DL Bollette, il tetto al prezzo del gas taglierebbe poco il Pun

L’articolo 6 del DL Bollette promette di ridurre il Prezzo unico nazionale (PUN), ma le analisi più aggiornate indicano un effetto molto limitato.

Con un tetto al prezzo del gas a 40 €/MWh, Afry prevede un impatto inferiore a 2 €/MWh nel 2027; Icis stima un taglio di appena 0,90-1,1 €/MWh. Solo un tetto più basso, a 30 €/MWh, consentirebbe una riduzione un po’ più aggressiva: fino a 9 €/MWh secondo Afry e 7,4-8,6 €/MWh secondo Icis, aumentando però le distorsioni sugli scambi con l’estero.

Dopo i paletti europei contro la sterilizzazione dei costi ETS, Arera propone di riformulare il comma 3 (pdf) configurandolo appunto come un tetto al prezzo del gas per il termoelettrico. Il beneficio dovrebbe materializzarsi tramite offerte più basse sul mercato elettrico, ma se gli incassi sugli scambi con l’estero non bastassero a finanziare il rimborso, il resto verrebbe recuperato sui clienti finali.

La proposta di Arera riguarda due pezzi dell’articolo 6: rimborso dal 2027 di alcuni oneri di trasporto gas pagati dal termoelettrico (comma 2), e meccanismo temporaneo per i produttori a gas (comma 3), costruito sul modello del tetto iberico, applicato in Spagna e Portogallo dopo i rincari energetici seguiti all’invasione russa dell’Ucraina.

Il tetto vincolato dagli scambi

Nel disegno messo in consultazione (pdf) da Arera, il rimborso unitario ai produttori a gas sarebbe calcolato ogni giorno come differenza positiva tra il prezzo effettivo del gas e un tetto convenzionale fissato ogni mese da Terna. Gli impianti continuerebbero a comprare gas al prezzo di mercato, ma una parte del costo riconosciuto nelle offerte sul mercato elettrico sarebbe calmierata.

Arera propone due strade: un percorso prestabilito, con valore iniziale da concordare con la Commissione europea e aumenti di 5 €/MWh negli ultimi sei mesi, oppure una formula più flessibile, che corregga il tetto per il 20% dello scostamento rispetto al percorso previsto.

Il tetto non potrà essere troppo basso. Arera prevede una soglia minima per evitare che il prezzo elettrico italiano scenda oltre il differenziale storico con Francia, Austria e Slovenia nel 2024-2025. Se il prezzo italiano cala troppo rispetto a quello dei Paesi confinanti, l’Italia potrebbe infatti ridurre le importazioni o perfino aumentare le esportazioni, con effetti sugli scambi transfrontalieri. Nel caso iberico, per esempio, il meccanismo favorì più esportazioni e maggiori rendite di congestione.

Sono previste anche revisioni infra-mese se il prezzo del gas si discostasse di oltre il 20% da quello atteso o se gli impianti a ciclo aperto fossero marginali per più del 50% del tempo.

Quanto può scendere il Pun

Afry colloca l’effetto in un intervallo contenuto e molto dipendente dai parametri finali. “Il DCO non fissa ancora una cifra: tetto convenzionale e durata dipendono dalla decisione UE sugli aiuti di Stato. Il meccanismo stesso è costruito per auto-limitarsi, così da non superare il differenziale di prezzo storico con i paesi confinanti”, spiega a QualEnergia.it Andrea Zaghi, Senior Principal di Afry.

“Come Afry stimiamo un impatto fino a 9 €/MWh, pari a circa l’8%, rispetto al PUN medio 2027 nel caso aggressivo di cap sul prezzo del gas a 30 €/MWh. Nel caso più conservativo di cap sul gas a 40 €/MWh vediamo invece un impatto inferiore ai 2 €/MWh nello stesso anno”, aggiunge Zaghi.

Le stime Icis, riportate da Montel, vanno nella stessa direzione. Con un cap a 40 €/MWh, il taglio sarebbe di 0,90-1,1 €/MWh, cioè meno dell’1%. Con un tetto a 35 €/MWh, la riduzione sarebbe di 2,5-3,1 €/MWh, poco più del 2%. Solo un tetto a 30 €/MWh avrebbe un effetto più visibile, con un taglio di 7,4-8,6 €/MWh, oltre il 6%.

Una stima preliminare di Aurora Energy Research indica però un possibile effetto più ampio. “Da un’analisi preliminare basata sulle linee guida Arera stimiamo che l’impatto a ribasso sul PUN della nuova formulazione dell’articolo 6 può raggiungere fino al 16% nel 2027. Ovviamente l’impatto definitivo dipenderà dalla definizione ultima delle nuove linee guida”, spiega a QualEnergia.it Matteo Coriglioni, responsabile Italia di Aurora Energy Research.

Le simulazioni non sono direttamente sovrapponibili, perché dipendono da ipotesi diverse su cap, durata, prezzo del gas, volumi ammessi e clausole sugli scambi. La direzione, però, è comune: il nuovo meccanismo non replica la vecchia impostazione ETS, che ipotizzava rimborsi nell’ordine di 30 €/MWh.

Il vincolo sugli scambi resta una questione centrale: nello scenario Icis con tetto a 30 €/MWh, la produzione da centrali a gas aumenterebbe di 11-13 TWh, mentre le importazioni nette italiane calerebbero di un importo simile.

Se la misura abbassasse troppo il prezzo italiano, infatti, l’energia importata da Francia, Svizzera, Austria o Slovenia diventerebbe meno competitiva rispetto alla generazione nazionale a gas. In quel caso l’Italia importerebbe meno elettricità, o in alcune ore esporterebbe di più, alterando gli scambi transfrontalieri che il meccanismo europeo di market coupling dovrebbe invece preservare.

Il costo torna in bolletta

Il costo del comma 2 è già quantificato da Arera in circa 1,1 miliardi di euro l’anno di rimborsi. La relazione tecnica parlamentare stimava invece circa 700 milioni per i soli rimborsi e un impatto complessivo di 1,09 miliardi includendo oneri generali, costi di dispacciamento e minori rendite di congestione.

Per il nuovo comma 3 non c’è ancora una stima ufficiale comparabile. Il costo dipenderà da valore iniziale del tetto, durata, andamento del gas, volumi ammessi al rimborso e rendite di congestione disponibili. Anche il confronto sul comma 2 va fatto con cautela, perché il perimetro Arera include voci già in parte rimborsate.

La quota non coperta dalle rendite di congestione verrebbe recuperata tramite un corrispettivo di dispacciamento applicato ai clienti finali. Il beneficio, però, non sarebbe uguale per tutti: i clienti indicizzati al PUN Index GME avrebbero un vantaggio diretto, mentre per clienti a prezzo fisso, contratti per differenza e molti Power purchase agreement (PPA) il vantaggio sarebbe meno lineare.

Il rischio che i costi siano socializzati e i benefici concentrati “è reale e insito nel disegno: beneficio pieno e automatico solo per i clienti a prezzo variabile indicizzato al PUN; nessun beneficio diretto per prezzo fisso e PPA; beneficio indiretto, ma più contenuto, per tutti tramite minori oneri di bilanciamento. Il costo, però, secondo la proposta di Arera sarà allocato a tutti indistintamente tramite il corrispettivo di dispacciamento specifico”, ci dice l’analista di Afry.

Il nodo del trasferimento al mercato

Il punto più delicato resta il pass-through, cioè il trasferimento effettivo del rimborso nelle offerte sul Mercato del giorno prima (MGP). Arera prevede controlli ex post, restituzione dei rimborsi e sanzioni se i produttori non trasferiscono integralmente il beneficio.

L’autorità introdurrebbe inoltre un regime di conformità presuntiva: le offerte sarebbero considerate conformi se restano sotto un costo variabile standard, calcolato usando il tetto convenzionale come prezzo del gas e i rendimenti di riferimento del Capacity Market, pari a un rendimento del 56% per i cicli combinati e del 34% per gli impianti a ciclo aperto.

Michele Governatori, Esperto Senior Energia di ECCO, contesta però l’automatismo tra sconto ai produttori e riduzione del prezzo all’ingrosso. “Il fatto di fare uno sconto ai produttori non implica che il produttore faccia uno sconto sul prezzo all’ingrosso”, ha spiegato a QualEnergia.it. In un mercato non perfettamente competitivo come quello italiano, ha aggiunto, non è affatto scontato che “un regalo fatto ai generatori gas” si traduca in un PUN più basso.

Per Governatori, la misura trasferisce inoltre risorse pubbliche proprio alla tecnologia da cui il sistema dovrebbe progressivamente uscire e “danneggia la competitività di chi ha scommesso su un mix differente”. Il rischio è che il meccanismo riduca in parte il PUN nel breve periodo ma indebolisca il segnale economico per le tecnologie alternative.

Il precedente iberico mostra che un tetto al gas può comprimere il prezzo di mercato nelle ore in cui il gas è marginale. Ma come mostra questa illustrazione riportata da Maddalena Cerreto, lead expert Italy di Aurora Energy Research, c’è anche un’altra faccia del meccanismo: il costo del gas non sparisce, viene spostato fuori dal prezzo di mercato e recuperato separatamente.

Merchant, PPA e storage

Per Afry, il calo dei ricavi è immediato soprattutto sugli asset esistenti, perché comprime le rendite inframarginali. Ma il rischio principale, per i nuovi investimenti, è l’incertezza regolatoria.

“Indubbiamente ha un impatto anche sui business plan dei nuovi investimenti, ma riteniamo che l’incertezza regolatoria – parliamo tra l’altro di una misura temporanea, non ancora autorizzata dalla UE, con parametri aperti – pesi di più sulle prospettive di bancabilità dei nuovi investimenti”, spiega Zaghi.

“In altri termini, la prospettiva certa di un minor ricavo si gestisce meglio dell’incertezza costante sulle regole”, osserva il Senior Principal di Afry.

Tra le alternative meno distorsive del tetto ai prezzi, Zaghi cita i Contratti per Differenza (CfD) statali su nuove rinnovabili, interconnessioni, storage, demand response e autoconsumo dietro il contatore.

Un tetto al gas può comprimere artificialmente il prezzo all’ingrosso quando il termoelettrico fissa il prezzo marginale, ma non elimina il costo sottostante: lo trasferisce dai prezzi di mercato a un rimborso, finanziato in parte dai clienti finali.

Per ridurre stabilmente il PUN, sarebbe più efficace aumentare la quota di tecnologie che non dipendono dal gas marginale, invece di compensare il gas perché continui a fissare un prezzo più basso solo in apparenza.

The post DL Bollette, il tetto al prezzo del gas taglierebbe poco il Pun first appeared on QualEnergia.it.