Alcuni lo considerano dirigista. Altri il perno su cui ruoterà buona parte della transizione, “comunque un miglioramento rispetto al passato”. Altri ancora “un male necessario”, qualcuno un provvedimento inutile.
È eccessivo definirlo divisivo, ma il
DM Fer X, il grande provvedimento di “incentivazione” delle fonti rinnovabili che verrà approvato nei prossimi mesi, pare aver suscitato – almeno nel dibattito – reazioni di più tipi. Abbiamo racchiuso la parola “incentivazione” tra virgolette dal momento che l’accesso ai meccanismi del DM Fer X non garantirà necessariamente un’incentivazione economica (intesa come l’accesso a un valore di vendita dell’energia a un prezzo superiore rispetto a quello di mercato) al produttore: certamente però offrirà al produttore la possibilità di fissare con lo Stato una quota dei suoi ricavi, a un prezzo che tuttavia potrebbe essere in alcuni casi (e ragionevolmente sarà, almeno nei primi anni) inferiore rispetto a quello espresso dal mercato.
Il meccanismo con il quale ciò accadrà – quello del contratto per differenze a due vie - è ormai ben noto alle nostre latitudini, essendo stato utilizzato, per riferirsi alle sole rinnovabili, già nel DM Fer del 2019 (ma anche durante la crisi con la controversa misura sugli extra-ricavi rinnovabili). Rispetto al DM Fer però la scala del provvedimento è di almeno 10 volte più grande: i numeri, pur indicativi, inseriti nel provvedimento (60 GW da inserire nel meccanismo nei prossimi 5 anni) lasciano intendere che la gran parte del mercato delle rinnovabili passerà da qui - forse anche il fotovoltaico in area agricola, fino ad oggi escluso.
Ha dunque ragione chi, chiedendosi se in “piena epoca di market parity” il provvedimento fosse davvero necessario, parla di dirigismo?
Con il DM Fer X il sistema pare esprimere la preoccupazione – peraltro esplicitamente riportata in più di un’occasione pubblica dalle istituzioni – che il solo mercato non sia in grado di farsi carico di tutti i rischi che derivano da una crescita così veloce e imponente delle fonti rinnovabili. Ossia, in altri termini, che la market parity è un concetto dinamico, e che ciò che oggi sembra in market parity domani – a seguito della variazione dei prezzi dell’energia innescata dalle stesse rinnovabili, o anche di un eventuale aumento dei Capex – potrebbe non esserlo più.
O anche che, parlando dei Ppa, che la pur crescente platea dei possibili compratori potrebbe non essere sufficiente, almeno in alcune fasi di mercato, a seguire la traiettoria di crescita che porta agli obiettivi. Un rischio che, evidentemente, il Governo non intende correre, assumendosi una parte dei rischi, appunto mediante i CfD.
Parafrasando il possibile pensiero delle istituzioni: se l’obiettivo è stabilito dalla regolazione e non è il punto di equilibrio del mercato, come può il solo mercato condurre all’obiettivo? In tal senso, non si può certo affermare che il DM Fer X nasca “out of the blue”, essendo invece la gemmazione di un dibattito avviato ormai da anni e accelerato con la crisi energetica.
Un certo grado di invasività regolatoria è dunque innegabile (qui, come in altri ambiti quale quello sulle aree idonee). Pare però eccessivo parlare di dirigismo: non lo sarebbe, invece, se il DM Fer X fosse prodromico a successive manovre volte a garantire allo Stato la disponibilità “fisica” di energia di cui disporre per perseguire i propri obiettivi di politica industriale (es. energy release): in tal caso la compressione dello spazio di mercato sarebbe forte.
Col DM Fer X sarà ancora possibile fare Ppa?
Certamente le aste per i CfD rappresenteranno un elemento di “concorrenza” notevole per il mondo merchant, anche visto che i progetti che partecipano al meccanismo godranno di alcuni vantaggi competitivi rispetto ai Ppa, quali i sistemi di adeguamento tariffario all’inflazione e il quasi azzeramento del rischio curtailment. Ma, nei fatti, l’effettiva competitività dipenderà ovviamente dal valore delle basi d’asta e dal livello di partecipazione nelle procedure: nelle nostre aspettative, difficilmente vedremo ancora
12 procedure consecutive chiudersi con under-subscription, anche grazie alla possibilità che il sistema si è avocata di aggiustare, anno per anno, il livello di tariffe e contingenti, adeguandosi al contesto.
Inoltre, viene introdotta la possibilità, anch’essa assente in passato, di poter iscrivere solo una parte della potenza di impianto alla procedura per il CfD, lasciando al produttore la possibilità di gestire la restante parte a mercato. Senza spingersi a dire che tale elemento potrà persino fornire un push sui Ppa, ci limitiamo a constatare che una convivenza sullo stesso progetto tra un CfD, che agevolerebbe gli elementi di bancabilità, e un Ppa, che consentirebbe di raccogliere eventuali opportunità costruite sul mercato, diventerebbe possibile.
Visto il fallimento del DM Fer – ribadito dai risultati dell’ultima asta – era opportuno insistere sulla stessa strada?
Il DM Fer X pare migliore del predecessore per una serie di elementi, per lo più riconducibili al suo maggior grado flessibilità, con alcuni elementi a favore degli operatori, altri a favore del sistema. Tra i primi, già citati: l’adeguamento all’inflazione, la possibilità di iscrivere in asta solo una parte dell’impianto, la riduzione del rischio curtailment. Tra i secondi: la possibilità di rivedere anno per anno contingenti e tariffe, onde evitare sovra-remunerazioni e aste deserte. Inoltre, il DM Fer X prevederà una serie di segnali locazionali volti a spingere gli operatori nelle zone in cui il sistema ne ha più bisogno: non si tratterà di contingenti zonali, come molti si attendevano (o hanno inteso), quanto invece di coefficienti (anch’essi aggiornabili anno per anno) che premieranno in graduatoria alcune zone a discapito di altre. Un elemento che potrebbe migliore l’efficienza del meccanismo, ma che si presta anche a errori “di regolazione”, come del resto implicito in strumenti di questa natura.
Tra i due modelli proposti (quello classico e quello a “profilo”), quale prevarrà?
A fianco al modello classico (discusso sopra), il DM Fer X propone un modello alternativo, in cui l’operatore accede al CfD non su tutta l’energia prodotta, ma solo su quella che rientra all’interno di un profilo scelto dal sistema (es: baseload): è così che, in questo meccanismo, il produttore fotovoltaico per accedere al CfD dovrebbe trovarsi a produrre anche di notte, facendo ricorso ovviamente ad altre risorse rispetto a quello del proprio impianti, prime tra le quali lo storage (proprio o di terzi attraverso i prodotti di time-shifting che saranno creati in esito alla procedure – anch’esse regolate – organizzate da Terna ai sensi del cd articolo 18).
Questo meccanismo, certamente più raffinato ma anche più complesso, pare aver lasciato tiepidi molti operatori delle rinnovabili, che sembrano preferire le certezze offerte dal modello classico rispetto al modello a profilo, che pure porta con i sé i primi tratti di un vero e proprio nuovo design di mercato. Lo stesso documento di consultazione lascia immaginare un suo progressivo inserimento nel sistema, anche per testarne, alla prova del mercato, l’effettivo funzionamento.
*Partner di Elemens
