Market design, non esistono
soluzioni in taglia unica

di Filippo Del Grosso / ricercatore senior Fondazione ENI Enrico Mattei

LA PROPOSTA DELLA COMMISSIONE PER LA RIFORMA UE
DEL MERCATO ELETTRICO È VOLUTAMENTE ETEROGENEA, E INEVITABILMENTE PRESCINDE DALLE SPECIFICITÀ DEI SINGOLI PAESI. QUALI IMPLICAZIONI PER L’ITALIA?

La Commissione Europea molte volte ricopre l’ingrato compito di un sarto che deve cucire un abito senza poter prendere le misure al cliente: come avviene in altri settori, anche nella disciplina del mercato elettrico spesso non esistono soluzioni in taglia unica.

Il 14 marzo 2023 la Commissione ha pubblicato la proposta di riforma del mercato dell’energia elettrica dell’UE, facendo seguito a una consultazione pubblica indirizzata ai principali stakeholder europei: la palla passerà agli altri membri del trilogo - il Parlamento e il Consiglio - per definire una nuova legislazione da incorporare successivamente da parte dei singoli Stati membri.

Nel mentre, per il mercato elettrico italiano è proseguita anche nel primo trimestre la tendenza negativa, in rapporto ai partner europei, con un differenziale marcato sui prezzi spot dell’elettricità, seguito dal consueto corollario di considerazioni sui costi per il privato cittadino e le imprese.
La soluzione al forte rialzo delle bollette elettriche che nel 2022 ha comportato un onere per la crescita economica e i bilanci delle famiglie va cercata in una riforma del mercato elettrico che tenga conto anche degli obiettivi di decarbonizzazione.

Con la guerra russo-ucraina e gli esiti infausti anche sul settore energia, l’attenzione del nostro decisore politico si è concentrata sulle questioni legate alla sicurezza degli approvvigionamenti. In Italia, più che la reale carenza fisica, hanno esercitato i loro effetti sul sistema vincolato alla generazione termoelettrica i segnali di prezzo sul benchmark europeo del gas (Title Transfer Facility – TTF).

Secondo i dati ARERA, l’utenza domestica nel segmento di maggior tutela ha registrato un incremento di prezzo dell’energia elettrica pari a circa 120 per cento tra il terzo trimestre 2021 e il terzo trimestre 2022 (e le misurazioni sono direttamente comparabili, in quanto non inclusive degli oneri di sistema).

Complice un inverno 2022- 2023 particolarmente mite nel Nord Europa, al danno pare essersi aggiunta la beffa di un differenziale particolarmente marcato del prezzo elettrico spot italiano rispetto ai nostri vicini europei.
Questo non solo ripropone l’annosa questione della competitività del sistema elettrico italiano in termini di dipendenza dal gas, ma sollecita due ulteriori considerazioni: come migliorare il disegno di mercato e il meccanismo di formazione dei prezzi all’ingrosso sulla borsa elettrica italiana? E come trasmettere ai consumatori il vantato beneficio di costo al kilowattora delle rinnovabili (in primis solare ed eolico), ora incamerato in forma di rendita inframarginale dai soli produttori?

L’Italia, come detto, sconta una generazione baseload strutturata sul termoelettrico e vincolata ai prezzi volatili del gas naturale, impattanti il generatore marginale: nel 2021, il GSE riporta una produzione da gas naturale pari al 43,9 per cento della domanda finale. Inoltre, la struttura di mercato zonale italiano, fortemente sbilanciata tra un Sud ricco di risorse rinnovabili non programmabili e un Nord energivoro, comporta una allocazione sovente non ottimale dei flussi di energia, tra congestioni di rete e necessità di distacchi.[...]

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