vademecum per le aste rinnovabili

Con l’approssimarsi di un periodo denso di gare per l’assegnazione di contratti per differenze (CfD) a due vie per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili come previsto nei decreti Fer2 e FerX proponiamo un breve vademecum utile a inquadrare e valutare i risultati delle aste: volumi e scadenze, impatti previsti sulle bollette.

Si sta avvicinando un periodo denso di gare per l’assegnazione di contratti per differenze (CfD) a due vie per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Un breve vademecum potrebbe essere di aiuto a inquadrare e valutare i risultati delle aste. Due distinti decreti ministeriali hanno ricevuto il via libera da Bruxelles nel corso del 2024. Di uno di questi, denominato Fer2 e che si riferisce alle fonti rinnovabili le cui tecnologie non sono ritenute ancora mature, è stato appena ufficializzato il primo bando di gara per impianti a biogas. Del secondo, che è chiamato dagli addetti ai lavori FerX, è imminente la pubblicazione in Gazzetta Ufficiale dopo aver ricevuto il benestare della Commissione europea.

Fer2 e FerX, volumi e scadenze

Nel decreto Fer2 sono elencati, distinti per fonte e tecnologia, i vari contingenti di potenza disponibili, che saranno assegnati da qui al 2028. Si tratta complessivamente di 4,59 GW di nuova capacità, di cui ben 3,8 GW di eolico offshore (vedi tabella).

Il decreto FerX, invece, riguarda un contingente complessivo di potenza molto maggiore, pari a 14,65 GW che sono quasi interamente riservati a fotovoltaico ed eolico onshore, e che dovrebbero in teoria essere assegnati in un solo anno, il 2025 (vedi tabella).

L’impatto previsto sulle bollette

Nella documentazione fornita a Bruxelles è inclusa una previsione dei costi che ricadranno sulle bollette. Il decreto Fer2 dovrebbe costare a regime – cioè una volta che tutti gli impianti siano realizzati – 1,85 miliardi di euro all’anno, per un totale di 35,3 miliardi da erogare durante la vita utile degli impianti.

La previsione dei costi a carico delle bollette riferibili al decreto FerX è decisamente inferiore: 490 milioni di euro all’anno, per un totale di 9,7 miliardi di euro. La differenza scaturisce soprattutto dalla previsione dei prezzi di esercizio (strike price) per i CfD a due vie, che sono molto più alte nel decreto Fer2. A tale riguardo, è sufficiente confrontare qui sotto la colonna Tariffa del decreto Fer2 con la colonna Prezzo di esercizio del decreto FerX. A questo si aggiunge il fatto che la durata del periodo di incentivazione per alcune fonti e tecnologie incluse nel decreto Fer2, in primis l’eolico offshore, si estende a 25 anni, contro i 20 anni del FerX.

Ovviamente, il calcolo dell’impatto previsto sulle bollette richiede molte altre assunzioni, la principale delle quali è il prezzo “rilevante” (reference price) dell’energia elettrica inserito nel CfD a due vie.

Stranamente nella documentazione inviata alla Commissione sono stati indicati prezzi diversi: 60 €/MWh per il Fer2 e 70 €/MWh per il FerX.

Prezzi: lo strike price e il reference price

Il funzionamento dei CfD ruota intorno a due prezzi: lo strike price, che è il compenso fisso e garantito per i kWh prodotti dall’impianto ed è determinato tramite gara, e il reference price, che rappresenta la valorizzazione ottenuta sul mercato per l’energia elettrica prodotta.

Il CfD nella versione a due vie è lo strumento di incentivazione preferito dopo l’aumento dei prezzi energetici innescato dal conflitto tra Russia e Ucraina. In questa versione, il contratto non garantisce solo una compensazione al produttore quando il reference price del mercato è inferiore allo strike price del suo CfD, ma prevede anche in modo speculare che il produttore debba restituire l’eventuale differenza positiva tra i due prezzi, con un conseguente alleggerimento delle bollette.

L’atteso forte incremento delle produzioni da fonti rinnovabili che godono di incentivi di questo tipo pone con una certa urgenza il problema di contrastare l’impatto di alcuni fenomeni negativi, come il produce and forget, che rende più complicato il dispacciamento, e la cannibalizzazione dei prezzi che, provocando una sistematica riduzione del reference price, comporta un aumento degli esborsi in bolletta.

Come scrissi lo scorso anno sul trimestrale ENERGIA 4.23, per contrastare questi fenomeni è necessario modificare i contratti, soprattutto con riferimento alla produzione da remunerare e alla determinazione del reference price. Modifiche difficili e delicate da adottare anche per le reazioni non facili da prevedere dei potenziali investitori. Di converso, la loro efficacia nel contrasto di questi fenomeni sarebbe apprezzata solo a distanza di anni, dopo l’entrata in servizio degli impianti.

Nella consultazione pubblicata lo scorso anno dal Mase erano contenute modifiche significative ai contratti che non sono state inserite nel testo finale, dove si rimanda a una successiva “piena approvazione di una disciplina di sostegno delle fonti rinnovabili mature che contenga tutte le rilevanti innovazioni poste in consultazione”.  Per ora, e almeno fino al 31 dicembre 2025, si procede in continuità con il passato. Il prezzo del mercato all’ingrosso del giorno prima sarà il reference price e la valorizzazione della produzione dell’impianto avverrà in base ai prezzi zonali vigenti nei periodi in cui essa è immessa in rete.

Le patch introdotte riguardano, come espresso nel parere Arera del 4 giugno 2024, “il pagamento del prezzo di aggiudicazione sulla base della producibilità (anziché dell’effettiva immissione) nei casi di impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini impartiti dai gestori delle reti o in esito a ordini di dispacciamento disposti da Terna sul MB e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento; (..) inoltre, vi sono anche disposizioni funzionali a disincentivare l’offerta della capacità contrattualizzata nelle ore in cui i prezzi del MGP sono nulli o negativi (nelle quali il giorno prima si stima un eccesso di produzione)” (corsivo nostro).

Per valutare l’efficacia di queste patch dovremo aspettare che gli impianti siano realizzati e inizino a produrre. Occorrerà, poi, attendere altri 20 anni per capire come avverrà la regolazione differita alla fine del periodo di incentivazione dei pagamenti relativi a tagli di produzione, e come si farà sì che il“diritto al meccanismo di supporto sia calcolato al netto delle ore totali in cui si è registrata la sospensione dei pagamenti”(corsivo nostro).

Gare: un confronto competitivo?

Ricordando che il decreto FerX sarà presumibilmente riproposto verso la fine del 2025 con le necessarie integrazioni e gli eventuali miglioramenti, nei prossimi mesi si potrà valutare il lavoro fatto dal Mase osservando l’esito delle gare, per quel che riguarda:

• il livello di partecipazione;
• i ribassi offerti dai partecipanti rispetto ai prezzi di esercizio (o tariffe che dir si voglia);
• la capacità messa a gara e quella assegnata;
• la localizzazione degli impianti selezionati.

Sotto quest’ultimo aspetto, Arera aveva apprezzato che la bozza iniziale del decreto FerX prevedesse: “l’introduzione di coefficienti differenziati territorialmente da applicare al prezzo offerto” per i potenziali benefici sullo sviluppo equilibrato del sistema elettrico. Sebbene anche questa modifica sia sparita dal testo finale, per gli impianti fotovoltaici sono previsti fattori di correzione ai prezzi di aggiudicazione che potrebbero in qualche misura favorire nelle procedure competitive i siti collocati in zone geografiche con livelli di insolazione meno favorevoli.

Prima di descrivere gli elementi innovativi delle procedure competitive, ricordo che secondo il decreto potranno partecipare alle gare impianti di potenza superiore a 1 MW che siano in possesso delle autorizzazioni richieste per la costruzione e l’esercizio dell’impianto. Secondo quanto affermato da un esperto in un recente convegno, i progetti autorizzati che devono ancora avviare la costruzione, probabilmente perché erano in attesa della pubblicazione del decreto FerX, avrebbero una potenza pari a 17 GW, che non è così superiore ai quantitativi che dovrebbero essere messi a gara nei prossimi 12 mesi.  Un quantitativo che corrisponde a circa un ventesimo del totale della potenza degli impianti per i quali è stata presentata richiesta di connessione, come si può verificare all’apposito link di Terna in costante aggiornamento.

Considerato che un ambiente più competitivo stimola le offerte al ribasso e che tale ambiente si determina quando l’insieme di richieste ammesse alla gara assomma una potenza superiore a quella bandita, il decreto FerX introduce come si è accennato sopra alcune novità. Premesso che molti dettagli cruciali saranno definiti nei provvedimenti attuativi e che difficilmente si svolgeranno più di due gare nel corso del 2025, l’obiettivo di gare all’insegna del confronto competitivo è perseguito attraverso due strade:

a) commisurare i contingenti da assegnare in ciascuna gara all’offerta che vi intende partecipare;
b) commisurare la potenza effettivamente assegnata ai ribassi offerti.

Per quanto riguarda la prima strada, chi intende partecipare a una determinata gara dovrà prima di tutto presentare in anticipo una manifestazione di interesse. Ed è anche sulla base di esse che Terna e il Gse dovranno costruire una curva della domanda di potenza come quella mostrata in figura, dove i prezzi di esercizio superiore e inferiore sono quelli indicati nella tabella riprodotta sotto la figura.

Dalla curva di domanda è evidente che la capacità effettivamente assegnata nell’intervallo compreso tra i contingenti minimo e massimo stabiliti da Terna e Gse dipenderà dai prezzi offerti.

Altro fattore che dovrebbe spronare il confronto competitivo è il rischio di esclusione dalle gare che pende sulle offerte a prezzi elevati. Il meccanismo scatterà qualora il Gse dovesse verificare che la potenza delle offerte caratterizzate da un prezzo inferiore al prezzo di esercizio non sia almeno pari al contingente di potenza oggetto della specifica gara incrementato del 5%, e riguarderà una potenza equivalente al 5% della potenza complessivamente presentata.

In aggiunta a questo è stabilito che non si potrà partecipare a più di tre gare. Ovviamente, si assicura che questo punto sarà confermato anche nel prossimo decreto.

Conclusioni: dal salasso Fer2 ai margini di aggiustamento del FerX

Il prezzo finale di aggiudicazione sarà sempre e fortemente condizionato anche dalla base d’asta di partenza. Una base d’asta troppo bassa rischia di mandare deserta la gara, come è successo nel Regno Unito all’eolico offshore nel novembre del 2023. Una base d’asta generosa certamente attira partecipanti ma rischia anche di determinare un pesante salasso per le bollette se il confronto competitivo non si accende. Con il decreto FerX il Mase sta cercando di trovare un equilibrio, tenendosi dei margini per aggiustamenti in corso d’opera sui prezzi di esercizio e sui quantitativi messi a gara e assegnati. Ci sarà poi spazio nel prossimo decreto per aggiustamenti più sostanziali che guardino oltre l’esito delle singole gare.

Peccato che nel decreto Fer2 non si trovino gli stessi margini di aggiustamento, soprattutto per quello che riguarda l’eolico offshore. Il problema non è solo il livello della tariffa iniziale di 180 €/MWh, che è decisamente più alto dei prezzi mediamente riconosciuti in altri Paesi dove si stanno sviluppando campi offshore e dove, va subito precisato, anche le condizioni di ventosità sono decisamente migliori. Il problema sono anche, e direi soprattutto, i 3,8 GW di potenza da assegnare nei prossimi 3-4 anni, che mi sembra un volume insolitamente elevato per una tecnologia ritenuta ancora non matura.

Così come non sono tipici delle tecnologie non mature i numeri sottoposti dalle autorità italiane alla Commissione europea che farebbero prevedere gare molto affollate. Il potenziale nazionale dell’eolico offshore sarebbe superiore ai 200 GW, a cui avrebbero fatto seguito manifestazioni di interesse e richieste di connessione a Terna tali per cui “the expected capacity that will be offered by bidders exceeds 100 GW”.  

Posto che ci sarebbe un’enorme offerta in trepidante attesa dei bandi di gara sono in altrettanto trepidante attesa di scoprire come verrà spalmato il contingente dei 3,8 GW nei prossimi 3-4 anni per rendere più acceso il confronto competitivo, e sarei anche molto curioso di sapere qual è l’entità -minima – dei ribassi che il Mase si aspetta per le gare dell’eolico offshore.

Non vorrei davvero rivivere esperienze già vissute nel passato (e per cui rimando al mio articolo Nuovi incentivi e vecchie bollette pubblicato sul numero 2 di ENERGIA del 2012).

Giovanni Goldoni, Università di Verona e Comitato scientifico ENERGIA

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