Aggiornato alle 16:12 del 23 maggio 2022

L’INTERVENTO

Extra-profitti, ecco come funziona il “prezzo equo” Fer fissato dal Governo

Prime stime sugli effetti: dalla misura si potrebbero ottenere 3-5 mld euro, meno della metà della quota oneri per gli ultimi 3 trimestri del 2022. Si rischia una mastodontica operazione di verifica da parte delle istituzioni del settore elettrico

di Tommaso Barbetti*

Dopo i ripetuti annunci di Draghi e Cingolani, è finalmente filtrata una bozza di decreto contenente il dettaglio delle (prime?) misure di recupero dei cosiddetti extra-profitti dei produttori di energia sul mercato elettrico: non si tratta degli (eventuali) extra-profitti conseguiti negli scorsi mesi, ma di quelli (altrettanto eventuali, ancorché probabili) che verranno ottenuti dal 1° febbraio 2022 fino alla fine dell’anno.

La bozza – che sarà certamente oggetto di accese discussioni su cosa sia e non sia la legittima partecipazione ai rischi e alle opportunità dei mercati liberalizzati – identifica una sorta di equa remunerazione sul prezzo dell’energia (pari alla media storica dei prezzi di mercato relativi a ciascun impianto dall’entrata in esercizio fino a tutto il 2020: un valore che, con le ovvie differenze tra caso e caso, sarà nell’intorno dei 60 €/MWh) e richiede a una parte dei produttori di restituire, fino al termine del 2022, la differenza tra i prezzi che si verificheranno sul mercato e, appunto, “l’equa remunerazione” – in astratto, ove i prezzi scendessero sotto tale livello, è possibile anche che sia il Gse a restituire ai produttori la differenza.

La platea dei soggetti che è, per così dire, chiamata a contribuire fa esclusivo riferimento ai produttori rinnovabili (escluse le bio-energie), limitando così l’identificazione dell’extra-profitto ai soli impianti che non abbiano costi di acquisto di combustibile: altri impianti che godono di rendita inframarginale non sono invece interessati dalla norma. In maggior dettaglio, la misura riguarda potenzialmente sia (alcuni) impianti incentivati sia tutti gli impianti rinnovabili merchant (o, se si preferisce, senza incentivi), con esclusione, per quest’ultimo gruppo, del fotovoltaico.
Per quanto riguarda gli incentivati, il criterio adottato dal Governo sembra essere quello di distinguere gli incentivi in due gruppi.

Il primo è quello degli incentivi il cui valore varia in funzione dell’andamento del prezzo dell’energia – al salire del prezzo elettrico, scende il livello dell’incentivo, lasciando la remunerazione totale costante senza che si possa così verificare nessun sostanziale extra-profitto. Questo gruppo, di cui fanno parte gli impianti del DM FER (soprattutto eolici e PV in area industriale incentivati a partire dal 2019 – probabilmente anche gli impianti incentivati con aste e registri a partire dal 2012), gli impianti con tariffe onnicomprensive (piccoli impianti entrati in esercizio tra il 2008 e il 2012) e ragionevolmente i moltissimi impianti ex Certificati Verdi (ora chiamati GRIN: eolico, idroelettrico e geotermico), non è interessato dalle misure del decreto e non dovrà restituire alcunché in nessun caso.

Il secondo gruppo è invece quello degli incentivi il cui valore rimane costante al variare del prezzo dell’energia: per essi, potenzialmente, l’aumento del prezzo di cessione dell’energia si traduce in un aumento dei ricavi complessivi. Fa principalmente parte di questo gruppo tutto il Conto Energia fotovoltaico (con qualche dubbio sul 5°), per lo più basato sul sistema del Feed-in Premium, un premio fisso che viene rilasciato sulla produzione di energia a cui poi va sommato il prezzo che il produttore ottiene operando sul mercato: questi impianti (se di potenza > 20 kW) potranno essere soggetti alla restituzioni se non dimostreranno di aver firmato, alla data di entrata in vigore del decreto, un contratto di vendita dell’energia a prezzo fisso (ove il prezzo fisso dovrà in ogni caso essere al massimo superiore del 10% rispetto “all’equa remunerazione” di cui sopra – in caso contrario, sarà comunque necessaria la restituzione).

Saranno poi soggetti alle misure di restituzione anche tutti gli impianti rinnovabili senza incentivi: si tratta in magna pars di impianti idroelettrici, oltre a qualche impianto eolico giunto a fine incentivazione e ad una manciata di progetti in market parity – escluso dalla misura, come già accennato, il PV merchant. Anche in questo caso si applica la deroga per gli impianti che abbiano già siglato un contratto (non necessariamente pluriennale) a un prezzo fisso, con valore al massimo del 10% superiore rispetto all’equa remunerazione.
Ad esempio, un PV in Conto Energia (o un idro merchant) che abbia siglato un contratto a prezzo fisso a 50 €/MWh per l’anno 2022, non sarà soggetto alla misura. Lo stesso impianto che abbia invece fissato il prezzo a 75 €/MWh (un valore superiore al 10% rispetto al “prezzo equo”), sarà chiamato alla restituzione, così come ovviamente un impianto che abbia tenuto il prezzo variabile.

L’entità della restituzione dipenderà ovviamente dal prezzo che l’energia assumerà nel 2022: ipotizzando, solo a fini esemplificativi, un prezzo dell’energia medio di 140 €/MWh tra febbraio e dicembre 2022, la restituzione sarà nell’ordine di 80/MWh (prezzo effettivo meno “prezzo equo”). Nel caso degli incentivati, il recupero della somma è affidato al Gse, che conguaglierà il valore degli incentivi. Tutta da capire invece la modalità di recupero per gli impianti merchant, con la patata bollente che passa in mano ad Arera. Da capire inoltre le modalità con cui i produttori dovranno dimostrare di aver chiuso un contratto a prezzo fisso, anche se pare inevitabile una mastodontica (e inedita) operazione di verifica, da parte delle istituzioni del settore elettrico, delle migliaia di contratti siglati.

È l’ennesima montagna che partorisce il topolino? Ovviamente sarà possibile rispondere alla domanda solo una volta noto il prezzo energia 2022 e la percentuale di progetti che, avendo siglato contratti a prezzo fisso, non parteciperanno alle restituzioni. È però possibile abbozzare già qualche ipotesi: senza tenere conto del tipo di contratti siglati, con una stima preliminare potrebbero essere soggetti alla misura poco meno di 70 TWh energia (60% del totale della produzione RES del 2021). Continuando a ipotizzare 140 €/MWh come prezzo elettrico per il 2022, pur nella difficoltà di quantificare la quota di operatori che abbiano fissato il prezzo 2022 entro le soglie previste (probabilmente, almeno per i contratti annuali, non eccessivamente elevata, tenuto conto che molti di essi sono stati chiusi nell’autunno 2021, quando i prezzi forward erano elevati), il risparmio che si potrebbe produrre –  e che sarà destinato ad abbattere gli oneri di sistema dei prossimi mesi – può essere compreso tra 3 e 5 miliardi di euro: come a dire che la quota degli oneri per gli ultimi 3 trimestri del 2022 a carico dei consumatori sarebbe meno che dimezzata.

*Partner Elemens





 

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Sembra reggere la crescita dei consumi elettrici italiani. E rispetto a marzo (QE 22/4) si nota qualche segnale positivo anche per gli energivori. Il consueto report di Terna evidenzia in aprile una domanda di 24,1 miliardi di kWh in aumento in termini sia tendenziali (+0,6% rispetto ad aprile 2021) sia congiunturali (+0,4% rispetto a marzo 2022).

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