La transizione energetica e la naturale exit strategy del gas dal prezzo marginale dell’elettricità
Abstract
Nel dibattito pubblico il disaccoppiamento tra prezzo del gas e prezzo dell’elettricità è spesso presentato come una questione amministrativa o regolatoria. In realtà, sebbene possa essere perseguito per tale via, esso emerge in modo più solido e duraturo quando la diffusione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo riduce progressivamente il ruolo delle tecnologie fossili nella determinazione del prezzo marginale e, conseguentemente, la dipendenza energetica.
Questo lavoro analizza il ruolo del mercato del giorno prima e delle rendite inframarginali, evidenziando come i fenomeni di cannibalizzazione dei prezzi associati alla crescente penetrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo si manifestino in un contesto in cui il prezzo marginale è spesso determinato dalle tecnologie fossili e come tali dinamiche possano sostenere l’ulteriore diffusione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, riducendo progressivamente nel tempo il ricorso alla generazione da fonti fossili.
In questo contesto, l’articolo esamina come il ruolo congiunto delle fonti rinnovabili e delle tecnologie di accumulo, nel guidare la transizione energetica, possa favorire il naturale disaccoppiamento del prezzo dell’energia elettrica da quello del gas, richiamando anche il contributo delle comunità energetiche rinnovabili e degli inverter grid-forming alla configurazione dei sistemi elettrici futuri.
L’equivoco del tetto amministrativo al prezzo
Il dibattito pubblico sul cosiddetto disaccoppiamento tra gas e rinnovabili è spesso ridotto a un problema di ingegneria regolatoria. La visione amministrativa propone di separare i mercati per decreto oppure di imporre cap artificiali ai prezzi dell’elettricità. Tale approccio non elimina la dipendenza dal gas: semplicemente ne redistribuisce gli effetti attraverso meccanismi di sussidio o trasferimenti tra operatori.
Il vero disaccoppiamento avviene solo quando la tecnologia marginale del sistema elettrico non è più basata sulla combustione del gas. In quel momento il prezzo dell’elettricità non è più determinato dal costo della molecola fossile ma da tecnologie a costo marginale molto più basso.
Il ruolo del Mercato del Giorno Prima (MGP)
Per comprendere perché il gas influenzi il prezzo dell’elettricità è necessario richiamare brevemente il funzionamento del Mercato del Giorno Prima.
Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell’energia è determinato dal principio del prezzo marginale. L’ultima centrale necessaria a coprire il carico stabilisce il prezzo per tutte le altre.
Questo meccanismo non è una distorsione del mercato ma uno strumento efficiente per coordinare il dispacciamento e gli investimenti in un sistema con tecnologie caratterizzate da costi marginali diversi.
Il problema del prezzo marginale
Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell’energia è determinato dalla tecnologia marginale. Storicamente questa tecnologia è spesso stata rappresentata dalle centrali a gas, il cui costo del combustibile influenza direttamente il prezzo dell’elettricità.
Il Merit Order nel mercato elettrico
Il cosiddetto merit order ordina gli impianti di generazione secondo il loro costo marginale. Le fonti rinnovabili, caratterizzate da costi marginali molto bassi, entrano per prime nel mercato.
L’effetto della crescita delle rinnovabili
L’aumento della capacità rinnovabile riduce progressivamente il numero di ore in cui il gas è necessario per soddisfare la domanda. Questo fenomeno è noto come cannibalizzazione dei prezzi.
La nuova tecnologia marginale: lo storage
Con l’aumento della penetrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, il sistema elettrico evolve verso una nuova configurazione in cui la tecnologia marginale non è più il gas ma lo storage.
Implicazioni per il sistema elettrico
Quando lo storage diventa la tecnologia marginale, il prezzo dell’elettricità è determinato dal costo di ciclaggio dell’accumulo, ossia dal costo economico associato a ciascun ciclo completo di carica e scarica dello storage, piuttosto che dal prezzo del gas. In tale configurazione il disaccoppiamento tra elettricità e combustibili fossili non è più una misura regolatoria ma una proprietà strutturale del sistema energetico.
La transizione energetica, pertanto, non è soltanto una sostituzione di tecnologie, ma una trasformazione profonda della logica economica del mercato elettrico. Il passaggio da una tecnologia marginale fossile a una basata sull’accumulo segna il vero punto di disaccoppiamento tra il prezzo dell’elettricità e quello del gas.
L’effetto della crescita delle rinnovabili
L’aumento della capacità rinnovabile riduce progressivamente il numero di ore in cui il gas è necessario per soddisfare la domanda. Questo fenomeno è noto come cannibalizzazione dei prezzi.
Nelle ore di elevata produzione rinnovabile, l’offerta spinge verso il basso il prezzo dell’energia, mentre nelle ore di scarsità si osservano prezzi più elevati, determinando una maggiore volatilità complessiva del sistema.
Rendite inframarginali e segnale di investimento
In un mercato nel quale le centrali a gas determinano il prezzo marginale dell’energia, il livello dei prezzi può risultare elevato. Le fonti rinnovabili, caratterizzate da costi marginali prossimi allo zero, generano quindi rendite inframarginali molto significative.
Queste rendite rappresentano un importante segnale economico per gli investimenti nelle tecnologie a basso costo marginale.
Dalla turbina a gas allo storage come tecnologia marginale
Le rendite inframarginali generate dalla produzione rinnovabile costituiscono un importante segnale economico per gli investimenti nelle tecnologie di accumulo. Strumenti regolatori possono accelerare tale processo, ma la dinamica fondamentale resta quella del mercato: i differenziali di prezzo tra le ore di surplus rinnovabile e le ore di maggiore domanda rendono economicamente sostenibile lo sviluppo delle fonti rinnovabili e dei sistemi di storage. L’obiettivo di tali politiche non dovrebbe essere semplicemente quello di ridurre i prezzi nel breve periodo, ma di favorire una trasformazione strutturale del sistema elettrico, nella quale lo storage possa progressivamente assumere il ruolo di tecnologia marginale nel mercato dell’energia.
Nei mercati elettrici organizzati secondo il principio del prezzo marginale, tra cui quello italiano, il costo dell’energia non riflette il costo medio della produzione, ma quello della tecnologia marginale necessaria, in ogni istante, a soddisfare l’ultima unità di domanda.
Quando ciò avviene, il costo marginale dell’energia elettrica non è più determinato dal costo del combustibile fossile impiegato nelle centrali termoelettriche, bensì dal costo di ciclaggio dei sistemi di accumulo, comprensivo delle perdite energetiche e dei costi di ammortamento dell’infrastruttura.
Il vero punto di disaccoppiamento tra elettricità e gas non è quindi una decisione amministrativa, ma il momento in cui la tecnologia marginale del sistema passa dalla turbina a gas allo storage.
In un sistema con accumuli, è quindi utile distinguere due grandezze economiche fondamentali associate al ciclo di utilizzo dello storage: il costo marginale di carica e il costo marginale di scarica.
Il costo marginale di carica corrisponde semplicemente al costo dell’energia elettrica utilizzata per caricare lo storage:
C_charge = C_elec
dove C_elec rappresenta il costo dell’energia utilizzata per la carica del sistema di accumulo, generalmente in condizioni di surplus di generazione rinnovabile e quindi con costo marginale della generazione fossile ridotto al minimo.
Quando l’energia viene restituita alla rete, il costo marginale di scarica, C_charge , deve invece tener conto sia delle perdite energetiche del ciclo di accumulo sia della degradazione del sistema di storage. In prima approssimazione esso può essere espresso come:
C_discharge = (C_elec / η) + (C_inv / N_cycles)
dove:
- C_inv è il costo di investimento del sistema di accumulo
- η è il rendimento complessivo del ciclo carica-scarica (round-trip efficiency)
- N_cycles è il numero totale di cicli di vita della batteria
In presenza di sistemi di accumulo diffusi, il mercato elettrico tende quindi a operare all’interno di una banda di variabilità del costo marginale delimitata da queste due grandezze:
Costo minimo ≈ C_charge
Costo massimo ≈ C_discharge
Pertanto, nelle ore di abbondanza di produzione rinnovabile, quando gli accumuli si caricano, il costo marginale dell’energia tende ad avvicinarsi al costo marginale delle fonti rinnovabili, generalmente molto basso. Al contrario, nelle ore di maggiore domanda, quando gli accumuli restituiscono energia alla rete, il costo marginale tende invece ad avvicinarsi al costo di scarica dello storage.
L’ampiezza della banda di variazione del costo marginale può essere espressa, in prima approssimazione, dalla seguente relazione:
ΔC ≈ C_discharge − C_charge = C_elec (1/η − 1) + (C_inv / N_cycles)
Questa relazione mette in evidenza una proprietà fondamentale dei sistemi elettrici dominati da fonti rinnovabili e sistemi di accumulo: la variabilità della produzione rinnovabile genera la volatilità dei prezzi, mentre lo storage non determina direttamente il prezzo dell’energia, ma ne delimita l’intervallo di variazione economicamente sostenibile.
In altre parole, mentre nei sistemi fuel-driven il prezzo marginale è ancorato al costo del combustibile della centrale marginale, nei sistemi renewables-and-storage driven esso tende a oscillare all’interno di una banda delimitata dal costo di carica e dal costo di scarica dell’energia accumulata.
Da questa semplice analisi risulta, inoltre, che l’ampiezza di tale banda dipende principalmente dal rendimento del ciclo di accumulo e dal costo di investimento dello storage ripartito sul numero di cicli di vita.
Quindi, in un sistema dominato da fonti rinnovabili e accumuli, il costo marginale dell’elettricità tende progressivamente a riflettere il costo di ciclaggio dell’energia piuttosto che quello del combustibile.
In aggiunta, se il sistema di accumulo è gestito in modo ottimale, cioè caricandosi nelle ore in cui il costo dell’energia è minimo e scaricandosi nelle ore di maggiore domanda, il mercato elettrico tende naturalmente a operare all’interno di una banda di variabilità del costo marginale relativamente ristretta, che rimarrà comunque influenzata dalla variabilità della produzione rinnovabile, della domanda e dai vincoli di rete, fattori che, peraltro, esistono anche in un sistema interamente fuel-driven.
In questo contesto il sistema elettrico evolve progressivamente da un regime fuel-driven, nel quale il costo dell’elettricità è determinato dal combustibile fossile utilizzato dalle centrali marginali, a un regime storage-driven, nel quale il costo marginale riflette il costo di gestione temporale dell’energia.
Il gas perde quindi progressivamente il ruolo di tecnologia marginale e il disaccoppiamento tra prezzo dell’elettricità e prezzo del gas non richiede più interventi amministrativi: esso emerge come una proprietà strutturale del sistema elettrico, nel quale lo storage non determina il prezzo dell’energia, ma ne limita l’intervallo di variazione.
Il rischio economico delle nuove infrastrutture GNL
Gli investimenti in nuove infrastrutture di rigassificazione possono generare un significativo rischio di asset non recuperabili (stranded assets), in quanto il sistema elettrico evolve verso una crescente dominanza delle fonti rinnovabili e degli accumuli.
CER, accumuli e inverter grid-forming
Le Comunità Energetiche Rinnovabili contribuiscono a ridurre congestioni locali e migliorare l’utilizzo delle infrastrutture esistenti.
Gli inverter grid-forming consentono a impianti rinnovabili e sistemi di accumulo di fornire servizi di stabilità tradizionalmente garantiti dalle macchine rotanti.
Conclusioni
La transizione energetica rappresenta una trasformazione profonda della logica economica del sistema elettrico.
Il disaccoppiamento tra prezzo dell’elettricità e prezzo del gas emerge come risultato naturale di questa evoluzione tecnologica.
L’Italia dispone delle condizioni per evolvere verso un sistema basato su fonti rinnovabili, accumuli e reti intelligenti.
