Mercato elettrico europeo: la vera riforma passa dai contratti a lungo termine

La crisi energetica del 2022 ha mostrato quanto il mercato elettrico europeo fosse esposto al prezzo del gas. Ma la vera svolta è stata la scoperta che la volatilità non è un incidente di percorso. È il nuovo equilibrio di un sistema dominato dalle fonti rinnovabili. Infatti, quando sole e vento sono abbondanti, i prezzi crollano fino a zero o diventano addirittura negativi. Quando la produzione cala, salgono rapidamente. Non è più un’anomalia ciclica: è la nuova normalità di un sistema elettrico decarbonizzato.

Questo assetto del mercato elettrico è l’oggetto del nuovo studio di Francesco Decarolis (Dipartimento di Economia e BAFFI Centre, Università Bocconi), “Reforming EU Electricity Market Design: PPAs, CfDs, and Long-Term Signals for a Renewable-Dominated System” pubblicato nella BAFFI Centre Working Paper Series. Francesco Decarolis è anche titolare della cattedra ENEL Foundation Chair in Competitiveness & Transition.

“La volatilità nei sistemi ad alto contenuto di energie rinnovabili non è un'anomalia, ma una caratteristica strutturale che deve essere gestita attraverso l'innovazione istituzionale piuttosto che soppressa con interventi ad hoc.”

Secondo Francesco Decarolis non ha senso affrontare la volatilità con misure emergenziali, bisogna governarla. In altri termini, non possiamo “calmierare” il mercato ogni volta che i prezzi oscillano, occorre progettare regole che assorbano quella volatilità.

Il mercato “spot” non basta più

Il mercato elettrico tradizionale si basa su prezzi orari determinati dall’incontro tra domanda e offerta. Questo meccanismo resta fondamentale:

“La formazione dei prezzi a breve termine rimane tuttavia indispensabile per garantire l'efficienza della distribuzione e del consumo.”

I prezzi di breve periodo servono per allocare in modo efficiente produzione, stoccaggio e consumi. Il problema è un altro: quei prezzi, sempre più instabili, non sono sufficienti a finanziare investimenti in impianti rinnovabili che richiedono capitali ingenti e orizzonti di 20 o 30 anni. Più incertezza significa costo del capitale più alto, quindi energia più cara nel lungo periodo.

PPA e CfD: due strumenti, un equilibrio delicato

Lo studio di Decarolis analizza il ruolo complementare di:

• Power Purchase Agreements (PPA): contratti bilaterali di lungo termine tra produttore e acquirente (spesso imprese energivore), che fissano prezzo e quantità.
• Contracts for Difference (CfD): contratti finanziari generalmente pubblici che garantiscono un prezzo “strike”, compensando il produttore se il prezzo di mercato scende e recuperando l’extra se sale.

I CfD sono dunque strumenti centralizzati che stabilizzano i ricavi e riducono il costo del finanziamento nei progetti assegnati tramite aste, mentre i PPA sono accordi decentralizzati che permettono al mercato di esprimere il valore effettivo dell’energia rinnovabile nel sistema. In parole semplici, i CfD offrono stabilità pubblica, i PPA rivelano il valore di mercato. Non sono alternativi, ma complementari. La vera sfida della riforma dell’Electricity Market Design (EMD), la riforma europea del disegno del mercato elettrico, è farli convivere senza che uno soffochi l’altro.

Il caso Italia: volatilità alta, opportunità altrettanto alte

L’Italia è un laboratorio naturale. Prezzi tra i più volatili d’Europa, rete congestionata, tessuto industriale dominato da piccole e medie imprese con accesso limitato al credito. Strumenti come il meccanismo FER-X (il sistema italiano di aste con Contracts for Difference per impianti rinnovabili maturi) e il Mercato PPA possono allora rafforzare la stabilità del sistema, soprattutto se accompagnati da garanzie pubbliche mirate e da una maggiore mobilitazione della domanda pubblica.

Il nodo della questione è chiaro: il problema non è “troppo mercato”, ma anzi un mercato incompleto, incapace di coprire pienamente rischi di prezzo, volume e credito.

Mercati più completi, non più regolazione

Francesco Decarolis sintetizza così la filosofia della riforma necessaria:

“Le riforme di mercato a lungo termine non dovrebbero mirare a sostituire le dinamiche di mercato con la regolamentazione, ma a rendere i mercati sufficientemente completi da consentire il raggiungimento degli obiettivi europei in materia di energia pulita.”

Se la volatilità è strutturale, la risposta non può essere né lasciar fare al mercato né sostituirlo con sussidi permanenti. Decarolis suggerisce una traiettoria più precisa: mantenere intatti i mercati orari per garantire efficienza nella produzione e nei consumi, ma affiancarli a un’architettura stabile di contratti di lungo periodo.

In pratica, questo significa tre cose. Primo: utilizzare i Contracts for Difference pubblici per una quota della nuova capacità rinnovabile, così da abbassare il costo del capitale e garantire investimenti sufficienti. Secondo: lasciare spazio ai Power Purchase Agreements privati, che permettono alle imprese di coprirsi dal rischio prezzo e al sistema di far emergere il valore reale dell’energia nelle diverse ore e zone. Terzo: coordinare aste pubbliche e mercato privato, evitando che i CfD coprano l’intera produzione e soffochino i contratti di mercato.

Decarolis sostiene quindi che in Europa servano quattro azioni: ridurre le asimmetrie informative e i problemi di valutazione che aumentano i costi di transazione dei PPA; rafforzare e rendere più mirate le garanzie pubbliche per superare i vincoli di credito, soprattutto delle PMI; usare la domanda del settore pubblico come “ancora” per attivare contratti di lungo periodo; perfezionare il disegno delle aste CfD così che il supporto pubblico e i PPA privati si rafforzino a vicenda, invece di sostituirsi o comprimersi.

L’obiettivo non è più regolazione, ma una divisione chiara dei ruoli: il mercato spot per l’efficienza di breve periodo, i contratti di lungo termine per la stabilità finanziaria.