La volatilità è positiva per i trader ma negativa per le industrie e le famiglie europee, che hanno bisogno di energia a condizioni stabili e competitive per competere sui mercati globali e per il benessere nelle nostre comunità. Eppure il risultato delle normative che abbiamo introdotto negli ultimi vent’anni in Europa sono una maggiore volatilità e prezzi dell’energia che quest’inverno sono almeno 5-6 volte più alti rispetto allo scorso anno.

Le radici della crisi energetica

I problemi di oggi possono essere fatti risalire al 2008-10, come spiegheremo il 10 febbraio a Iese, la business school spagnola. La transizione energetica degli ultimi due decenni è avvenuta all’intersezione tra regolamentazione, tecnologia e fondamentali della domanda e dell’offerta, sconvolgendo il settore per sempre.

Dapprima abbiamo liberalizzato i mercati dell’energia per promuovere l’efficienza e ridurre i costi per i clienti, il che ha portato alla creazione di mercati spot che sono cresciuti mentre i contratti a lungo termine, che in precedenza avevano fissato il prezzo tra fornitori e clienti sono calati. Poi abbiamo spinto la decarbonizzazione, con un formidabile successo che è andato oltre le più ottimistiche aspettative, portando miglioramenti tecnologici tali che il costo per produrre elettricità da fonti rinnovabili è sceso del 90% e la produzione rinnovabile ha raggiunto il 20-30% della domanda in molti paesi europei.

Nel frattempo, la crisi finanziaria del 2008 ha provocato un crollo della domanda che ha portato i prezzi dell’energia ai minimi storici, poiché la minore domanda è stata coperta principalmente dalle rinnovabili. Purtroppo, ciò non si è tradotto in un effetto positivo per l’ambiente poiché le centrali elettriche a gas sono state spiazzate sul mercato da centrali a carbone più economiche.

La situazione attuale

In questo quadro, diverse utility europee sono quasi fallite e hanno dovuto ristrutturarsi profondamente. In un mercato liberalizzato in cui nessun operatore è più responsabile di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento e prezzi stabili, i contratti a lungo termine sono stati abbandonati e la contrattazione si è spostata sui mercati spot o a breve termine, più volatili ma più adatti per essere sempre allineati alle condizioni prevalenti e quindi ridurre i rischi finanziari e competitivi per gli operatori.

Tuttavia, i mercati spot sono influenzati sempre più da domanda e offerta che non sono più interne all’Europa né prevedibili. Per il gnl (gas naturale liquefatto, ndr) in particolare, il prezzo è condizionato dalla domanda in Asia, che offre prezzi più elevati e volumi in crescita meno volatili per i maggiori tassi di crescita economica, e dalle condizioni meteorologiche, che rendono il mercato altamente stagionale.

Oggi la produzione nazionale e lo stoccaggio avrebbero potuto mitigare la volatilità. Ma la produzione di gas naturale è stata ridotta per accelerare la decarbonizzazione dell’economia. Solo in Italia vent’anni fa la produzione nazionale (14 miliardi di metri cubi) copriva circa il 20% della domanda, mentre oggi una produzione di meno di 4 miliardi di metri cubi copre meno del 5% della domanda.

Nuovi progetti di stoccaggio del gas sono stati abbandonati per la mancanza di segnali di prezzo che sostenessero l’investimento. E l’incertezza dovuta al covid ha portato i clienti dei rimanenti contratti a lungo termine a nominare volumi inferiori per limitare i propri rischi a fronte di una fornitura ridotta nel 2020 e ancora imprevedibile nel 2021.

Portare avanti la transizione

Una transizione energetica della portata che l’Europa desidera non avviene dall’oggi al domani, in particolare se si vuole che sia a un costo ragionevole e con adeguati margini di sicurezza nelle forniture per gli utenti finali. E in un mercato in cui i prezzi delle commodities possono arrivare fino a valori negativi, come nel 2008-2010, occorre essere pronti anche allo scenario in cui possano aumentare ai livelli che abbiamo visto questo inverno, e che hanno portato alla fermata della produzione di alcune industrie energivore.

Questa è la realtà della transizione energetica che è stata progettata negli ultimi vent’anni, e che durerà per almeno altri due decenni. Quindi cosa possiamo fare ora?

Tra gas e geopolitica

Primo, dobbiamo accettare che i mercati delle commodities siano fortemente intercorrelati e che nessuna tecnologia da sola sia oggi la soluzione per forniture sicure, continuative e a costi contenuti. Piuttosto, dobbiamo concentrarci su un mix di tecnologie che deve essere definito dalla disponibilità geografica delle risorse e dalla loro maturità e impatto nel tempo. È importante non tagliare alcun elemento di questo mix, attraverso policies o market design, finché non abbiamo disponibile una soluzione alternativa. Il gas e le centrali nucleari esistenti, in particolare, sono necessari almeno per i prossimi due decenni.

Secondo, dobbiamo accettare che Russia ed Europa abbiano una relazione simbiotica sul gas naturale. La Russia ha le maggiori riserve e le forniture più economiche e affidabili che l’Europa possa importare. L’Europa è il mercato più grande e affidabile per il gas russo. Un conflitto in Ucraina, oltre alle conseguenze per le vite umane e le popolazioni coinvolte, renderà strutturale l’attuale crisi energetica per molti anni e dobbiamo evitare a tutti i costi una escalation.

Terzo, lo stoccaggio del gas naturale e le riserve strategiche sono l’unica assicurazione contro la volatilità dei prezzi del gas nel breve termine. Devono essere sviluppati su scala europea, con una nuova normativa e nuovi investimenti per i quali nel recente passato sono mancati adeguati segnali di prezzo e supporto politico, insieme al reverse flow sui gasdotti e allo sviluppo e integrazione delle reti elettriche.

Elettricità e stoccaggio

Nel settore elettrico si è già provveduto a introdurre meccanismi di remunerazione della capacità per fornire adeguati segnali di prezzo per installare nuova capacità di backup e ridurre la volatilità sui mercati. Lo stoccaggio attraverso batterie, di cui si parla molto oggi, è una soluzione per l’equilibrio tra domanda e offerta per una durata fino a circa 12 ore, ma non è adeguato per la sicurezza del sistema e la stabilità dei prezzi oltre questo orizzonte.

Per dare un’idea, per coprire solo il 50% della domanda settimanale tedesca prevista nel 2030 sarebbero necessari oltre 800 miliardi di euro di investimento in batterie, pari a circa 10mila euro pro capite, che si aggiungerebbero al costo dell’energia per caricarle. Per non parlare di quello che costerebbe un simile stoccaggio con un orizzonte stagionale.

Rinnovabili e biomasse

Dobbiamo massimizzare l’uso sostenibile di tutte le risorse naturali che abbiamo in Europa. Questo significa non solo il gas naturale, la cui produzione potrebbe essere facilmente aumentata (in Italia fino a 8-10 miliardi di metri cubi l’anno, ovvero circa il 10-13% della domanda) ma anche, e soprattutto, le rinnovabili. Solare ed eolico rappresentano il futuro e i PPA a lungo termine sono meccanismi utili per abbassare i costi e accelerare gli investimenti (paradossalmente, la soluzione sembra un capovolgimento dei modelli di mercato spot degli ultimi decenni).

In parallelo dobbiamo preservare la capacità degli impianti rinnovabili di cui già disponiamo. Le bioenergie, ad esempio, oggi forniscono circa il 60% dell’energia rinnovabile europea e possono essere usate per produrre biometano per decarbonizzare settori difficili da abbattere come il riscaldamento e i trasporti.

L’attuale bozza della Direttiva UE RED3 propone di chiudere dal 2027 tutti gli impianti a biomasse che producono solo energia elettrica. Questo è un grave errore: le centrali elettriche che utilizzano gli scarti dell’industria del legno e i sottoprodotti della gestione sostenibile delle foreste producono elettricità programmabile e baseload, contribuendo alla sicurezza energetica, alla stabilità dei prezzi e alla riduzione dei costi di sistema fino a 25 euro/Mwh, come ha stimato Aurora Energy Research. Inoltre contribuiscono a ridurre gli incendi boschivi e il danno idrogeologico, il cui aumento è uno dei maggiori problemi dell’ultimo decennio.

Solo in Italia la quantità di legno morto nelle nostre foreste è aumentata del 69% negli ultimi cinque anni, poiché estraiamo solo il 40% della ricrescita naturale annua e non disponiamo di risorse economiche per tenere i boschi puliti e in salute. Questo legno viene lasciato a decomporsi, rilasciando nell’aria metano con un effetto serra 85 volte superiore a quello della CO2, e in caso di incendi e di piene è responsabile ogni anno di miliardi di euro di danni.

L’utilizzo del legno per la produzione di elettricità riduce questo rischio e fornisce risorse finanziarie per una sana gestione dell’oro verde delle nostre foreste. Senza contare che chiudere gli impianti a biomasse solide che producono elettricità significherebbe, per la sola Italia, la necessità di rimpiazzare 4-5 TWh di produzione verde di elettricità, al costo di circa 40 km quadrati di terreno che dovranno essere coperti da pannelli solari.

L’autore è Executive Fellow IESE per Strategy in Energy e membro della Advisory Board presso Eucers (European Center for Climate Energy Resources) al King’s College London