pv magazine Italia ha avuto il piacere di confrontarsi con Luca Urbanucci, senior analyst presso ICIS. “Va considerato come un rallentamento dello sviluppo delle rinnovabili avrebbe a sua volta un impatto rialzista sempre crescente sugli anni futuri, il che potrebbe addirittura portare a un effetto boomerang sui costi dell’energia elettrica nel medio-lungo periodo”, ha detto Urbanucci, chiarendo che il DL Bollette non è solo uno strumento pericoloso per gli operatori del fotovoltaico, ma anche per il mercato elettrico europeo. Potrebbe avere anche delle conseguenze negative sulla competitività del sistema Paese?
pv magazine: Mercoledì scorso il governo italiano ha approvato un nuovo decreto sull’energia che include diverse misure; alcune sono state criticate dal settore fotovoltaico perché sono finalizzate a rimborsare ai produttori di energia elettrica da gas i costi delle tariffe di trasporto del gas e i costi dell’EU ETS. Che effetto avrà sul mondo del fotovoltaico in senso stretto? Una contrazione solo dei prezzi di cattura o anche una crisi sistemica del modello di business degli operatori fotovoltaici?
Luca Urbanucci: Le nostre stime mostrano come l’impatto delle misure del DL bollette sui ricavi degli impianti fotovoltaici sarebbe molto rilevante. Stiamo parlando infatti di una riduzione di oltre il 30% dei prezzi catturati dalla tecnologia solare. Questa contrazione dei prezzi di cattura si riverberebbe direttamente su tutti i modelli di business che non sono coperti da sussidi statali – si pensi quindi a rinnovabili cosiddette “merchant” e al mercato PPA – ma anche indirettamente in un maggior affollamento delle aste.
In termini di impatto sui diversi modelli di business, le misure avrebbero quindi un effetto immediato per gli impianti merchant puri, più graduale per gli asset già finanziati e potenzialmente bloccante per la nuova capacità, in particolare per i progetti ancora in fase di sviluppo e non ancora finanziati.
Quali gli effetti per il mercato PPA in Italia, a gennaio circa il 55% del mercato europeo dei PPA?
Ovviamente una contrazione dei prezzi catturati e dei prezzi baseload rende inevitabilmente meno appetibili da un punto di vista economico i PPA basati sul solare. Ci aspettiamo quindi che qualora le misure proposte vengano effettivamente attuate, questo si traduca in un forte rallentamento del mercato dei PPA in Italia. Inoltre, oltre all’aspetto prettamente economico, c’è anche un tema di percezione del rischio regolatorio. Se una misura così impattante venisse effettivamente approvata, il mercato italiano risulterebbe sicuramente meno prevedibile e quindi più rischioso agli occhi degli investitori.
Di fatto quindi i prezzi di cattura del fotovoltaico diminuirebbero immediatamente. Ma, dal mio punto di vista, l’aspetto forse più spinoso è legato al fatto che diminuirebbe il delta tra il prezzo dell’elettricità da gas e da fotovoltaico, di fatto diminuendo gli incentivi per l’installazione di batterie, corretto? Avete numeri a riguardo?
Sicuramente anche le batterie, oltre a tutte le tecnologie cosiddette “inframarginali” – cioè con un costo marginale più basso di quello degli impianti a gas – vedrebbero una riduzione dei potenziali ricavi da MGP. L’unica stima che abbiamo in merito riguarda il 2027, per il quale stimiamo una contrazione di circa il 10% del daily spread medio su MGP (differenza fra prezzo orario massimo e minimo all’interno di un giorno) dovuta appunto all’implementazione delle misure contenute nel DL.
In ogni caso, è logico considerare come l’impatto sulla riduzione del daily spread (e quindi della profittabilità delle batterie derivante dall’arbitraggio energy-only) tenda a crescere sempre di più di anno in anno, con l’aumento della penetrazione del solare e il conseguente aumento di ore a prezzo nullo o addirittura negativo.
Immagine: ICIS
Secondo voi si potrebbe trattare di distorsione del mercato? La Commissione europea potrebbe in qualche modo opporsi a questa misura?
La misura potrebbe configurarsi come aiuto di Stato e l’Italia ha l’obbligo di notificare alla Commissione una descrizione della misura entro 20 giorni, che sarà poi valutata nell’arco di due mesi. Passato questo intervallo di tempo, se la Commissione riterrà di avviare un procedimento di approfondimento, le tempistiche potrebbero farsi lunghe e incerte.
A nostro avviso, la misura volta al rimborso dei costi EU ETS difficilmente verrà approvata dalla Commissione europea nella forma proposta, alla luce delle regole sugli aiuti di Stato. Nell’ambito del Clean Industry Deal State Aid Framework, le industrie energivore possono ottenere aiuti per compensare parte dei costi dell’elettricità, a condizione che una quota del sostegno sia destinata a investimenti in progetti di decarbonizzazione. Il meccanismo proposto, tuttavia, va ben oltre tali criteri.
Si potrebbe sostenere che esista un precedente di intervento così incisivo sul mercato elettrico con il cosiddetto “Iberian Mechanism”, che ha ricevuto l’approvazione in materia di aiuti di Stato. Tuttavia, in questo caso emergono due differenze sostanziali: la natura temporanea del meccanismo iberico e la posizione unica della Penisola Iberica in termini di scarsa interconnessione, e quindi di limitato rischio di distorsioni transfrontaliere. Nessuno di questi elementi sembra applicabile al caso italiano, soprattutto considerando che le nostre simulazioni evidenziano un impatto significativo sui mercati confinanti, con potenziali effetti di distorsione del level playing field nel mercato elettrico europeo.
Un’eventuale approvazione creerebbe inoltre un precedente per altri Paesi, che potrebbero adottare misure analoghe, amplificando ulteriormente il rischio di distorsioni di mercato – in particolare se Paesi come la Polonia introducessero strumenti simili, con il potenziale risultato di un marcato aumento della produzione da carbone e lignite.
Voi avete fatto due scenari. In cosa si differenziano?
Abbiamo costruito due scenari per il 2027, da confrontare con il nostro forecast base. Il primo scenario introduce la sola norma del rimborso della tariffa di trasporto del gas per i termoelettrici, con una riduzione media del costo del combustibile di 3,5 €/MWh. Il secondo scenario considera on-top anche il rimborso della quota ETS sostenuta da un impianto a ciclo combinato con un’efficienza intorno al 60%, il cui valore, all’attuale prezzo di mercato, è di circa 22,5 €/MWh.
La vostra modellizzazione indica che il rimborso delle tariffe di trasporto del gas ridurrebbe i prezzi italiani Cal 2027 di circa 6,3 €/MWh. Se venisse attuato anche il rimborso ETS, i prezzi PUN 2027 diminuirebbero di 26,1 €/MWh rispetto al vostro scenario di base. Giusto? Potreste spiegare?
Corretto. Il rimborso delle tariffe di trasporto gas si tradurrebbe in una riduzione dell’offerta sul mercato elettrico delle centrali a gas. variabile a seconda dell’efficienza del singolo. Complessivamente, l’impatto di tale misura sul PUN medio annuo sarebbe di poco superiore a 6,3 €/MWh. Nel momento in cui si considera anche il rimborso dell’ETS, questo si tradurrebbe in un impatto complessivo sul PUN di circa 26,1 €/MWh. È importante sottolineare come la riduzione dell’offerta attesa da parte degli impianti a gas non si traduce in un impatto sul PUN della stessa entità, bensì minore – intorno all’80% – dal momento che il gas non determina il prezzo marginale in tutte le ore dell’anno.
Quali sarebbero le conseguenze per gli importatori di elettricità? L’Italia potrebbe invece diventare un esportatore netto di elettricità? Questo potrebbe destare critiche e opposizioni anche dal settore fotovoltaico di Paesi limitrofi? A quali costi? Quali sarebbero le conseguenze per i mercati limitrofi in generale? Questo non crea un incentivo ad operatori esteri non presenti in Italia a opporsi alla misura in diverse stanze e in diverse modalità?
L’impatto sulle dinamiche di import/export di elettricità sarebbe molto rilevante. Se nello scenario base (senza misure), prevediamo che l’Italia nel 2027 sia un importatore netto per 49 TWh, tale valore scenderebbe a 42 TWh con l’attuazione della misura sulle tariffe gas e addirittura a circa 12 TWh se si considera anche il rimborso dell’ETS. L’interconnettore più impattato sarebbe quello con la Svizzera, che vedrebbe il flusso netto annuo verso l’Italia ridotto di ben 14 TWh.
Si tratta complessivamente di un effetto molto significativo, che si tradurrebbe anche in un maggiore consumo di gas in Italia per la generazione termoelettrica – stimiamo infatti un potenziale aumento di circa il 33% della generazione a gas (e quindi dei consumi).
Dato che i costi di rimborso sarebbero recuperati tramite prelievi sul consumo di energia elettrica, i risparmi del consumatore finale avrebbero solo a che fare con la parte di generazione rinnovabile, corretto? Voi stimate, se non sbaglio, un risparmio netto di 3,6 €/MWh (-4% rispetto allo scenario di base) solo nello scenario del trasporto del gas e di 11,7 €/MWh (-13%) se fossero rimborsati anche i costi ETS. Potreste spiegare?
Nel testo del DL si legge come “il mancato gettito derivante dal rimborso (…) viene coperto tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica”. Se ci limitiamo a stimare i costi derivanti dal rimborso della tariffa gas e dell’ETS, arriviamo a stimare circa 4,5 miliardi di €, che si traducono appunto in circa 14,5 €/MWh, i quali, sottratti all’impatto atteso sul PUN di 26 €/MWh, lasciano circa 11-12 €/MWh di risparmio netto per il consumatore finale. In aggiunta a questi costi, ci sono altre voci che vanno considerate come la riduzione delle rendite di congestione transfrontaliere e l’incremento del fabbisogno ASOS della componente UPLIFT per gli impianti essenziali. La relazione tecnica del ministero stima questi costi aggiuntivi in ulteriori circa 1,7 €/MWh. Ciò significa che il risparmio effettivo sulla materia prima per il consumatore finale varrebbe circa 10 €/MWh. Infine, va considerato come un rallentamento dello sviluppo delle rinnovabili avrebbe a sua volta un impatto rialzista sempre crescente sugli anni futuri, il che potrebbe addirittura portare a un effetto boomerang sui costi dell’energia elettrica nel medio-lungo periodo.
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