di Federico Santi



Alle ore 20.25 di mercoledì 21/12/1983 faceva il suo ingresso nel panorama televisivo italiano il gioco a premi OK, il prezzo è giusto!, condotto dal compianto Gigi Sabani. Il format originale The Price is Right, comparso per la prima volta sulla NBC il 26/11/1956, è uno dei più venduti nella storia della televisione. Magari non vincerebbe un Telegatto – come OK, il prezzo è giusto! nel 1984 – ma chi fosse oggi in grado di indovinare il giusto incentivo per un impianto a fonti rinnovabili potrebbe comunque vincere… l’asta.

Già, perché, strano a dirsi, dal 2015 gli incentivi per gli impianti a fonti rinnovabili di taglia superiore ai 5 MW andranno nientemeno che all’asta! Peccato che Gigi Sabani di lassù non possa lanciare un Apriti, sesamo! e scoprire dietro il sipario una sfilza di moduli fotovoltaici, pale eoliche e cippati col misterioso cartellino del prezzo da indovinare. Speriamo almeno che i banditori abbiano un aplomb britannico, alla Sotheby’s o Christie’s…
Cerchiamo di capire questo vezzo del legislatore, che ha scelto siffatta trovata apparentemente folkloristica per abbandonare strumenti di mercato evidentemente ritenuti fallimentari come i Certificati Verdi. Intanto, a giudicare dai MW realizzati e incentivati, il presunto fallimento dei Certificati Verdi non sembra affatto un fallimento. Semmai, i CV avranno distorsivamente iper-incentivato l’eolico e sotto-incentivato altre interessanti fonti rinnovabili, che ne hanno molto sofferto. I CV sono stati modificati nel tempo e potrebbero ancora essere migliorati notevolmente. Ma il guaio è ab origine: non li si è mai accettati come meccanismi di mercato; si è sempre fortissimamente voluto un “piano B” per tutte le circostanze (prezzo dei CV GRTN – ei’ fu… – collegato nientemeno che al CIP6; prezzo dei CV GSE a 180 €/MWh meno il PUN; prezzo prefissato di riacquisto nel caso, non sia mai!, di overcapacity; domanda accuratamente imposta governativamente; eccetera). Si è voluto nascondere dietro un meccanismo di mercato il più spinto dirigismo: con una domanda prefissata, un prezzo “amministrato” in caso di scarsità di offerta e uno in caso di scarsità di domanda, che razza di mercato è?!? Nessuno lo ha voluto, tanto vale eliminarlo questo finto mercato dei Certificati Verdi. D’accordo. Non parliamo però di fallimento del meccanismo, diciamo piuttosto che siamo allergici al mercato.

Guardiamoci allo specchio e constatiamo che abbiamo in odio qualsiasi forma di mercato, di concorrenza e di ottimizzazione, tutti, dal più piccolo al più grande (too big to fail…). È inutile cambiare meccanismo, bisogna prima deciderci: mercato o non mercato, questo è il problema. Siano Certificati Verdi o siano aste, qualunque meccanismo market-based fallirà inesorabilmente se non si vuole un mercato, mentre avrà successo se lo si vuole. Saltellare continuamente da un meccanismo all’altro per nascondere ipocritamente l’allergia alle regole del mercato, talvolta spietate, non fa che indebolire il settore scoraggiando gli investimenti, in un’esagerata instabilità del quadro regolatorio.

Ora ci riproviamo con le aste, con gli incentivi alla OK, il prezzo è giusto!. L’asta è tradizionalmente il più diretto meccanismo di mercato che si conosca. Bisognerà certo capire come saranno organizzate: analogamente a quanto accaduto per i CV, anche per le aste il successo o il fallimento dipendono fortemente dalla modalità applicativa del meccanismo. Fatto sta che la scelta fatta indica un netto balzo in avanti nella direzione del mercato. Speriamo che vi sia la consapevolezza di questo e che non si comincino a ricercare sotterfugi di ogni genere per eludere gli effetti ottimizzanti che un buon mercato è in grado di recare, i quali possono certamente essere difficili da digerire per alcuni operatori in talune circostanze.
In teoria non sarebbe indispensabile che gli incentivi alle rinnovabili fossero erogati con meccanismi basati sul mercato, si potrebbe anche pensare a meccanismi più semplici come il Conto Energia (previsto per gli impianti a FER di taglia compresa tra 1 MW e 5 MW), la Tariffa Omnicomprensiva (prevista per gli impianti inferiori al MW) o il riconoscimento del costo evitato (stile CIP6/92). Tanto più che in Italia gli impianti a fonti rinnovabili hanno priorità di dispacciamento e sono quindi del tutto fuori dal mercato elettrico, almeno per il momento.

Ma qual è la ragione ultima dell’incentivazione degli impianti a fonti rinnovabili e quale deve essere quindi il giusto incentivo? Gli impianti a fonti rinnovabili devono essere incentivati perché:

1) ne hanno bisogno, non essendo competitivi con gli impianti a fonti fossili;
2) è bene che si diffondano massicciamente nonostante non siano competitivi, in quanto:
....a. sostituendo le fonti fossili, evitano l’emissione di inquinanti vari e di gas serra;
....b. evitando l’importazione di fonti fossili, aumentano la sicurezza degli approvvigionamenti;
....c. riducono la bolletta energetica, trasferendo risorse dalla spesa corrente agli investimenti;
....d. favoriscono la genesi e lo sviluppo di un’industria, con creazione di posti di lavoro.

In altri termini, gli incentivi alle fonti rinnovabili compensano le esternalità delle fonti fossili, cioè il valore economico dei danni ambientali di diversa natura causati dalle fonti fossili, del rischio legato all’approvvigionamento di energia primaria, degli effetti del trasferimento di enormi flussi di denaro all’estero per l’acquisto di materie prime e commodity energetiche. Da questo punto di vista, l’incentivo dovrebbedovrebbe essere commisurato all’entità delle esternalità evitate.
Ma c’è ben altro. C’è – ed è il punto fondamentale – che i costi degli impianti a fonti rinnovabili diminuiscono in proporzione al grado di diffusione degli stessi, cioè in proporzione al volume di tecnologia prodotta. Infatti, la gran parte del costo marginale di produzione degli impianti a fonti rinnovabili è dovuta al costo di investimento, a sua volta dovuto al costo della tecnologia. L’apprendimento tecnologico, come succede ad esempio nell’elettronica, comporta una continua riduzione dei costi proporzionale alla diffusione della tecnologia. Questo succede in misura molto ridotta agli impianti a fonti fossili, dato che la gran parte del loro costo marginale di produzione non è dovuta alla tecnologia, bensì al prezzo della fonte fossile utilizzata – il quale, ahimè, dipende più o meno dal prezzo del greggio, secondo ben note logiche che poco o nulla hanno a che vedere coi costi di produzione della fonte stessa. Dunque, incentivare le fonti rinnovabili ne può aumentare la competitività, allorquando ne aumenta la diffusione e ne riduce di conseguenza i costi tecnologici grazie all’effetto apprendimento (learning curve). Se, a forza di aumentare volumi, i costi si riducono fino alla competitività con le fonti fossili (magari includendo anche le relative esternalità) è fatta: la tecnologia raggiunge un tale grado di maturazione da non richiedere più alcun incentivo.

Ecco, allora, il principio per definire l’incentivo corretto, che deve essere tale da coprire la differenza tra il prezzo delle fonti fossili e il costo di produzione delle fonti rinnovabili. In formule, se chiamiamo LRMC (Long Run Marginal Cost) il costo marginale di lungo periodo di un impianto a fonti rinnovabili – che comprende tutti i costi di investimento, esercizio e manutenzione espressi in euro al megawattora (€/MWh) – e PUN il prezzo unico nazionale che si forma sul mercato elettrico, sempre espresso in €/MWh, il corretto valore dell’incentivo da assegnare all’impianto a fonti rinnovabili tal dei tali (indicato con la lettera “k”) è pari alla differenza (LRMCk – PUN), espressa in €/MWh. Ad esempio, un impianto eolico che costi complessivamente 1,5 M€/MW, lavori l’equivalente di 1.800 h/anno a piena potenza, abbia una durata di vita convenzionalmente di 15 anni e un costo di O&M nell’ordine dei 35 €/MWh, finanziato con un rapporto debt/equity 60/40 avrebbe un LRMC pari a circa 145 €/MWh; se il PUN medio fosse ad esempio 75 €/ MWh, l’incentivo corretto sarebbe circa 70 €/MWh. Il conto è grossolano ma rende bene l’idea.

Per confronto, un fotovoltaico di pari costo di investimento, che lavori mediamente 1.200 ore/anno equivalenti per 20 anni con un costo O&M di 50 €/MWh, finanziato con leva dell’80% avrebbe un LRMC di circa 200 €/MWh, che confrontato col PUN suddetto dovrebbe essere correttamente incentivato con circa 125 €/MWh.

Invero, questa formula non include le esternalità nel prezzo delle fonti fossili, rappresentato dal PUN. Tuttavia, è molto difficile definire un valore quantitativo per le esternalità (rimando ad esempio al vecchio e corposo studio Extern-E della Commissione europea per le esternalità ambientali, ma non sono le uniche che andrebbero considerate). Per avere un riferimento davvero molto grossolano, si può stimare dalla letteratura un discutibilissimo valore complessivo delle esternalità di circa 15 €/MWh (non chiedetemi perché, atto di fede…). Al di là del significato e della precisione del numero, sarebbe corretto per tenere in qualche modo conto delle esternalità correggere la formula suddetta aggiungendo semplicemente all’incentivo minimo con essa calcolato un valore delle esternalità di 15 €/MWh (o quello che volete voi, parliamone).
Quindi la formuletta diventerebbe: Incentivo k = (LRMCk – PUN + 15) [€/MWh]. Ecco che i due incentivi suddetti per gli impianti eolico e fotovoltaico rispettivamente presi ad esempio, diventerebbero 85 €/MWh per l’eolico e 140 €/MWh per il fotovoltaico. Sono numerelli che agli addetti ai lavori dovrebbero suonare familiari.

Presa per buona questa formula di OK, l’incentivo è giusto, c’è da evidenziare due aspetti. Il primo è che la dinamica del PUN nel tempo è guidata dal prezzo delle fonti fossili, mentre il LRMC dovrebbe mantenersi abbastanza stabile (da un anno all’altro può cambiare in base alla ventosità, all’insolazione, all’idraulicità, eccetera, ma i dati di progetto sono medi e tengono più o meno conto dell’aleatorietà delle fonti); questo significa che il giusto valore dell’incentivo, calcolato per differenza tra i due parametri, cambia nel tempo, di anno in anno. Ciò è metodologicamente corretto: la somma delle due componenti della redditività dell’impianto (vendita di energia elettrica ed incentivo) resta costante e pari al LRMC.
Il secondo e più importante aspetto è che ogni “k-esimo” impianto ha il proprio LRMCk e quindi il proprio giusto valore dell’incentivo. Dunque, in teoria ogni impianto dovrebbe avere un suo proprio incentivo, commisurato al proprio LRMC. Ciò è ovviamente impossibile se ad assegnare gli incentivi è un ente centrale o addirittura direttamente il legislatore. È evidente che se l’incentivo è definito centralmente, seppure diversificato per ogni tipologia di impianti, non può che essere un incentivo medio; quindi, alcuni impianti avranno maggiore redditività a parità di incentivo, altri minore.

Se, viceversa, si implementa un meccanismo in cui ogni impianto si calcola da solo il proprio incentivo e lo propone all’ente erogatore, ovviamente in un contesto competitivo che lo stimola a proporre il più basso incentivo possibile, cioè ad avvicinare la redditività complessiva al proprio costo marginale, allora si può seguire il criterio qui proposto. Questa è appunto la ragione per cui se si sceglie il mercato si ottimizza. Se i Certificati Verdi fossero stati un vero meccanismo basato sul mercato, avrebbero realizzato quanto qui descritto; se le aste saranno gestite come un meccanismo di mercato, realizzeranno quanto qui decritto.
È anche evidente che, con l’accumularsi della capacità installata, l’effetto learning curve fa diminuire il LRMC di un impianto installato qualche anno dopo un suo simile di pari taglia. Anche per questo un meccanismo basato sul mercato si autoregola, mentre un meccanismo dirigistico deve prevedere un aggiornamento periodico degli incentivi in diminuzione in proporzione alle riduzioni dei costi delle tecnologie, cioè in base alle learning curve. Non è difficile come sembra, basta fare riferimento alla letteratura del settore e ad un osservatorio che può essere allestito allo scopo (ad esempio in seno ad RSE, GSE, ENEA, eccetera).

Peraltro, anche con un meccanismo di mercato si deve comunque predeterminare dirigisticamente il cap, il perimetro, la massima capacità incentivabile periodo per periodo e tecnologia per tecnologia. Il tetto di potenza massima incentivabile periodo per periodo è definito dall’obiettivo di penetrazione delle fonti rinnovabili che si vuole raggiungere. Analizzando le learning curve, si potrebbe scoprire che per certe tecnologie non occorrerà più alcun incentivo all’epoca del raggiungimento dell’obiettivo preposto, soprattutto se crescerà significativamente il prezzo delle fonti fossili. Dunque, si può già prevedere che i contingenti di potenza massima incentivabile scendano gradatamente a zero per quelle tecnologie che ricadono in tale situazione di vicinanza alla competitività.

Così, dai Certificati Verdi alle aste, l’importante è che ci sia un vero mercato a decidere quale sia l’incentivo corretto per ciascun impianto a fonti rinnovabili, in una logica di calcolo dei ricavi del tipo cost-plus-fee, in cui il costo è il LRMC ed il fee è giustificato non solo dai margini che qualsiasi attività economica deve avere, inclusa la produzione di energia da fonti rinnovabili, ma anche perché nel fee stesso è contenuto il valore economico delle esternalità delle fonti fossili niente affatto trascurabile e troppo spesso dimenticato. Per i piccoli impianti a fonti rinnovabili, il Conto Energia e la Tariffa Omnicomprensiva non permettono una autoregolazione dell’incentivo per ciascun impianto. Dovendosi dunque stabilire un incentivo medio per ogni tecnologia, bisogna che il legislatore lo calcoli esattamente nello stesso modo (LRMC – PUN + fee) e non si dimentichi poi di aggiornarlo nel tempo, anno dopo anno, in base alla learning curve e ai progressi tecnologici e/o alle diminuzioni dei costi effettivamente registrati. Per questi impianti – che poi sono interessantissimi in ottica di generazione distribuita/ smart grid – varrebbe la pena l’istituzione di un osservatorio ad hoc, dalle cui analisi si prendano le mosse per le eventuali revisioni periodiche degli incentivi.