Alla deriva il valore Certificati Verdi per eccesso di offerta?
Intervista all’ing. Cavriani, socio fondatore di Elettrogreen S.p.A. e di Elettrogreen Power S.r.l.
L'art.45 intitolato “Abolizione dell'obbligo di ritiro dell'eccesso di offerta di certificati verdi”, inserito nel Decreto Legge del 31 maggio 2010, punta ad abolire l'obbligo per il gestore unico – GSE di ritirare i certificati verdi in eccesso di offerta al fine di ridurre i "costi del sistema". In questo modo verrebbe eliminata una voce costo, generatasi in misura significativa a partire dal 2008, a causa appunto dell'eccesso di offerta, posta a carico del gestore dei servizi elettrici e quindi della componente tariffaria A3 pari a 630 milioni di euro per la competenza dello stesso anno 2008. Pertanto, l'art.45 produrrebbe minori costi sulla bolletta elettrica dei cittadini stimabili tra i 500 e i 600 milioni di euro annui.
In questi giorni le associazioni di settore hanno presentato un documento in cui vengono evidenziate le gravi ripercussioni che questo provvedimento provocherà per lo sviluppo dell’intero settore, tra cui il rischio per gli investimenti in corso. Anche la Commissione Ambiente del Senato su proposta del Sen. Ferrante ha proposto una revisione immediata di tale misura.
Approfondiamo le reazioni e le aspettative del mercato, con l’ing. Cavriani, socio fondatore di Elettrogreen S.p.A. - uno dei principali trader di certificati verdi sul mercato italiano - e di Elettrogreen Power S.r.l. – società di servizi e sviluppo in ambito energetico.
D. Innanzitutto tutto, quali sono le cause che hanno determinato questo eccesso di offerta, che ha richiesto nel 2008 una maggiore implicazione del GSE per stabilizzare il mercato?
R. La risposta è semplice: il sistema è stato concepito in modo intelligente e all’inizio ha funzionato bene determinando un forte sviluppo del settore. Successivamente l’intervento statale ha spinto sull’incentivazione, innescando un eccesso di offerta, di per sé positivo, senza regolare proporzionalmente la domanda.
Per garantire la sostenibilità di sistema, il governo è intervenuto con una “sovra-regolazione”, indispensabile ma distorsiva dal punto di vista “commerciale” e “operativo”.
Vale dunque la pena fare una breve cronistoria dei passaggi legislativi e di mercato che hanno caratterizzato il settore.
I “Certificati Verdi” (CV) sono stati introdotti dal Decreto Bersani a fine Marzo 1999 in attuazione della Direttiva Europea 96/92/CE sulla liberalizzazione dei mercati energetici nazionali; sono entrati per la prima volta sul mercato nel 2002. All’inizio del 2000 era già chiaro per gli operatori che la formula feed-in-tariff, della tariffa onnicomprensiva amministrata per energia in aggiunta all’incentivo, concepita a metà anni ’90 con il famoso “CIP 6” rappresentava una soluzione molto costosa e potenzialmente inefficiente. Infatti veniva garantito un premio a pioggia indiscriminato su tutti gli impianti, in particolare quelli a fonti rinnovabili “assimilate” tra cui la cogenerazione, la gassificazione degli scarti di raffineria, il recupero gas di cokeria…
Il principio fondante del sistema CV era invece quello di favorire e incentivare preferibilmente gli impianti e le tecnologie più efficienti sulla base di meccanismi di mercato: una volta qualificato IAFR, un impianto otteneva i CV, il cui valore era uguale per tutti sulla base dell’energia elettrica prodotta. Il produttore vendeva i CV sul mercato ai trader e ai soggetti obbligati, quali i produttori o importatori da fonti convenzionali tenuti a immettere nel sistema elettrico una certa quantità di energia da fonte rinnovabile.
Il sistema partì all’inizio molto timidamente visto l’esiguo numero di impianti qualificati; tuttavia in breve tempo il buon livello di prezzo dei CV, inizialmente correlato alle tariffe CIP 6, la relativa semplicità del sistema, unita al vantaggio di poter monetizzare a inizio anno l’intero incentivo mediante l’accreditamento “a preventivo” (molto utile nella fase di partenza dei progetti, quando è massima l’esigenza di disporre di liquidità immediata) consentirono un veloce sviluppo del settore.
L’obbligo iniziale ammontava al 2% della produzione: l’offerta da impianti IAFR non era sufficiente a coprire la domanda. Di conseguenza il prezzo rimaneva più o meno ancorato al prezzo “nominale” dell’allora GRTN (attuale GSE), essendo quest’ultimo il fornitore di ultima istanza per chi, pur soggetto all’obbligo, non riusciva ad approvvigionarsi di CV sul mercato.
Dal 2002 al 2006 l’offerta aumentò molto sensibilmente, mentre la domanda registrava un incremento intorno allo 0,75% annuo a partire dal 2005.
L’errore originario è stato proprio questo: non aver saputo cogliere che il meccanismo funzionava “troppo” bene e che gli investimenti nel settore si stavano moltiplicando, quindi che si poteva intervenire sulla domanda aumentandola di più di quanto stabilito.
D’altra parte il costo per il sistema diventava oneroso, poiché ancorare il valore nominale dei CV ai prezzi CIP 6 aveva fatto schizzare il valore dei CV stessi: passati da circa 80 Euro/MWh nel 2002-2003 a oltre 125 Euro/MWh nel 2006. Se da un lato aumentavano gli investimenti nella produzione di energia da fonte rinnovabile, dall’altro aumentava il prezzo dell’energia elettrica in bolletta dei consumatori!
Nel secondo semestre 2007, per tamponare la crescita del prezzo nominale, quando già il mercato aveva evidenziato i primi segni di eccesso di offerta, il Governo Prodi nella Finanziaria approvata a fine 2007, modificò il criterio di definizione del prezzo nominale dei CV GSE: non più ancorato al valore del Cip 6, ma dato dalla differenza tra 180 Euro/MWh e il prezzo medio dell’energia dell’anno precedente. Il prezzo nominale scese così al disotto di 80 Euro/MWh, nonostante il prezzo dell’energia 2008 fosse molto alto; fu chiaro che l’offerta superava la domanda di oltre il 20%.I prezzi precipitarono e in pochi mesi si passò da oltre 100 Euro/MWh a meno di 60 Euro/MWh, con transazioni praticamente bloccate e operatori “terrorizzati”.
A quel punto fu introdotto il meccanismo di ritiro obbligato da parte del GSE dei CV invenduti, al prezzo medio del triennio precedente, elemento che dava stabilità al prezzo atteso, e i prezzi ripresero a salire: si tornò rapidamente sopra i 90 Euro/MWh, come se l’eccesso di offerta non esistesse.
Anzi, nel frattempo era stata allungata la durata dell’incentivo da 8 a 12 e poi a 15 anni, ed erano stati introdotti dei coefficienti moltiplicativi che, a parità di energia prodotta, aumentano il quantitativo di CV rilasciati a talune tipologie di impianti; aggravando ulteriormente il costo per il sistema e aumentando ulteriormente l’offerta.
Chiaramente il sistema a questo punto non può reggere, in quanto il costo è eccessivo e l’elargizione degli incentivi indiscriminata.
Nel tentativo di arginare l’eccesso di offerta si è pensato poi di trasferire l’obbligo di certificazione dai produttori ai venditori (quindi all’energia consumata). L’idea era di eliminare le molteplici esenzioni vigenti (cogenerazione, import con garanzia d’origine, franchigie), aumentando immediatamente la domanda. Ma il rischio evidente era di snaturare il principio fondante del meccanismo: i CV li deve comprare chi può decidere se e come produrre l’energia, non chi è passivamente costretto a consumare l’energia che gli viene offerta dal mercato.
Dopo un anno di incertezze, discussioni e rinvii successivi (lo spostamento dell’obbligo fu introdotto con la Legge 99/09 ad Agosto 2009 per il 2010 e successivamente rinviato al 2011) la modifica è stata cassata a Maggio 2010.
E finalmente siamo ai giorni nostri: con una sortita inattesa, qualcuno ha ottenuto l’abolizione dell’obbligo di ritiro dei CV invenduti da parte del GSE, annullando l’effetto “tampone” e scatenando assoluta incertezza nel mercato.
A questo punto si discute di molteplici soluzioni, come potremo approfondire meglio in seguito.
Ma, sempre a proposito della “sovra-regolazione” di cui parlavo prima, vale la pena notare che in Europa esistono molteplici sistemi di incentivazione: tariffe fisse onnicomprensive per energia + incentivo (per es. in Germania), tariffe fisse applicate al solo incentivo (per es. in Francia e Spagna), meccanismi di mercato più o meno “puri” (per es. in Inghilterra e nei Paesi Est-Europa).
In Italia abbiamo tutti i meccanismi possibili contemporaneamente attivi: il “vecchio” CIP 6 (applicato a impianti a fonti rinnovabili e assimilate) e le tariffe onnicomprensive (per gli impianti a fonti rinnovabili di potenza inferiore al MW entrati in esercizio dall’1 Gennaio 2008 in poi) concepite come “feed-in-tariff”; il “conto-energia” (per il fotovoltaico) concepito come “feed-in-premium” (solo l’incentivo ha un valore amministrato); i “certificati verdi” (applicati a tutti gli impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio dall’1 Aprile 1999 in poi e agli impianti di cogenerazione alimentati a gas naturale con rete di teleriscaldamento entrati in esercizio entro il 31 Dicembre 2009), concepiti come teorico strumento di mercato.
E in più esiste il “ritiro dedicato” dell’energia, in cui il GSE riconosce dei prezzi minimi garantiti sull’energia de i piccoli impianti, contribuendo anche in questo caso a creare confusione e distorcere il normale sviluppo del mercato “libero”.
D. Chi sarà maggiormente penalizzato da questa misura, nel caso non venisse revisionata?
R. Ritengo che gli impianti che soffrirebbero di più sarebbero quelli a biomasse, in particolare gli impianti di biogas agricoli, cippato di legna, oli vegetali.
Essi infatti hanno costi di realizzazione e di esercizio molto onerosi, quindi necessitano di incentivi più elevati.
Possiamo ipotizzare che, salvo nuove forti evoluzioni del prezzo del petrolio, il prezzo medio dell’energia elettrica si stabilizzerà intorno ai 70 Euro/MWh. Anche su questo tema bisogna porre attenzione, visto che il mix energetico italiano è il più costoso d’Europa; nonostante l’attuale eccesso di offerta dell’energia.
Pertanto agli impianti a biomasse serve un CV almeno a 75 Euro/MWh, considerando che per i nuovi impianti esistono i coefficienti moltiplicativi di 1,3 o 1,8.
E’ essenziale che lo sviluppo di tale tipologia di impianti venga adeguatamente incentivato in quanto le biomasse sono l’unica fonte rinnovabile realmente programmabile, quindi non dannose in termini di prevedibilità della produzione. Bisognerà anche in questo caso, identificare un sistema di incentivi proporzionale all’efficienza complessiva dell’impianto.
Le altre classiche fonti rinnovabili, quali idroelettrico ed eolico, sono più economiche e per certi versi meno impattanti (non producono emissioni), ma hanno il difetto di essere intermittenti, con potenziali problemi per la rete non trascurabili soprattutto nelle zone ove si concentrano i grandi parchi eolici tra cui Puglia, Calabria, Sicilia, Sardegna.
In Spagna, dove l’eolico è diffusissimo, in certe ore il prezzo dell’energia è diventato “negativo” poiché è impossibile impiegare l’intera produzione inattesa di certi impianti.
D. Per ripristinare l’equilibrio tra domanda e offerta, quali sono a suo avviso le misure più efficaci tra: mantenere l’articolo 45 e aumentare la quota di ritiro obbligatorio; limitare il rimborso obbligatorio a tutto il 2010 compreso; lasciare immutato l’art. 45 e costruire un meccanismo di compensazione finanziaria in cui interagisca il sistema bancario?
R. Come detto, molti correttivi sono allo studio.
Personalmente ritengo che la soluzione più semplice sia un congruo aumento della domanda con un forte innalzamento della soglia d’obbligo.
Attualmente la quota applicata all’energia soggetta all’obbligo prodotta nel 2009 è del 5,30%; arriveremo al 7,55% nel 2012, da coprire nel corso del 2013.
L’obiettivo vincolante di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili fissato dall’Unione Europea per l’Italia al 2020 ammonta al 23%, quindi, volenti o nolenti, dovremo crescere di una quota tra l’1,5% e il 2% all’anno per i prossimi 10 anni.
Con un simile incremento in 2-3 anni il mercato sarebbe più o meno riequilibrato.
Ritengo che gli investitori spingerebbero molto sul settore, visto che già oggi quasi il 70% dei nuovi investimenti in energia è concentrato su fonti rinnovabili, non solo in Italia ma in tutto il mondo (Usa e Cina compresi).
Chiaramente nell’immediato si dovrà ripristinare l’obbligo di ritiro da parte del GSE (peraltro il Decreto MSE 18/12/2008 che l’aveva introdotto lo prevedeva comunque solo fino a Giugno 2011, per i CV 2010 e pregressi): il cambio di regole in corsa, giuste o sbagliate che siano, è il segnale peggiore che si può dare agli operatori.
A fronte di tutto ciò penso che il Governo e i consumatori che hanno voluto l’art .45 chiederanno dei sacrifici e delle rinunce: forse si potrebbe ragionare sulla durata dell’incentivo:15 anni sono obiettivamente troppi, molti progetti infatti si ripagano in meno di 7 anni; e sullo strumento del “ritiro dedicato” dell’energia, che non è certo decisivo per la sopravvivenza degli impianti ma pesa per almeno 50 MEuro/anno sul GSE e quindi sulle bollette.
Anche il fotovoltaico è molto costoso, contribuendo a regime per meno del 2% al bilancio energetico complessivo. In questo caso, però non si può dimenticare che gli incentivi hanno fatto esplodere un settore industriale nuovo, con ricadute occupazionali e industriali interessanti.
Personalmente credo molto anche nell’incentivo al biogas immesso in rete (senza bisogno di bruciarlo in motori ubicati in aperta campagna, dove il termico si deve forzatamente dissipare).
Infine, la soluzione da alcuni prospettata, di coinvolgere la Cassa Depositi e Prestiti o il sistema bancario per finanziare l’attuale potenziale caduta del prezzo dei CV, mi pare inattuabile e perseverante nel solito errore: complicare esasperatamente il settore.
D. Il vantaggio competitivo di un trader, quale Elettrogreen, di fronte un eccesso di offerta?
R. Certamente un trader come Elettrogreen ha opportunità potenzialmente interessanti in un mercato più volatile. In realtà però l’incertezza attuale fa sì che molti Produttori stiano fermi, rendendo poco liquido il mercato.
Più in generale ritengo interessante la funzione dei trader, che possono offrire formule diversificate per coprire dai rischi (prezzi a termine), riconoscere acconti (prima dell’effettiva disponibilità “fisica”) o individuare formule di prezzo articolate (prezzi fissi, prezzi indicizzati alla Borsa GME, prezzi onnicomprensivi energia + CV).
D. Previsioni sull’andamento dei prezzi del Certificati Verdi nel prossimo semestre?
R. Gli effetti dell’art. 45 sul mercato paiono al momento ridotti, poiché probabilmente il mercato scommette che la norma venga abrogata o almeno ammorbidita.
Pertanto attualmente le quotazioni dei CV 2010 girano intorno agli 84 Euro/MWh, che dovrebbe più o meno coincidere con il prezzo di riconsegna al GSE a Giugno 2011 al netto degli interessi di un anno.
Ritengo che nel 2^ semestre 2010 il prezzo rimarrà su tali livelli, a meno di ulteriori scossoni normativi.
I CV 2009 ormai non sono più restituibili al GSE, quindi il prezzo di tali titoli si tarerà più o meno sul livello dei CV 2010.
Per quanto concerne infine i CV da teleriscaldamento, essi saranno sempre trattati leggermente a sconto rispetto a quelli da fonti rinnovabili (80 – 81 Euro/MWh), anche se la ridotta liquidità rende la quotazioni sempre volatili e difficili da prevedere.