Prezzi alle stelle, colli di bottiglia e il "mito" dello storage: così potrebbe essere sintetizzata l’interessantissima chiacchierata che RiEnergia fa con il Professore Fulvio Fontini, Ordinario di Economia Applicata all’Università del Salento. L'eccezionale ondata di caldo di giugno ha spinto i consumi elettrici a picchi storici, mettendo a dura prova la stabilità della rete nazionale. Un nuovo fenomeno meteorologico “estremo” e non più così eccezionale, che mette in luce le criticità che contraddistinguono il nostro sistema elettrico, che a sua volta derivano dalla struttura del mix nazionale, dall’impalcatura regolatoria e da un’infrastruttura che andrebbe ripensata per essere più resiliente.

Il caldo record del mese di giugno ha fatto impennare i consumi elettrici, trainati soprattutto dalla maggiore richiesta per il raffrescamento. Quali sono state le conseguenze dirette sui prezzi?

Determinare con precisione l’impatto di questa ondata di calore sui prezzi dell’energia non è semplice. Per farlo, dovremmo confrontare lo scenario reale con un modello ipotetico: quanto sarebbero aumentati i prezzi in un mese di giugno caldo, ma non ai livelli record che abbiamo effettivamente registrato? Un dato certo, tuttavia, lo abbiamo: la necessità di raffrescamento ha spinto i consumi a un picco storico di 57 GW nell’ora più calda della giornata. Questa eccezionale ondata di calore non ha solo spinto al rialzo i prezzi dell’elettricità, ma ha anche messo a dura prova la tenuta della rete, modificando i profili di consumo e influenzando la disponibilità stessa della risorsa.

Se è vero che a giugno cresce la domanda, è altrettanto vero che ad aumentare è anche l’offerta rinnovabile. Perché una maggiore produzione di rinnovabili a basso costo marginale non è bastata a calmierare i prezzi?

Sebbene si sia registrato un aumento della produzione da fonti rinnovabili, per un’analisi accurata bisognerebbe calcolare di quanto sarebbe cresciuto il prezzo dell’elettricità in assenza di questo incremento. Va, inoltre, chiarito che la produzione da rinnovabili non è direttamente legata all’aumento delle temperature; al contrario, il caldo estremo tende a stressare gli inverter e le reti, riducendone l’efficienza, mentre il vero fattore trainante resta l’irraggiamento solare. Spesso, poi, le ondate di calore coincidono con periodi di scarsa ventosità: l’aumento della produzione fotovoltaica ha quindi in parte compensato il calo dell’eolico, riducendo i potenziali surplus energetici.

Un terzo fattore determinante è la distribuzione geografica delle Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) in Italia. L’incremento della produzione ha interessato soprattutto le regioni meridionali, mentre il Nord ha registrato dati inferiori. A causa dei limiti strutturali della rete di trasmissione nazionale e dei relativi vincoli di congestione, l’energia in eccesso generata nelle ore di picco solare al Sud non riesce a raggiungere tutti i potenziali utenti nel resto del Paese.

Questo collo di bottiglia è confermato da due fenomeni: da un lato, i cosiddetti curtailment (ovvero la quota di energia che non può essere immessa in rete per mancanza di capacità di trasmissione); dall’altro, il crescente numero di ore in cui il prezzo dell’elettricità nelle regioni meridionali è sceso a zero.

Ciò si riallaccia a un altro aspetto.  Anche se il prezzo all’ingrosso è già zonale, alcune regioni del Sud hanno chiesto di superare il Prezzo Unico Nazionale (PUN) anche per i clienti finali, applicando direttamente la tariffazione zonale al dettaglio. Lei cosa ne pensa?

Questa è la direzione tracciata dal nuovo piano strategico dell’Autorità di regolazione. Il punto nodale è che oggi i prezzi all’ingrosso sono già differenziati per zone, ma l’utente finale non se ne accorge perché in bolletta paga il PUN (ora calcolato come PUN Index).

Tale meccanismo ha generato negli ultimi cinque anni un trasferimento economico netto dai consumatori del Sud a quelli del Nord. In passato accadeva il contrario: al Meridione c’era meno capacità di produzione termoelettrica e i forti limiti della rete di trasmissione – specialmente in Sicilia – facevano schizzare i prezzi locali verso l’alto.

Non esistono ostacoli economici all’adozione del prezzo zonale su ampia scala. La vera sfida sta nell’implementazione pratica, perché non è un processo immediato. Bisogna rinegoziare una mole enorme di contratti retail oggi indicizzati al PUN e adattare le politiche commerciali dei venditori. Tuttavia, credo che i tempi siano maturi.

Quando faremo questo passaggio, dovremo vigilare su due aspetti: in primo luogo, promuovere una reale concorrenza nel mercato retail affinché i benefici del prezzo zonale ricadano interamente sulle bollette dei cittadini e non si trasformino in extra-profitti per i fornitori; in secondo luogo, fare capire agli utenti che l’elettricità ha un valore diverso a seconda di dove si consuma, di come viene prodotta e dei vincoli fisici della rete locale.

Oggi al Sud esiste una forte resistenza all’installazione di nuovi impianti rinnovabili. Questo accade perché i territori ospitano i progetti ma i cittadini non vedono alcun riscontro economico diretto. Il prezzo zonale al dettaglio è lo strumento principale per mostrare il valore reale dell’energia prodotta localmente, aiutando a superare la sindrome NIMBY che ormai ostacola anche la transizione ecologica. Parallelamente, dobbiamo spingere su strumenti come le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER), che permettono di condividere e godere localmente dei vantaggi della generazione distribuita.

Il caldo eccessivo non si ripercuote esclusivamente sui prezzi, ma condiziona l’efficienza delle centrali termoelettriche (come quelle a gas) e dei pannelli solari che si riduce quando le temperature esterne sono troppo alte e soprattutto è la causa di ripetuti blackout a macchia d’olio nelle grandi città.  Oltre ai disagi estremi, inaccettabili in un’era che punta al tutto elettrico, questo comporta costi di manutenzione e gestione della rete sempre più frequenti. È veramente solo colpa del caldo o la rete sconta qualche inefficienza? Quali riforme strutturali o investimenti infrastrutturali sono urgenti per evitare che ogni estate diventi un’emergenza economica e sociale?

Le criticità attuali derivano in parte da una debolezza strutturale prevedibile: le reti di trasmissione e, soprattutto, quelle di distribuzione operano in regime di monopolio locale concesso in gestione. La teoria economica di base ci insegna che questo modello, unito all’attuale struttura regolatoria, offre deboli stimoli all’efficientamento dell’infrastruttura.

A questo limite regolatorio si somma l’evoluzione subita dal sistema elettrico negli ultimi vent’anni, e in particolare nell’ultimo decennio. La rete era stata originariamente progettata per un flusso unidirezionale: prelevare l’energia dalle cabine primarie e convogliarla verso gli utenti finali. Oggi, invece, deve svolgere un compito infinitamente più complesso: gestire i prosumer (soggetti che sono al contempo produttori e consumatori) e assorbire una forte volatilità dei flussi per la quale non era stata originariamente concepita.

Questa transizione è particolarmente critica nei contesti urbani o laddove la gestione della rete è economicamente svantaggiosa, rendendo gli interventi di manutenzione ed espansione estremamente complessi. In questo scenario già fragile si inseriscono le ondate di calore e i fenomeni meteorologici estremi, che evidenziano la necessità urgente di investire nella resilienza delle infrastrutture.

Ci troviamo di fronte a un vero e proprio cane che si morde la coda. L’installazione di impianti fotovoltaici domestici, da un lato, modifica positivamente i profili di consumo e produzione, ma dall’altro rende i flussi sulla rete sempre più volatili. Di conseguenza, aumenta il fabbisogno di investimenti strutturali in un settore regolato dove, sebbene sia garantito un rendimento sicuro, questo non è di mercato e non offre quindi un reale incentivo a incrementare l’efficienza complessiva del sistema.

Se giugno è stato così duro, le previsioni per luglio e agosto destano preoccupazione? Dobbiamo aspettarci un’estate di prezzi costantemente alti o il mercato ha già “prezzato” l’effetto afa nei contratti a termine?

Chiedere previsioni a un economista è sempre un rischio: la prima cosa che si impara all’università è che l’economista è colui che vi spiegherà domani perché le cose che ha previsto ieri non si sono verificate!

Battute a parte, fare previsioni in questo settore è estremamente complesso. È facile prevedere che le ondate di calore e l’instabilità delle temperature continueranno; più difficile è influire sui costi strutturali del nostro sistema energetico. In Italia, infatti, gli impianti a gas coprono ancora circa il 60% delle ore di fabbisogno. Questo scenario è destinato a cambiare, ma occorrono investimenti massicci e tempo, sia per quanto riguarda le reti di trasmissione – su cui si sta già lavorando – sia sul fronte della generazione, dove una quota sarà progressivamente affiancata dai sistemi di accumulo (storage).

Su questo punto, tuttavia, credo vi sia un’aspettativa fin troppo ottimistica. Molti vedono lo storage come una sorta di panacea. Certamente avrà un impatto sulla rimodulazione del profilo di carico – come già avviene in California grazie a grandi investimenti nello stoccaggio su larga scala – ma bisogna essere realisti. Se escludiamo i pompaggi idroelettrici, che sono fondamentali e vanno preservati il più possibile ma che scontano il limite fisico della disponibilità di acqua, il ruolo principale di accumulo spetta alle batterie.

Nel contesto italiano, le batterie sono concepite per svolgere soprattutto una funzione di bilanciamento e di peak shaving (ovvero l’arbitraggio dei prezzi: caricare quando l’energia costa poco e immettere in rete quando costa molto), che è l’attività maggiormente remunerativa. L’effetto di redistribuzione delle batterie sui prezzi complessivi sarà utile, ma non così dirompente come molti sperano o immaginano. La struttura della generazione elettrica cambierà, ma attraverso un processo graduale che richiede investimenti costanti nel tempo.