locale, abbia sopportato meglio la crisi e chi meno.
“Una grossa sorpresa è che la nazione che ha visto di più i prezzi elettrici impennarsi durante la crisi, dopo averli avuti tra i più bassi prima del 2021, è stata la Francia, nonostante il suo grande parco nucleare, che rende normalmente marginale la produzione elettrica dal gas”, spiega Witthaut.
La ragione è che proprio in quel periodo, a causa di lavori straordinari di manutenzione di alcune vecchie centrali nucleari che avevano mostrato dei difetti, ai transalpini sono venuti a mancare 36 GW di potenza proprio nell’inverno 2021, costringendola a mandare le sue centrali a gas al massimo e a importare energia elettrica da tutta Europa, peraltro, a prezzi altissimi. Un episodio che dovrebbe farci riflettere anche sull’opportunità di affidarci al nucleare.
Se la Francia ha visto i suoi prezzi elettrici aumentare di sei volte fra 2019/20 e 2021/22, in Italia non siamo stati tanto meglio, con un aumento di 5 volte, e partendo da prezzi pre-crisi fra i più alti in Europa, più o meno allo stesso livello di Germania e paesi dell’Est; eccezione è la Polonia, dove i prezzi sono aumenti “solo” di 2,5 volte grazie alla sua grande generazione a carbone locale.
Altra isola felice, la penisola iberica, con un aumento di 3,5 volte, dovuto sia alla grande produzione da rinnovabili elettriche che al relativo isolamento dai mercati elettrici europei.
“Infatti, una delle cose più interessanti che abbiamo scoperto è che il mercato elettrico europeo era diviso prima della crisi in ‘sottomercati sincronizzati’ quanto a variazioni di prezzo, che poi si sono scompaginati e, in parte, riformati durante la crisi”, afferma l’ingegnere tedesco.
Prima l’Unione europea aveva due sottomercati scandinavi, uno del sud-est e uno del nord-ovest, un altro che andava dal Belgio fino ai paesi dell’Europa Centro settentrionale, passando per Francia e Germania, e un ultimo che andava dal Portogallo alla Romania, passando da Spagna e Italia. Abbastanza isolati restavano la Polonia e la Sicilia.
“Con la crisi si è tutto rimescolato e riorganizzato: i mercati scandinavi hanno cominciato ognuno ad andare per conto suo, con quello norvegese meridionale che si è connesso con una nuova linea, proprio nell’autunno 2021, al sottomercato centrato sulla Germania, dal quale si è invece staccata la Francia per sincronizzarsi con il sottomercato italiano e dell’Europa meridionale, che però ha perso la sincronizzazione con i mercati di Portogallo e Spagna. Il mercato polacco, infine, si è staccato ancora di più da quelli dei vicini”, spiega Witthaut.
Insomma, chi ha potuto, contando sulla sua forte autoproduzione, ha cercato di isolarsi dal ‘contagio’ dei prezzi alle stelle, in arrivo dai paesi confinanti e meno indipendenti.
La Norvegia meridionale, connettendosi proprio in questa fase storica con la Germania, ha visto i suoi prezzi (basati normalmente sull’economico idroelettrico del nord) aumentare di sei volte, così come accaduto a quelli della Francia, diventata nel 2021 importatrice di 17 TWh di una elettricità molto costosa da Germania e persino dall’Italia.
Contemporaneamente diminuiva drasticamente l’import dalla Spagna, che tentava di usare meno gas possibile, tagliando l’export nelle ore più ricche di rinnovabili, isolandosi dall’impazzito mercato europeo del gas, usando le sue forniture via rigassificatori, in genere meno care e meno volatili di quelle provenienti da gasdotti.
Cosa dobbiamo concludere da queste dinamiche osservate durante la crisi?
“Il mercato dell’elettricità a livello continentale è stato fondamentale per salvare le nazioni dalla catastrofe dei prezzi e, nel caso di quelle più dipendenti dal gas russo, dall’improvvisa scarsità di rifornimenti”, dice l’analista.
“In qualche modo – chiarisce Witthaut – l’entità delle perdite e dei rischi è stata redistribuita a livello continentale, consentendo all’Ue di superare un momento molto difficile, sebbene al costo di miliardi di euro di perdite per la sua economia e i bilanci pubblici Il fatto che questo sia avvenuto ‘a blocchi’, e non uniformemente, è un invito a continuare a interconnettere sempre di più le reti elettriche e i mercati dell’elettricità nazionali”.
Un invito che, aggiungiamo noi, si può allargare all’urgenza di dotare le nazioni europee di un surplus di autoproduzione da rinnovabili ben distribuito sul territorio, che in tempi normali può alimentare lo stoccaggio, possibilmente anche stagionale, e, in tempi di crisi, aiutare i vicini che ne sono meno provvisti. E facendola finita una volta per tutte con la dipendenza dal gas naturale e, ovviamente, dal carbone.
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