«Il meccanismo attuale di formazione dei prezzi sui mercati elettrici europei si basa sul prezzo marginale, definito dalle curve di acquisto e vendita di energia. Le offerte di vendita presentate dagli operatori vengono ordinate in ordine crescente di prezzo, mentre le offerte per acquistare energia sono ordinate in maniera decrescente, dando quindi priorità a chi è disposto a pagare di più. In questo modo si può individuare esattamente il volume di energia scambiata e il prezzo al quale essa viene venduta o acquistata nel punto di intersezione tra le due curve.

Questo approccio offre un chiaro segnale di prezzo ai nuovi partecipanti e premia nel lungo termine l’ingresso nel mercato di tecnologie più efficienti, cioè con costi marginali di produzione inferiori, ma viene criticato perché non più adeguato in un contesto di forte crescita delle rinnovabili.

Sono state proposte diverse soluzioni alternative, come il Pay as bid, che prevede che ogni operatore sia remunerato esattamente al prezzo che esso ha presentato nella propria offerta includendo non solo i costi marginali, ma anche una quota dei propri costi fissi. Una soluzione che però presenta diverse controindicazioni come dimostra l’esperienza passata degli UK che avevano pensato di utilizzarla.

Molto interessante invece la contrattazione a lungo termine, i Power Purchase Agreements, che prevedono un accordo tra un produttore e un consumatore con la definizione di un prezzo di vendita. Sarebbe però auspicabile un provvedimento legislativo che stabilisca una durata dei contratti di almeno 8-10 anni».

«Nel 2022 Spagna e Portogallo hanno introdotto un tetto temporaneo al prezzo del gas usato per la generazione elettrica. Ma il caso della Spagna è interessante perché indica possibili evoluzioni anche in altri Paesi. L’eolico e il solare hanno infatti generato oltre il 40% dell’elettricità nella prima metà del 2024 – rispetto al 26% del 2019 – e i prezzi dell’elettricità sono stati inferiori del 40% rispetto a quelli che sarebbero stati se la quota di energia solare ed eolica fosse stata ancora ai livelli del 2019. Secondo un modello predisposto dalla Banca di Spagna, se si raggiungessero gli obbiettivi al 2030 del Pniec spagnolo (78% di rinnovabili elettriche) i prezzi del kWh potrebbero ridursi di un ulteriore 50%.

Gli impatti dell’energia eolica e solare sono particolarmente efficaci con la combinazione delle due opzioni in quanto la coincidenza dei picchi di produzione può consentire di sostituire completamente altre fonti energetiche in modo più efficace di quanto farebbero entrambe da sole».

«I prezzi negativi si verificano quando l’offerta di elettricità supera la domanda, uno scenario che diventa più frequente in un’Europa lanciata verso le energie rinnovabili. Ciò di solito si verifica nei giorni festivi come Natale o di domenica, quando le persone usano meno elettricità. La normativa nazionale non prevede in Italia la possibilità di prezzi negativi dell'energia, ma questa condizione potrebbe verificarsi presto con la condivisione delle regole di bilanciamento europeo dell'energia».

«La riforma del mercato elettrico europeo è ufficiale con la pubblicazione della Direttiva e del Regolamento nella Gazzetta dell’Unione Europea. I due provvedimenti prevedono regimi di sostegno alla generazione basati su contratti bidirezionali per differenza (Cfd) e un mercato Ue dei PPA, in modo da evitare la completa dipendenza del prezzo dell’energia elettrica dal prezzo del gas.

La riforma non rappresenta comunque un cambiamento radicale del mercato elettrico UE. Restano infatti invariate le attuali metodologie di prezzo marginale, ma dovrebbe consentire una maggiore diffusione delle energie rinnovabili utilizzando strumenti contrattuali nuovi. In particolare, l’introduzione di contratti a lungo termine per proteggere i consumatori dalle fluttuazioni dei prezzi. Tra questi svolgono un ruolo di primo piano i Power Purchase Agreements e l’utilizzo di contratti per differenza (Cfd) per stabilizzare i ricavi dei produttori di energia rinnovabile, approcci che dovrebbero facilitare la diffusione delle rinnovabili e la riduzione delle bollette.

C’è poi un’altra importante novità che favorirà l’accettabilità sociale degli impianti grazie alla riduzione delle bollette. A partire dal 1° gennaio 2025, infatti, il sistema tariffario dell’energia elettrica in Italia vedrà progressivamente l’eliminazione del PUN (Prezzo Unico Nazionale) per passare alla adozione di tariffe zonali, che saranno determinate in base alle specifiche dinamiche di produzione. Cioè, in sostanza, le Regioni che avranno più fonti rinnovabili e meno centrali fossili godranno, come è giusto, di bollette più basse».

«In realtà il giudizio di Eurelectric è sfaccettato. Da un lato ritiene positivo il rapporto Draghi per la sottolineatura della necessità di rafforzare le infrastrutture elettriche, insieme allo sviluppo di soluzioni di stoccaggio e di flessibilità. Perplessità invece per la proposta di obbligare i fornitori di elettricità a vendere una parte della loro produzione a prezzi fissi predeterminati a industrie energivore. Questa azione implicherebbe un “significativo intervento sul mercato” che rischia di scoraggiare gli investimenti nel settore. Eurelectric sostiene che per aiutare le industrie ad alta intensità energetica esposte alla concorrenza globale vi sono altre possibilità, fra cui un pagamento adeguato per i servizi di Demand Response».