Pubblicata l'edizione 2022 del rapporto O-FPE "Il mercato all'ingrosso dell'elettricità - Evoluzione di prezzi e politiche in Ticino, Svizzera ed Unione Europea".
Istituto di ricerche economiche
Anni di crisi
Gli anni tra il 2020 e il 2022 hanno messo a dura prova il sistema elettrico svizzero e, più in generale, il sistema energetico europeo, richiedendo una serie di misure di gestione dell’emergenza e di assestamento per il medio periodo da parte dei policy maker in Svizzera e nell’Unione Europea.
Torna alla ribalta il problema della scarsità
Sul fronte delle quantità, il 2022 ha visto tornare prepotentemente alla ribalta il tema della scarsità di energia, legata non solo alla grande siccità che ha compromesso le produzioni dell’idroelettrico in Europa e alla debolezza della flotta nucleare francese, ma anche e soprattutto al rischio concreto di un’interruzione delle forniture di gas – con ovvie conseguenze sulla generazione termoelettrica - per via del conflitto tra Russia e Ucraina e di un equilibrio del mercato globale del gas, decisamente sfavorevole agli importatori.
I prezzi dell’elettricità dal minimo al massimo in tre anni
Sul fronte dei prezzi, dopo i minimi storici toccati nel 2020, le quotazioni dell’elettricità e delle altre commodity energetiche in Svizzera e nel resto d’Europa hanno affrontato un veloce recupero, culminato nell’estate 2022 con una serie di record, seguiti in autunno da una stabilizzazione su livelli comunque molto elevati rispetto al passato. Nel dettaglio, il prezzo dell’elettricità in Svizzera è passato dai 34.0 EUR/MWh del 2020 ai 100.6 EUR/MWh del 2021 fino ai 298.8 EUR/MWh dei primi undici mesi del 2022, con un picco a ben 487.6 EUR/MWh ad agosto e un successivo calo fino a 219.1 EUR/MWh a novembre. Le principali borse elettriche europee hanno seguito da vicino questa dinamica, con il mercato tedesco leggermente al ribasso e il mercato italiano lievemente al rialzo rispetto alla Svizzera.
Prezzi alle stelle per gas, carbone ed EUA; il petrolio cresce meno
La crescita del prezzo dell’elettricità nel 2022 è stata trainata principalmente dai prezzi del gas: da un lato, il costo di questa commodity è aumentato vertiginosamente; dall’altro, la generazione a gas ha spesso fatto da buffer rispetto agli ammanchi della generazione idroelettrica e del nucleare. Le quotazioni a pronti al TTF olandese, il mercato del gas più liquido del continente, sono passate dai circa 10 EUR/MWh del 2020 a circa 46 EUR/MWh nel 2021 e 123.5 EUR/MWh nei primi undici mesi del 2022, con un picco oltre i 230 EUR/MWh in media mensile nel mese di agosto e un ritorno sotto i 100 EUR/MWh tra ottobre e novembre. Nello stesso periodo il carbone è passato dai 50 USD/MT del 2020 ai 117.7 USD/MT del 2021 e ai 292.0 USD/MT del periodo gennaio-novembre 2022; un aumento notevole, ma comunque minore rispetto a quello del gas. Il petrolio ha visto invece una crescita più contenuta, dai 41.6 USD/bbl del 2020 ai 70.7 USD/bbl del 2021 fino ai 105.5 USD/bbl dei primi undici mesi del 2022. Il prezzo dei permessi di emissione (EUA) è quadruplicato in soli tre anni, passando dai 23.5 EUR/MT del 2020 ai 53.1 EUR/MT del 2021 e ai 79.3 EUR/MT del periodo gennaio-novembre 2022, comunque non sufficienti a innescare il coal-to-gas switch, dato il livello vertiginoso del costo del gas.
Le cause della crisi: sotto-investimento e guerra
La crescita generalizzata dei prezzi delle commodity energetiche è legata alla ripresa della domanda globale, soprattutto asiatica, dopo l’allentamento delle restrizioni legate alla pandemia, a fronte anni di sotto-investimento nelle infrastrutture energetiche fossili e rinnovabili. Nel caso del gas l’aumento è stato particolarmente marcato in Europa dopo lo scoppio della guerra in Ucraina per il graduale venir meno di una grossa parte delle forniture dalla Russia, che prima assommavano al 50% circa per un continente dipendente dalle importazioni per circa l’80% dei consumi. Nella primavera ed estate 2022, infatti, Gazprom ha progressivamente azzerato l’export lungo i gasdotti Yamal e Nord Stream 1 e ridotto i flussi attraverso il gasdotto ucraino. Solo la disponibilità di carichi di GNL, acquistati a caro prezzo sul mercato internazionale, ha permesso di ripristinare le scorte invernali ed evitare il razionamento o l’interruzione dell’offerta.
La reazione delle istituzioni svizzere e comunitarie
Le istituzioni svizzere ed europee hanno reagito alla crisi dell’offerta con una serie di misure di emergenza, finalizzate in primo luogo a evitare interruzioni fisiche, in secondo luogo a mitigare gli aumenti dei prezzi e il loro impatto su consumatori e imprese. La Confederazione ha introdotto già in primavera un credito da 10 miliardi di CHF per fornire liquidità alle imprese elettriche di rilevanza sistemica, per evitare che eventuali problemi di liquidità legati agli alti costi di accesso alle borse dell’energia ne bloccassero l’operatività. Nel corso dell’estate ha poi introdotto un obbligo di costituzione di scorte di gas all’estero e di stipula di contratti di opzione per la consegna di gas non russo nell’inverno 2022/2023, promosso la costituzione di capacità di generazione di riserva, incentivato il risparmio di energia presso i cittadini e le imprese e iniziato a riflettere sulle eventuali strategie di razionamento. In autunno è stata inoltre approvata l’”offensiva solare”, una norma che richiede l’installazione di pannelli fotovoltaici sugli edifici pubblici e promuove la realizzazione di nuovi parchi fotovoltaici sulle Alpi. Anche la Commissione Europea si è mossa su una linea analoga, pubblicando tra marzo e maggio 2022 il piano REPower EU, una serie di misure di contenimento dei consumi e promozione delle fonti rinnovabili che, accelerando la transizione energetica rispetto al pacchetto Fit for 55, si propongono di ridurre quanto prima la dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili di provenienza russa. REPower EU è stato accompagnato da altre misure: un obbligo di riempimento degli stoccaggi all’’80% al 1° novembre 2022 (obiettivo raggiunto e ampiamente superato) e al 90% al 1° novembre 2023, una richiesta di contenere i consumi invernali di gas del 15% rispetto al quinquennio precedente, ed infine un cap dinamico al prezzo del gas, introdotto nonostante un certo scetticismo di molti osservatori per mitigare l’impatto della crisi sulle bollette dei consumatori finali.
Le incognite del 2023 e le strategie per affrontare il futuro
Nonostante sia la Confederazione, sia l’Unione Europea abbiano reagito prontamente alla crisi e intrapreso un “soft path” di decarbonizzazione più spinta per evitare il ripetersi di simili eventi in futuro, le prospettive per il 2023 riservano ancora molte incognite, soprattutto per quanto riguarda le dinamiche del mercato del gas. Le condizioni meteorologiche avranno un grosso influsso sulla domanda di gas a fini di riscaldamento e di generazione di elettricità, e dunque sugli stessi prezzi del gas e dell’elettricità. La domanda di gas dell’industria ha visto finora una marcata riduzione pur a fronte di livelli di output quasi inalterati, ma è probabile che i margini di efficienza siano vicini all’esaurimento e non è chiaro quali proporzioni potrebbe assumere un eventuale rimbalzo dei prelievi. Anche la continuità delle forniture russe è soggetta a una grande incertezza, data l’imprevedibilità che caratterizza i contesti di guerra. Il mercato del GNL, infine, sarà condizionato dall’evoluzione della domanda cinese, per la quale si attente un rimbalzo, ma con tempi ed entità ancora incerti. L’evoluzione dello scenario del mercato all’ingrosso dell’elettricità in Svizzera e nel Canton Ticino sarà probabilmente determinata in larga misura da eventi di rilevanza europea o globale, su cui gli operatori nazionali e cantonali potranno incidere solo marginalmente. Proseguire e accelerare nell’efficienza energetica, nell’investimento nelle fonti rinnovabili e nell’innovazione, nel solco segnato già da alcuni anni, è probabilmente la strada migliore per garantire la sicurezza e la sostenibilità economica ed ecologica delle forniture nel breve, medio e lungo periodo.