Il mercato energetico unico che non c’è: il pragmatismo necessario

L’Europa manca di un reale mercato unico dell’energia, nonostante l’energia sia stato un tema centrale nel processo di integrazione europea fin dalla Comunità europea del carbone e dell’acciaio (CECA) di sessant’anni fa. Le diverse ondate di liberalizzazione non sono riuscite a sconfiggere quelli che di fatto restano monopoli nazionali e tra gli effetti principali c’è l‘aumento complessivo della bolletta energetica.

Fin dai primi anni Novanta la Commissione europea ha considerato la liberalizzazione del mercato elettrico come una assoluta priorità per la crescita del continente. Da allora ben tre diversi pacchetti per la liberalizzazione sono stati adottati, eppure le tariffe di gas ed elettricità non sono scese in media come si era auspicato.  Gli analisti stimano come meno di un terzo dei paesi UE abbiano livelli di concentrazione nel settore elettrico quantomeno “moderati”, tali da poter permettere al settore di poter operare in regime di media competizione. Ciò ha creato uno svantaggio competitivo soprattutto in settori come l’industria metallurgica, ove il costo dell’energia rappresenta circa i due quinti di tutti i costi produttivi.

Su questo sfondo, la Commissione di Bruxelles ha perseguito risolutamente l’obiettivo di fare dell’UE un leader mondiale per la transizione verso un’economia verde, con l’adozione di numerosi regolamenti e direttive per favorire la produzione di energie rinnovabili. Questa politica ha dato un notevole impulso all’industria verde, ma ha posto anche seri interrogativi. Anzitutto, data l’impossibilità di pianificare la produzione giornaliera di energia verde (essendo le rinnovabili incostanti per definizione poiché dipendenti dalle condizioni atmosferiche) è difficile garantire l’incontro fra domanda e produzione (come invece avviene con le fonti fossili), genererando così una certa volatilità sulle tariffe elettriche. In secondo luogo, il processo in corso di chiusura di varie centrali elettriche a fonti fossili o nucleari apre dei dubbi su come la domanda elettrica potrà essere soddisfatta nei prossimi anni. Per ovviare a questo potenziale problema alcuni paesi, a partire dal Regno Unito – paese da sempre leader nelle liberalizzazioni – seguito da altri come Paesi Bassi, Spagna, Irlanda, hanno iniziato ad introdurre meccanismi che remunerano gli operatori elettrici per tenere in funzione centrali elettriche a combustile fossile, che altrimenti verrebbero molto probabilmente dismesse, a patto che mettano a disposizione la capacità di generazione in orari nei quali la domanda di elettricità supera l’offerta. Tali meccanismi sono divenuti immediatamente argomento di un intenso dibattito, poiché la remunerazione si potrebbe configurare come una fattispecie di aiuto di stato (vietato dalla legislazione UE, salvo deroghe particolari). Peraltro, essendo tali centrali nelle mani di “campioni nazionali” (spesso ex monopoli statali o partecipate dai Ministeri del tesoro dei rispettivi paesi), è facile immaginare che tale meccanismo possa andare a rafforzare la posizione di gruppi che sono già, se non dominanti, molto forti nei rispettivi mercati. C’è infine il classico rischio legato a meccanismi di incentivazione nazioni non armonizzati, che tendono a concentrare gli investimenti nei paesi più generosi piuttosto che sui progetti con i business plan più efficienti.

L’effetto è naturalmente di distorcere il mercato: un problema che è stato chiaramente confermato dal crollo degli investimenti sulle energie verdi a seguito delle recenti riduzioni negli incentivi (in alcuni casi, come in Spagna, anche con tagli retroattivi) dovuti ai piani di austerità introdotti da quasi tutti i governi dell’eurozona. Com’era inevitabile, il calo ha avuto un forte impatto su tutta la filiera delle rinnovabili, dagli operatori delle centrali fino ai produttori della componentistica (come turbine eoliche, pannelli solari, etc). L’insieme di questi problemi, inoltre, causa incertezza sul mercato anche al livello delle infrastrutture di interconnessione: l’impossibilità di pianificare quali centrali saranno operative frena infatti gli investimenti, e a maggior ragione l’entrata sul mercato di nuovi operatori – rafforzando così ulteriormente le rendite di posizione.

La soluzione più complessiva a questi problemi sta probabilmente nelle misure di separazione delle società verticalmente integrate – il cosiddetto full unbundling – ma è assai improbabile che queste saranno applicate in tempi brevi. Per ora è più realistico un approccio pragmatico, basato in particolare su linee-guida più stringenti imposte dalla Commissione per mantenere gli aiuti di stato esistenti in quanto parte di un servizio pubblico, legando però le sovvenzioni non soltanto alla capacità degli impianti ma anche al reale volume di elettricità generata e alla flessibilità nell’entrare in funzione per rispondere alla domanda del mercato. Sarebbe anche opportuno che fossero ponderati per la quantità di CO2 che emettono, in modo da creare un vero level playing field fra tutti gli impianti a livello di Emission Trading Scheme (ETS) – il meccanismo per lo scambio di quote di emissione. Per quanto concerne le rinnovabili, la necessità di operare una armonizzazione a livello europeo degli incentivi è sempre più urgente: visti gli ostacoli verso ulteriori cessioni di sovranità, l’opzione più concreta è che Bruxelles proponga delle bande di oscillazione entro le quali i meccanismi potrebbero operare.

Come si vede, i limiti per un’azione coordinata e di armonizzazione sono molto stretti: rimane dunque la constatazione, a sei decenni dalla nascita della CECA, che i confini energetici affliggono ancora i consumatori europei.