Come le Aziende Elettriche Hanno Tratto Profitto dal Lockdown

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È il 21 marzo 2020 quando l’Italia blocca tutte le attività industriali non essenziali. Il paese si trova ad affrontare il più diffuso focolaio di covid al mondo, dopo quello in Cina. La domanda di elettricità crolla e il prezzo dell’energia segue lo stesso destino. Sembra il presagio di un anno penoso per il settore energetico.

Ma c’è chi ha passato più di un decennio usando un modello di trading sul mercato elettrico in grado di riuscire a far a guadagnare anche in giornate negative: Roberto Bracco e il suo team di power-trading presso la Repower AG, una società elettrica svizzera.

Bracco è consapevole che in un simile contesto il suo impianto di energia elettrica a gas potrebbe perdere denaro se vendesse elettricità sul mercato italiano regolare — noto come “mercato del giorno prima” — proprio perchè le transazioni di compravendita devono avvenire appunto il giorno precedente. Ma il suo impianto potrebbe potenzialmente fare molto meglio sfruttando la struttura stessa del mercato elettrico italiano.

Infatti, ogni volta che le contrattazioni “sul mercato del giorno prima” non riescono a garantire la fornitura di elettricità necessaria per una determinata area, il gestore della rete, Terna SpA, deve colmare il divario acquistando energia sul mercato secondario, quasi sempre più redditizio per le società elettriche. È, infatti, nel cosiddetto servizio di dispacciamento che l’impianto di Repower a Teverola, una cittadina famosa per la mozzarella di bufala, ha un vantaggio in termini di prezzo: è una delle tre fondamentali centrali elettriche vicino a Napoli senza le quali i partenopei rischierebbero di restare al buio.

Per Bracco la scelta è una sola: fare scomparire Teverola dal mercato regolare e offrire elettricità sul cosiddetto “mercato di dispacciamento” al prezzo di 490 euro per megawatt ora — circa 18 volte in media il prezzo del giorno prima. Terna accetta l’offerta di Teverola per 24 ore di fila e Repower ne ricava 1,88 milioni di euro, rispetto ai 100.840 euro disponibili sul mercato del “giorno prima”, in base ad un’analisi di Bloomberg News sui dati nazionali dell’elettricità. Quella che sarebbe stata una giornata di perdite sul mercato regolare, secondo Bracco, si è trasformata in un enorme guadagno. E Terna lo ha fatto pagare tutto in bolletta ai consumatori e alle aziende italiane.

Per anni, oltre una dozzina di società energetiche italiane — inclusa Enel, la più grande — hanno usato lo stesso tipo di tecnica per ottenere quel tipo di premio di dispacciamento sul mercato secondario.

Prima del Covid, le aziende solitamente incassavano di più di domenica e nei giorni festivi, quando la domanda di energia è abitualmente al minimo.

Durante il periodo del lockdown in Italia, il premio è aumentato vertiginosamente. Ogni giorno era come se fosse sempre domenica.

Dal 2018 fino alla fine del 2022, le società elettriche che hanno usato questo approccio hanno ottenuto un premio di dispacciamento di 3,9 miliardi di euro in più rispetto a quanto avrebbero ricavato vendendo energia sul “mercato del giorno prima”, secondo l’analisi di Bloomberg sui milioni di dati nazionali sul trading di energia.

Non c’è nulla di illegale in questa pratica — e Repower ed altri produttori difendono la propria strategia sostenendo che sia necessaria per evitare perdite nel mercato regolare che è spesso volatile e poco redditizio. Il mercato del giorno prima “è sempre stato il primario mercato per la vendita della produzione dell’impianto”, ha affermato Bracco in una nota in cui replica a un elenco dettagliato di domande inviate a Repower. “Se e quando la produzione non è stata venduta sul mercato dell’energia è stato solo perché la marginalità sarebbe stata negativa con ricavi insufficienti a coprire i costi di produzione”.

In effetti, in circa la metà dei casi in cui le aziende hanno riscosso un premio di dispacciamento, il mercato del giorno prima non sarebbe stato profittevole — sulla base di una formula industriale ampiamente accettata, utilizzata per determinare i costi orari di generazione delle centrali elettriche a gas. Le società coinvolte hanno detto a Bloomberg che la formula del costo di produzione non tiene conto delle altre spese che devono affrontare, come il trasporto del gas o l’utilizzo del carburante per riscaldare gli impianti. In un comunicato, Enel ha dichiarato che i suoi “costi totali di competenza” includono “sia i costi variabili che quelli fissi di gestione (ad esempio esercizio, manutenzione, ammortamenti e remunerazione del capitale)”.

Anche così, secondo quanto emerge dalle parole dei dirigenti stessi durante le conference call sui risultati trimestrali, e lo come si evince anche da semplici calcoli, i prezzi più alti del mercato del dispacciamento hanno aiutato le società elettriche a fare molto meglio che limitarsi soltanto a evitare perdite. Solo nel 2020, il premio di dispacciamento è stato pari a 1,2 miliardi di euro, ovvero il 238% in più di quanto le aziende avrebbero ricevuto in base al “prezzo del giorno prima”.

Bracco ha dichiarato che si aspettava di ottenere buoni risultati di dispacciamento durante il lockdown, ma la dimensione degli utili di Repower nel 2020 ha sorpreso anche lui. “È andato oltre le stime”, ha detto il cinquantatreenne, che indossa una maglietta blu della Lacoste e scarpe da vela, in un’intervista presso gli uffici di Repower a Milano. “Quell’anno lì è stato eclatante”.

Lo scorso anno, le autorità italiane hanno fatto un tentativo di riforma: un nuovo “capacity market”, con l’obiettivo di tagliare i costi. Terna paga ai produttori una commissione annuale per garantire le forniture, limitando i prezzi di dispacciamento a livelli collegati ai costi di produzione. I prezzi del dispacciamento sono crollati, facendo risparmiare centinaia di milioni. La brutta notizia? Nel 2022 Terna ha speso centinaia di milioni in più attraverso il nuovo capacity market, rispetto a quanto abbia risparmiato.

Nel corso di un’indagine giornalistica durata un anno, Bloomberg News ha scoperto che mentre l’Europa soffriva di un’inflazione energetica alle stelle, diverse società elettriche hanno trovato il modo di generare entrate extra, a spese dei consumatori. In Gran Bretagna, mentre alcune persone erano costrette a scegliere tra scaldare le proprie case o fare la spesa al supermercato, alcune aziende hanno ricavato milioni dedicandosi a quello che gli analisti hanno definito il “supply-gaming”; un’altra società ha migliorato i propri profitti attraverso quello che un importante politico ha descritto come un gioco di sussidi. L’esperienza dell’Italia — come si evince dallo spaccato fornito da Repower sul mondo raramente esplorato del commercio di energia — dimostra che tali manovre per fare profitti non sono né nuove né facili da realizzare.

Molto prima che l’invasione dell’Ucraina da parte della Russia nel 2022 facesse impennare i prezzi dell’energia, il mercato di dispacciamento italiano aveva lasciato i consumatori esposti a ciò che l’ente regolatore ha definito un “gioco” del mercato elettrico, a tutto vantaggio delle aziende con forte potere di mercato. Le autorità italiane hanno creato il mercato del dispacciamento due decadi orsono per far sì che un mercato libero competitivo potesse coesistere con l’imperativo di fornire elettricità in quantitativi sufficienti a coprire le esigenze del paese.

Ma lo schema era difettoso. Se i trader possono scegliere tra un’opzione che offre loro margini stretti e un’altra che può fruttare somme enormi, questo è la prova che il mercato non è perfettamente competitivo, dicono gli esperti.

In un certo senso, l’Europa non è riuscita a imparare la lezione di Enron. È noto che negli Stati Uniti, nel 2000, Enron Corp. contribuì a provocare blackout in California a causa della manipolazione del mercato elettrico, una condotta che motivò una serie di riforme. Oggigiorno nella maggior parte delle regioni americane i prezzi e la stabilità della rete vengono fissati simultaneamente come parte del mercato regolare, e le aziende con pochi concorrenti devono affrontare limiti severi su ciò che possono chiedere, secondo Lion Hirth, professore di energy policy alla Hertie School di Berlino. Spesso, al contrario, i regolatori europei usano sistemi a due fasi che separano il mercato regolare locale dai metodi che i gestori di rete usano per garantire quantitativi di elettricità sufficienti a soddisfare la domanda, come il mercato di dispacciamento italiano.

In tali mercati secondari le società di energia possono far pagare il massimo possibile al gestore di rete. Ed il gestore di rete accetterà prezzi sempre più alti se l’impianto ha troppi pochi concorrenti. “Si creano incentivi perversi per il gioco”, nel momento in cui questi mercati non operano “secondo un quadro regolatorio basato sui costi”, afferma Hirth.

Da interviste effettutate con più di una dozzina di operatori sul mercato italiano, inclusi trader, pianficatori e le loro controparti a Terna, sono emersi i dettagli di un sistema che offre vantaggi asimmetrici per i fornitori di energia. I trader sono come giocatori di scacchi che affrontano sempre lo stesso, implacabile avversario. Quando si creano determinate condizioni — bassa domanda, cattivo tempo, problemi di manuntenzione — essi possono facilmente immaginare cosa farà Terna.

Bracco sottolinea che “non c’è mai stata nessuna strategia di arbitraggio” e osserva che è Terna a decidere se serve il mercato del dispacciamento. Il dispacciamento è molto diverso dal mercato del giorno prima “per dimensione e scopo, ed è naturale che possano manifestarsi prezzi anche molto diversi tra i due”.

Terna ha dichiarato in un comunicato che l’aumento dei costi del gas nel 2022 ha limitato la possibilità di tenere i prezzi dell’energia abbordabili. Senza il nuovo sistema — che da’ anche un incentivo per le aziende a mantenere le centrali elettriche attive per la garantire la sicurezza della rete — l’inflazione legata all’energia in Italia sarebbe stata persino peggiore, secondo Terna. “Il mercato della capacità ha evitato che i costi del mercato dell’energia lievitassero ulteriormente”

Questi cambiamenti hanno impiegato anni per essere digeriti. Nel momento in cui è arrivato il lockdown, era ormai da almeni un decennio che i regolatori italiani esprimevano preoccupazioni sull’uso del mercato di dispacciamento da parte delle aziende di energia.

Le autorità Antitrust hanno condotto indagini per sospetti abusi in quel periodo su diversi operatori. Tra i primi Repower e Roberto Bracco.

Nel maggio del 2010, una gola profonda scrisse all’antitrust sostenendo che le aziende che gestivano i tre principali impianti dell’area napoletana avevano formato “un cartello volto a mantenere alti i prezzi offerti per i servizi di dispacciamento dell’energia”.

Dall’aprile di quell’anno, nessuno dei tre impianti aveva offerto energia di domenica sul mercato del giorno prima, come dimostrano i documenti dell’indagine Antitrust. Una condizione che aveva creato la necessità di ricorrere al mercato di dispacciamento — sul quale i tre operatori, puntuali come un orologio svizzero, presentavano a turno l'offerta vincente. Una domenica era la volta di Sparanise, quella dopo di Napoli Levante, quella dopo ancora di Teverola. I prezzi, rapidamente, schizzarono verso l’alto.

L’informatore sosteneva che l’organizzatore del “cartello” fosse il responsabile del trading di Repower Italia. Che, dal 2002, era Roberto Bracco. I documenti pubblici non menzionano i nomi dei dipendenti coinvolti nell’indagine, ma Bracco ne parla apertamente con Bloomberg. Tutto è iniziato “con una lettera anonima”, dice. “Chi l’ha mandata ha fatto il mio nome e quindi probabilmente era qualcuno dentro il Repower”.

Bracco nega ogni collusione con la concorrenza, ma riconosce che sotto la sua direzione Repower è diventata un player frequente sul mercato del dispacciamento. Dopo l’apertura della centrale di Teverola nel 2006, inizialmente Repower vendeva la sua energia elettrica quasi esclusivamente sul mercato del giorno prima nelle ore di punta della domanda. Ma i margini si sono ristretti durante la Grande Recessione del 2008 e del 2009, e nei fine settimana, con le fabbriche chiuse, la domanda è scesa abbastanza in basso da mandare i prezzi sotto i costi operativi di Teverola. Quindi il team di Bracco ha iniziato a rinunciare al servizio del giorno prima e a offrire solo dispacciamento. “Abbiamo tenuto l’impianto fuori” nel momento in cui l’impianto sarebbe andato in perdita, ha detto.

Più o meno nello stesso periodo, la rete italiana ha iniziato per la prima volta a collegare impianti eolici e solari, che potevano abbassare i prezzi dei generatori di gas sul mercato del giorno prima, dice Bracco. Ma poiché l’energia eolica e solare non potevano accendersi e spegnersi a comando, non potevano offrire la loro energia in modalità dispacciamento. Ben presto Repower guadagnò i suoi soldi “principalmente” con il dispacciamento e non con il mercato del giorno prima, ricorda Bracco. È completamente cambiata la funzione dell’impianto, dice Bracco.

Gli investigatori passarono al setaccio gli scambi via email e scoprirono riferimenti a contatti tra le tre società. Dopo un incontro, un impiegato di Repower inviò una email chiedendo a Bracco cosa avesse appreso dal competitor, secondo quanto accertato dall’antitrust. Bracco scherzosamente rispose: “Se ve lo dicessimo, dovremmo poi uccidervi ! (Ne parliamo…)”.

Nel giugno 2012, l’antitrust emise la sentenza: un cartello c’era in effetti stato tra aprile ad agosto del 2010. L’autorità definì le loro modalità di trading domenicale con un termine calcistico: “la tripletta”. Repower venne multata per 106.156 euro, Tirreno Power, proprietario di Napoli Levante, per 116.097 euro e l'azienda che gestiva Sparanise per €80.389 euro.

Tirreno Power definì la multa, in un comunicato, “una sanzione simbolica”, aggiungendo che i due regolatori non avevano “avviato indagini sui profili contestati né adottato provvedimenti, riconoscendo dunque che non vi fosse necessità di modificare le regole di funzionamento del mercato”. Dal proprietario di Sparanise, Axpo Holding AG, nessun commento.

Bracco sostiene che non ci sia stato alcun cartello e che Repower ha presentato un ricorso, alla fine infruttuoso, per dimostrare la propria innocenza. Inoltre, la sanzione era piccola rispetto ai danni originariamente addebitati, ha detto Bracco. Che ha definito la multa “noccioline”.

Secondo le leggi italiane e dell’Unione Europea, quando il potere di mercato di una società, in qualsiasi settore, è particolarmente ampio, le autorità possono svolgere indagini per presunto “abuso di posizione dominante”, anche per applicazione di prezzi eccessivi. L’autorità antritrust italiana se ne è avvalsa in passato nei confronti dei giganti dell’industria farmaceutica e della tecnologia, come nel caso di Google.

Nel 2016 l’autorità antitrust e l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) lo hanno utilizzato su Enel, la più grande azienda energetica italiana.

Le indagini portarono alla luce il fatto che Enel e i suoi concorrenti avevano contribuito a far impennare i costi del dispacciamento in una zona che dipende fortemente da una delle sue centrali elettriche. Nei primi sei mesi del 2016, secondo gli inquirenti, le tariffe di dispacciamento per l’area di Brindisi erano superiori di circa €320 milioni rispetto all’anno precedente.

Inizialmente Enel lasciò il suo impianto di quattro unità di Brindisi Sud fuori dal mercato del giorno prima durante i weekend. Poi fece la stessa cosa nei giorni lavorativi. Ben presto l’area subì deficit energetici giornalieri. Quando Terna si rivolse al mercato di dispacciamento, Enel era lì, ad offrire la stessa elettricità di Brindisi Sud per somme ingenti, secondo gli investigatori.

Meno di un anno dopo, Enel e i regolatori chiusero la questione senza che venisse ravvisato un illecito, a condizione che Enel limitasse la profittabilità dell’impianto, rinunciando per il futuro a più di mezzo miliardo di euro in ricavi previsti. In base all’accordo, ARERA sottopose l’impianto Enel ad un regolamentazione speciale per generatori “essenziali”, ponendo dei limiti ai prezzi che avrebbe potuto richiedere. (L’Italia al momento considera come essenziali 13 centrali connesse alla rete nazionale.)

“Da quel momento in poi l’impianto è stato ‘regolato’, cioè operativo secondo le previste regole e remunerazioni, senza più spazio per comportamenti anticompetitivi”, ARERA scrive in un comunicato.

Tuttavia, dal 2018 alla fine del 2022, Enel ha incassato molti più premi di dispacciamento di qualsiasi altra azienda. In una dichiarazione, Enel, un ex monopolista gestito dal governo che ora è posseduto per tre quarti da azionisti privati, ha affermato che “un comportamento di offerta di un impianto andrebbe più propriamente valutato confrontando i suoi ricavi complessivi con i costi totali”. Nel momento in cui la maggior parte dei produttori di energia offre il dispacciamento, “un produttore non avrebbe alcuna certezza di poter essere selezionato”, afferma Enel.

Nonostante le indagini dell’Antitrust, alla maggior parte delle centrali elettriche — quelle che non erano colluse tra loro e quelle che non erano ritenute “essenziali” — era ancora consentito utilizzare liberamente la stessa tecnica: rimanere fuori dal mercato del giorno prima, offrire energia a prezzi più alti nel mercato del dispacciamento per colmare i buchi che loro stessi avevano contribuito a creare.

Terna ed ARERA hanno continuato a cercare modi per ridurre i costi. Hanno anche dovuto affrontare un pericolo incombente: nel corso degli anni precedenti, secondo Terna, il sistema elettrico nazionale aveva subito una “forte riduzione” di forniture di energia, dovuta alla progressiva dismissione degli impianti tradizionali a combustione di carburante e alla concomitante crescita delle energie rinnovabili, che conquistavano quote di mercato. Nel lungo periodo ciò minacciava di esporre i consumatori a un rischio “inaccettabile” di blackout e carenze di forniture, ha affermato Terna.

Ecco perché Terna ha introdotto il capacity market. In quel sistema le aziende fanno un’offerta per ottenere pagamenti forfettari a fronte della garanzia di offrire forniture in qualsiasi caso. In cambio, i loro prezzi sul mercato del dispacciamento non possono mai superare un price cap determinato dal costo di produzione. I nuovi impianti che entrano in funzione ottengono pagamenti più alti, secondo Terna, cosa che incoraggia le aziende a costruire nuovi impianti e mantenere quelli vecchi.

Nel 2019, Terna tenne la sua prima “asta di capacità”, stabilendo il valore delle commissioni che ogni azienda avrebbe ricevuto. Ma il nuovo regime non divenne effettivo prima dell’inizio del 2022.

Lo stabilimento di Teverola di Repower non fece offerte. Bracco ha affermato che il nuovo mercato sembrava più adatto alle aziende più grandi con più stabilimenti. All’alba del 2020, l’approccio commerciale della sua azienda non è cambiato, ha affermato, indipendentemente dal caso di collusione di un decennio prima. Quando le prospettive di Teverola per il mercato del giorno prima erano scarse – spesso la domenica e in altri giorni di bassa domanda – lui e i suoi trader tenevano l’impianto fuori dal mercato regolare e cercavano un premium di dispacciamento.

“Per noi la vicenda antitrust è stata, come posso dire, spiacevole, ma non ha mai cambiato niente”, ha detto. “Per 10 anni, fino all’anno del Covid, era più o meno lo stesso”.

Come molte altre persone nel mondo in quel periodo, Bracco e i suoi colleghi lavoravano per lo più da casa. Per Repower, la riduzione di attività fece sì che tutti i giorni diventassero come delle domeniche, dice Bracco, e Terna è dovuta entrare sul mercato secondario più spesso. I profitti dal mercato del dispacciamento diventavano “molto, molto più forti”.

Il primo giorno dopo l’annuncio del lockdown delle attività industriale, il 22 marzo, una domenica, portò un incasso di 1,88 milioni di euro ; il lunedì ed il martedì seguenti fuorono quasi altrettanto redditizi, fruttando a Repower rispettivamente 1,6 milioni e 1,3 milioni di euro.

I tre stabilimenti del distretto di Napoli guadagnavano tutti sul mercato del dispacciamento. ARERA si rese conto di cosa stesse succedendo, al punto da pubblicare un rapporto quell’estate. Nel rapporto si individuavano gruppi di impianti di dispacciamento “essenziali” nel Sud Italia, inclusi i tre del napoletano. Questi impianti detenevano un potere di mercato combinato tale da rendere “vulnerabili” le aree servite e trasformare il mercato del dispacciamento in “un gioco ripetuto infinite volte”, dice il report di ARERA.

ARERA dichiarò in un comunicato che in base a quanto scoperto “disponeva da subito che Terna si attivasse tempestivamente per apportare al sistema di mercato tutte le modifiche procedurali”. Per incoraggiare Terna a fare le dovute correzioni, ARERA stabilì degli incentivi finanziari. Se Terna avesse ridotto i costi di dispacciamento, avrebbe ricevuto una percentuale delle cifre risparmiate sotto forma di bonus.

Il 2020 si è rivelato una manna inaspettata per le aziende del settore energetico. Nei comunicati e nelle call con gli investitori, molte società hanno indicato il dispacciamento come principale ragione di tutto questo.

Tirreno Power, proprietario di Napoli Levante, ha ammesso che le entrate dal dispacciamento hanno permesso di salvare l’annata. “A fronte di una drastica generale diminuzione di produzione, i buoni risultati raggiunti sono imputabili principalmente ai maggiori volumi delle vendite realizzate sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento”, la società ha scritto nel suo rapporto annuale.

Tirreno Power ha dichiarato in un comunicato che l’analisi di Bloomberg non prende in considerazione “la condizione reale di mercato di quel momento e, pertanto, arriva a conclusioni fondamentalmente errate”. Dal momento che la bassa domanda durante la pandemia era ampiamente soddisfatta da fonti di energia rinnovabile, gli impianti a gas erano principalmente richiesti sul mercato del dispacciamento “in condizioni eccezionali, mai sperimentate prima”, afferma la società.

Anche Repower superò le sue stesse aspettative di utile. Nel rapporto di bilancio della prima metà del 2020, la società affterma che Teverola “ha contribuito ancora una volta in modo significativo al buon risultato, ha fornito energia di bilanciamento in modo selettivo, beneficiando così della volatilità del mercato”.

Eppure, per gli italiani che hanno perso i loro mezzi di sostentamento, l’accordo ha fatto sì che le bollette elettriche non diminuissero sensibilmente, inclusi i proprietari di negozi chiusi, che hanno tenuto le luci spente per mesi. “Abbiamo vissuto tutti in una situazione di crisi e di difficoltà enorme”, ha detto Alessandra Durando, che gestisce le finanze della boutique di arredamento vintage del marito, Alain, vicino al mercato di Campo de’ Fiori a Roma. “C’è qualcuno che ha fatto business su questo?”

Il gas fluisce nell’impianto attraverso un condotto che entra in una struttura simile a un hangar, dove due turbine poste l’una accanto all’altra producono elettricità. Una serie di scale di metallo portano ad una sala controllo, uno spazio praticamente senza finestre, con quattordici computer, monitor collegati alle telecamere di sicurezza e pareti celesti. Su uno schermo c’è il programma di produzione, un altro mostra l’attività di produzione dell'impianto in tempo reale.

Nel gennaio 2022, dopo il lancio da parte di Terna del nuovo capacity market, la produzione sul mercato del dispacciamento è immediatamente crollata. “In realtà il mercato del dispacciamento è praticamente morto”, è stato il commento di Gentile.

Nella maggior parte delle giornate lo scorso anno, l’energia prodotta a Teverola è stata acquistata sul mercato regolare del giorno prima. Con il mercato di dispacciamento avvizzito, “il contributo al risultato di Teverola è ben lontano dalle attese e dai risultati degli anni precedenti”, Repower ha detto nella presentazione dei risultati finanziari del 2022. La divisione italiana della società ha chiuso in pareggio la prima metà del 2023.

ARERA ha dichiarato in un comunicato che i suoi incentivi hanno “ridotto drasticamente” il problema degli alti costi del dispacciamento, “risolvendo le problematiche che si presentavano e superando le criticità che si erano presentate negli anni precedenti”.

Eppure, nel 2022 il nuovo sistema non ha fatto risparmiare denaro ai consumatori.

I costi caricati su di loro, relativi al dispacciamento, dall’operatore di rete, sono scesi di 508 milioni di euro, a 1,92 miliardi di euro l’anno scorso. Ma i costi relativi al capacity market sono schizzati da zero a 1,2 milioni di euro. Questo significa che nel primo anno operativo, il nuovo sistema ha portato a costi netti più elevati per 692 milioni di euro, trasferiti da Terna sulle bollette degli italiani.

Terna fa notare che i nuovi limiti di prezzo sono legati al costo del gas, che è aumentato in modo significativo nel 2022 e ha fatto salire i prezzi dell’elettricità molto più in alto in tutta Europa. Ciò ha ridotto la quantità di denaro che potrebbe essere risparmiata sul mercato del dispacciamento, ha affermato Terna, aggiungendo che le migliorie sullla rete e le strategie di trading sono stati anche parte del motivo per cui i costi del dispacciamento sono scesi.

Negli anni futuri il risparmio potrebbe essere ancora maggiore. Ma il mercato della capacità non può sostituire una revisione più profonda del mercato energetico italiano, ha affermato Ettore Bompard, professore di sistemi energetici al Politecnico di Torino. “Dovrebbe essere temporaneo, a breve e medio termine”, ha detto Bompard. “A lungo termine serve qualcos’altro”, compresi gli aggiornamenti della rete che consentano di immagazzinare l’energia eolica in modo che possa supportare la rete durante i periodi di stress come fanno le centrali a gas.

In ogni caso Terna è stata premiata per i suoi sforzi. Le spese sono diminuite tanto da ricevere lo scorso anno 334,7 milioni di euro di bonus nell’ambito degli incentivi ARERA per il taglio dei costi legati al dispacciamento. Hanno alzato l’utile netto di Terna del 13,5% a 834,1 milioni di euro.

Non tutti i proventi però sono stati utilizzati per rendere più efficiente la rete elettrica nazionale. Piuttosto, il gestore ha incrementato il valore dei dividendi per gli azionisti dell’8%, portandolo a 632 milioni di euro in totale. Per quanto sia il governo a nominare l’amministratore delegato di Terna, lo stato italiano è proprietario solo del 18% della società in modo indiretto. Altri investitori possiedono il resto del capitale, circa il 10% della società appartiene in modo indiretto al governo cinese.

Sono i cittadini e le imprese italiane che, attraverso le bollette energetiche, hanno permesso a Terna di ricevere il suo bonus. Proprio come avvenuto per i costi di dispacciamento durante il lockdown che sono ricaduti sulla popolazione.