Basta un poco di metano e la bolletta va su, va su, … e tutto costerà di più”. Ci perdonerà Mary Poppins se storpiamo la sua famosa canzoncina per spiegare cosa sta accadendo sui mercati europei dell’elettricità.

Infatti, con l’aumento spropositato del prezzo del gas visto in questi ultimi mesi, ogni paese che ne usi anche solo un po’ nel suo mix energetico, vede schizzare in alto il prezzo unitario in Borsa elettrica, giorno dopo giorno.

La cosa è ovvia in paesi come l’Italia, che con il metano produce il 40% e più della sua elettricità. E così ultimamente vede il suo PUN arrivare a vette di 200 e più € per MWh.

Ma accade persino a chi usa poco questa fonte, come la Francia dove, con lo strapotere del nucleare, riduce l’uso del metano ad appena il 10%: eppure anche lì il MWh marcia sulle tre cifre, con punte di 160-170 €.

Solo nei paesi che hanno tantissime fonti rinnovabili, come la Danimarca con una forte presenza di eolico, quando queste riescono ad espellere del tutto o quasi dal il gas dal mix elettrico, il prezzo crolla, arrivando anche a zero.

Sappiamo a chi imputare questo costoso paradosso: il colpevole è il “prezzo marginale”.

Si tratta del meccanismo in uso in gran parte delle borse europee per fissare ogni giorno il costo dell’elettricità, facendo incrociare la domanda stimata e l’offerta da parte dei vari produttori.

Una volta decisa la prima, ogni produttore indica quanta elettricità può fornire e a che prezzo: entrano a far parte del mix di quel giorno tutte le offerte più economiche, fino a coprire quanto richiesto.

E qui arriva la cosa strana: a tutti i produttori l’elettricità viene però pagata al prezzo massimo entrato nel pacchetto.

Per esempio, se ho un impianto idroelettrico e ho offerto un GWh a 10 €, mentre l’ultimo fornitore entrato nel gruppo ha offerto un GWh da gas naturale a 100 €/MWh, entrambi incasseremo 100mila €: lui recupererà appena le spese ed io, proprietario dell’hydro, avrò un enorme profitto.

Che senso ha tutto questo meccanismo?

«Il sistema del ‘prezzo marginale’ nasce in Gran Bretagna con la prima Borsa elettrica per liberalizzare il mercato dell’elettricità», spiega il professor Gian Battista Zorzoli.

«La sua logica – dice – era quella di evitare che si favorissero i vecchi impianti a carbone, ormai ammortizzati, che offrivano elettricità a prezzi molto bassi, a scapito di impianti più nuovi, puliti ed efficienti, come quelli a gas, che però non potevano competere sul piano del prezzo».

Il prezzo marginale, quindi, consentiva ai nuovi di entrare nel pacchetto con prezzi bassi, sapendo che poi sarebbero comunque stati meglio remunerati.

«Da allora il metodo è stato adottato in tutta Europa, ma i tempi sono profondamente cambiati e quel sistema è diventato un controsenso, perché non solo fa pagare più cara l’elettricità ai consumatori finali, ma le ‘nuove fonti di produzione’, cioè le rinnovabili, stavolta, avendo quasi sempre un costo del MWh più basso di quello delle fossili, non hanno bisogno del prezzo marginale per far parte del mix giornaliero», aggiunge Zorzoli.

«Fra l’altro questo sistema si presta anche a combine’ fra i produttori: si tengono ferme le centrali che entrando abbasserebbero il prezzo, così che tutti possano ottenere un profitto maggiore».

Ma perché allora non si passa, temporaneamente o anche permanentemente, a un più semplice sistema “pay per bid”, cioè con ognuno che riceve il prezzo richiesto.

«Qualche anno fa la Gran Bretagna l’ha fatto, proprio allo scopo di ridurre il costo ai consumatori. Ma non ha funzionato: il prezzo in Borsa in effetti diminuì, ma poi i venditori di elettricità, che in genere erano anche distributori, si rifacevano dei minori guadagni aumentando il prezzo al consumatore. Così oggi in UK è in uso un sistema più complesso, chiamato “prezzi per differenza”, che in pratica è un modo nascosto per tentare di fissare il prezzo dell’elettricità», dice Zorzoli.

Ma in realtà non pare funzionare molto bene: la Gran Bretagna in questi mesi ha uno dei prezzi in Borsa elettrica più alti d’Europa.

«Anche volendo eliminare il sistema del prezzo marginale solo in Italia, poi, non sarebbe molto facile, visto che le borse dell’UE sono tutte interconnesse e tutte usano quel sistema», aggiunge l’economista Giacomo Ciapponi della società di consulenza energetica milanese Ref-E.

«E anche ci si riuscisse, credo che non cambierebbe molto, perché sarebbe facile per i fornitori calcolare quale sia il prezzo massimo con cui essere sicuri di entrare nel mix giornaliero, e farsi pagare quello: il risparmio sarebbe molto ridotto».

Ma allora si può agire in qualche modo su questi meccanismi di prezzo per abbassare le bollette?

«L’unico modo, secondo me, è fare come hanno proposto in Spagna: chi, grazie al prezzo marginale, sta facendo profitti esagerati, viene gravato di un prelievo fiscale extra, per finanziare un fondo da utilizzare per rimborsare le fasce deboli della popolazione», ricorda Ciapponi.

Ma Zorzoli non ci crede molto: «In Italia per ora non è stato preso in considerazione, forse anche perché porterebbe a una montagna di battaglie legali: i venditori farebbero notare come il profitto sia già tassato e non si capisce perché lo debba essere due volte. Secondo me, ormai, questi prezzi si devono tenere. Del resto, nessuno ha detto nulla quando nel 2020, per i motivi opposti agli attuali, l’elettricità costava pochissimo. La vera soluzione è su tempi più lunghi e consiste nell’installare tante rinnovabili e far crescere sempre di più il ricorso a contratti di lungo termine».

In effetti con le rinnovabili, che non dipendono dai costi variabili del combustibile, diventa possibile che aziende private o trader di elettricità comprino in anticipo la produzione dell’impianto per molti anni, a un costo fisso, tramite contratti chiamati PPA (Power Purchase Agreement). Ciò consente, per esempio, che oggi alcuni contratti di fornitura elettrica sul mercato libero, basati su rinnovabili 100%, costino molto meno di quelli basati sul Pun.

«Ma c’è un secondo meccanismo di acquisto di lunga durata, che sta dimostrando di funzionare molto bene in vari paesi: è quello delle aste», ci ricorda GB Zorzoli.

«Lo Stato fissa l’acquisto dell’elettricità prodotta da tot GW di impianti solari, eolici o tutti e due, fissando una base d’asta: chi offre la sua elettricità al prezzo più basso, la fornirà a quel prezzo al Gse, che poi la rivenderà direttamente ai trader: avessimo facilitato l’installazione di rinnovabili anni fa con PPA e aste, oggi non ci troveremmo con questa enorme dipendenza dal gas naturale e con costi dell’elettricità così alti», si rammarica Zorzoli.

Aste e PPA stanno in effetti facendo furore in Spagna, paese che infatti ha raddoppiato in pochi anni la produzione solare, raggiungendo quella italiana: i due meccanismi si integrano perfettamente fra loro, con le aste che danno anche un’indicazione del prezzo da usare poi nelle trattative private per i PPA, la cui fissazione era un ostacolo per la stipula di questi contratti.

«Con PPA e aste, chi vuole installare nuovi impianti a rinnovabili, può anche trovare più facilmente finanziamenti in banca, visto che è sicuro della vendita del suo prodotto. Alla lunga l’uso sempre più estensivo di questi meccanismi, renderebbe la Borsa elettrica marginale e i prezzi ai consumatori molto più stabili e bassi. Peccato che, come noto, in Italia le complicazioni autorizzative, abbiano bloccato entrambi i meccanismi», conclude Zorzoli.

Fossimo un paese razionale la lezione che stiamo ricevendo dal mercato del gas, dovrebbe spingerci come ossessi a far ripartire l’installazione di energia rinnovabile, approfittando di questi strumenti, che sarebbero una mano santa contro le continue docce scozzesi dei prezzi dell’energia fossile.