Extra-profitti, ecco come funziona il “prezzo equo” Fer fissato dal Governo – articolo di T. Barbetti

Il nostro Partner Tommaso Barbetti ha scritto un articolo per Quotidiano Energia intitolato: “Extra-profitti, ecco come funziona il “prezzo equo” Fer fissato dal Governo”, pubblicato il 21 gennaio 2022.

Di seguito il testo dell’articolo:

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

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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Presentato il LookOut 31 (Q4-2021)

Elemens ha presentato l’ultimo LookOut del 2021 il 21 dicembre 2021, in un evento virtuale dedicato esclusivamente ai propri clienti iscritti al servizio LookOutIl titolo del report presentato è: “Le nuove direttive e la crisi energetica”

Quali sono i temi del report?

L’approvazione dei due decreti di recepimento delle direttive europee sulle rinnovabili (RED2) e su mercato elettrico (IEMD) sortirà effetti per molti anni, andando a ridisegnare molti aspetti della strategia degli operatori.

Fino ad oggi il mercato si è mosso a cavallo tra due modelli, apparentemente paralleli: il mondo del merchant, all’apparenza “libero” dall’impatto della regolazione, e quello delle tariffe, in cui gli elementi di interazione con il mercato elettrico sembravano nulli. Questa classica dicotomia va probabilmente ripensata: il Decreto RED2 ci restituisce un mondo in cui lo spazio della regolazione e delle tariffe appare più ampio rispetto al passato (si pensi ad esempio all’apertura al PV agricolo su aree idonee), contenendo tuttavia una serie di elementi (aste per zone di mercato) che intendono allineare le esigenze di chi pianifica gli investimenti a quelli del sistema elettrico e dei mercati. In un momento in cui lo sviluppo di nuovi progetti avviene sulla base di sensazioni più che di un quadro normativo definito, si iniziano a scorgere – seppur in nuce – alcune risposte a molte delle domande che gli investitori si stanno ponendo in questa fase: gli impianti a terra in area agricola a che condizioni potranno ancora essere sviluppati? Che forma assumerà l’agrivoltaico? Come avverrà la competizione tra le varie tecnologie? Ci saranno alcuni vincoli di produzione a cui le rinnovabili incentivate dovranno attenersi?

Le risposte diventano man mano più chiare osservando cosa sta succedendo nel market design, sia per le novità introdotte dal recepimento IEMD che saranno attuate in futuro sia per i recenti innesti regolatori che stanno aggiornando il mercato elettrico proprio in una fase in cui molti cominciano a porre in discussione le sue stesse fondamenta a causa della tempesta sui prezzi che non accenna a fermarsi. Occorre quindi valutare l’effetto a livello italiano del go live di riforme attese da tempo – prezzi negativi, intraday a negoziazione continua e sbilanciamenti – e introdotte per fronteggiare un sistema sempre più permeato da profili non programmabili. Invero anche per il Capacity Market, con la nuova asta alle porte, la questione “profilo” è centrale, soprattutto perché si percepisce l’accresciuto interesse per il meccanismo da parte di molti soggetti che desiderano utilizzare il premio sulla capacità come innesco per realizzare accumuli, specialmente se abbinati a impianti rinnovabili. Ma quanto vale oggi e in futuro il costo di un baseload 100% rinnovabile generato da un impianto ibrido RES+storage? E’ il Capacity Market lo strumento più adatto per questa configurazione o occorre attendere le nuove disposizioni dedicate previste dalla IEMD e dalla RED II? Quesiti che sottintendono un interrogativo generale: quanto siamo lontani dal sistema decarbonizzato?

 

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Presentato il LookOut 31 (Q4-21)

Elemens ha presentato l’ultimo LookOut del 2021 martedì 22 marzo pomeriggio, in un evento dedicato esclusivamente ai propri clienti iscritti al servizio LookOut Il titolo del report presentato è: “La fine dell’Orso”

Quali sono i temi del report?

Nelle logiche sensazionalistiche della comunicazione, ogni anno comincia come l’anno della svolta.

Eppure, il 2022 nel settore dell’energia si annuncia davvero come un anno fuori dall’ordinario, caratterizzato da numeri tutti in salita. Salita che assume un significato diverso a seconda del punto di vista: crescita per rinnovabili e decarbonizzazione, percorso faticoso invece per sicurezza degli approvvigionamenti e consumatori.

La drammatica guerra in Europa e il riassetto geopolitico in corso sta rivoluzionando le priorità della politica energetica, inducendo il Governo a rimarcare la necessità di pensare ad un alternativa al gas anche spingendo fortemente sul tema delle autorizzazioni delle rinnovabili – con la principale associazione di settore che ha chiesto che ben 60 GW (sic!) di rinnovabili vengano realizzati nei prossimi 3 anni (sic!).

Saranno quindi centrali tutti i provvedimenti per le rinnovabili (DM Fer 2, DM FER 3, aree idonee, disciplina agrivoltaico) che definiranno una pianificazione di almeno di 5 anni di investimenti. E tutti questi elementi si innestano in un contesto già in crescita per il settore perchè 1) il mercato sta cambiando forma 2) le autorizzazioni stanno comunque arrivando 3) lo storage è right here right now. Gli accumuli elettrochimici in particolare sono stati il protagonista della recente asta del Capacity Market, meccanismo attualmente “on hold” ma che potrebbe essere riattivato con una prossima asta per l’anno 2025. La rilevanza dell’evento non è trascurabile: indipendentemente dal Capacity Market, gli storage sono centrali nel migliorare l’affidabilità delle rinnovabili non programmabili per il sistema elettrico, problema sempre evidenziato dai più scettici ma che in poche settimane passa in secondo piano se comparato con l’affidabilità dell’approvvigionamento del gas.

 Elemens, come a ogni LookOut di inizio anno farà il punto sui numeri del settore e sulle strategie degli operatori, effettuando al tempo le proprie previsioni per il 2022. Mostreremo il ranking degli operatori più attivi in ciascun segmento (dagli asset in esercizio fino allo sviluppo PV, wind e storage, dagli annunci di pipeline fino ai deal conclusi, fino infine al market share del trading su rinnovabili), dando conto (e conti) delle principali operazioni e andando, in ultima istanza, a definire una nuova mappa strategica del settore. Offriremo poi la nostra view sui possibili scenari di breve termine, pur con la cautela necessaria in un contesto così straordinariamente incerto.

 

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R.E.gions2030: i numeri del permitting

Elemens e Public Affairs Advisors, con la media partnership di Quotidiano Energia, hanno avviato un nuovo progetto di comunicazione e advocacy relativo alla valutazione della performance del permitting di impianti a fonti rinnovabili a livello regionale

Con il sostegno di numerose aziende partner tra i principali operatori delle Rinnovabili in Italia, nell’ambito del progetto R.E.gions2030 saranno prodotti studi, paper di valutazione degli iter autorizzativi in corso, interviste ai top manager del comparto e molti altri contenuti che forniranno agli stakeholder dell’industria dell’energia pulita una solida base di comprensione degli strumenti a loro disposizione per assicurare uno sviluppo sostenibile della nuova capacità rinnovabile.

In particolare, le analisi poggeranno sui dati di Elemens relativi a tutti i procedimenti autorizzativi, a partire dai quali verranno elaborati indici di performance relativi a ciascuna Regione, con l’obiettivo di guidare – sulla base di numeri e non di suggestioni o aneddotti – il dibattito sulla questione autorizzativa.

Elemens e Public Affairs Advisors hanno anche realizzato il portale di R.E.gions2030, all’interno del quale è disponibile tutto il materiale informativo relativo all’iniziativa e gli aggiornamenti sull’avanzamento del progetto, incluse le interviste a tutti i principali stakeholder coinvolti.

 

 

 

 

Elemens in audizione alla Camera dei Deputati

 
 
 

 

RED2 e IEMD: impatto sulle EC – Articolo di Elemens per Edison

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L’articolo completo è disponibile sul sito di Edison

22 settembre 2021

Il Consiglio dei Ministri ha recentemente approvato gli schemi di decreto per l’attuazione delle direttive europee RED II e IEMD, relative, rispettivamente, alla promozione dell’uso di energia rinnovabile e alla regolazione del mercato interno dell’energia elettrica.

Con l’approvazione in via preliminare dei due schemi di decreto il Governo ha iniziato il proprio percorso di allineamento al Clean Energy Package europeo del 2018, delineando una serie di principi a cui i ministeri in materia dovranno attenersi nella fase attuativa.

Un percorso che se già di per sé appare sfidante lo sarà ancora di più al momento dell’approvazione del recente pacchetto “Fit for 55”, che, a distanza di soli 3 anni, rilancia gli obiettivi del Clean Energy Package e che è attualmente in esame presso quattro commissioni del Parlamento Europeo. Quando approvato, il nuovo pacchetto porterà alla revisione delle direttive (quantomeno di quella sulle rinnovabili) e, di conseguenza, a un nuovo percorso di recepimento anche a livello nazionale.

Per raggiungere questi target sfidanti sarà necessario un notevole incremento della quota di installazioni FER annue con un forte contributo che dovrà provenire anche dai modelli energetici che si basano sulla condivisione dell’energia, quali le energy community (le cosiddette REC) e l’autoconsumo collettivo…

…prosegue sul sito di Edison

Presentato il LookOut 30 (Q3-2021)

 

Elemens ha presentato il terzo LookOut del 2021 martedì 21 settembre maggio, in un evento dedicato esclusivamente ai propri clienti iscritti al servizio LookOut . Il titolo del report presentato è: “Il nuovo valore degli asset e dell’energia”

 

Quali sono i temi del report?

Dopo le sensazioni di primavera, l’estate ha portato con sè le prime tracce tangibili del percorso di transizione: il Governo ha infatti calato le sue carte con le bozze dei decreti di recepimento delle direttive sulle rinnovabili e sul mercato elettrico, iniziando a fornire un’idea finalmente più concreta e dettagliata – dopo l’antipasto del PNRR e del Decreto Semplificazioni bis – di quale sia la sua idea di sistema energetico per gli anni a venire. Come pareva inevitabile, l’analisi dei testi rivela numerosi elementi di pianificazione e riforma (un programma di 5 anni di aste per le rinnovabili, un nuovo mercato dedicato agli storage), fornendo alcuni elementi di certezza agli operatori senza fare eccessivo affidamento sulla attuale e favorevole (almeno per i produttori…) situazione dei prezzi.

L’esplosione dei prezzi – non da oggi – riguarda anche il valore degli asset e dei progetti, su cui è interessante effettuare una ricognizione anche alla luce di alcune recenti operazioni che paiono svelare quali siano le nuove metriche di valutazione da parte degli investitori.

Sarà dunque necessario indagare cosa ha spinto i prezzi di mercato agli straordinari livelli attuali, anche in termini di struttura della curva di offerta e di effetti sui ricavi delle rinnovabili, per cercare di intuire gli elementi che possono determinarne la persistenza in futuro e rispondere alla domanda: si tratta di fiammata o di modifica strutturale?
In questo contesto la rassegna regolatoria delle riforme di mercato dovrà essere aggiornata sulla base del recepimento della direttiva sul mercato elettrico, in cui vediamo convergere diversi temi che monitoriamo da almeno un paio d’anni.

I vari tasselli del nuovo market design stanno quindi gradualmente andando a posto, compreso l’inedito (anche a livello internazionale) sistema di aste per la remunerazione a lungo termine dei nuovi storage accompagnato da un nuovo meccanismo di “swap” dei profili che potrebbe cambiare la fisionomia della partecipazione al mercato delle rinnovabili e dei trader.

 

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

Elemens sulle Comunità Energetiche con Legambiente e Enel Foundation

 Il 20 luglio 2021 il nostro partner Tommaso Barbetti ha partecipato come keynote speaker all’evento “Le Comunità Energetiche come motore di innovazione e resilienza del sistema energetico”, organizzato da Legambiente e da Enel Foundation.

 

 

Lo studio sulle pompe di calore geotermiche – Elemens a Radio 24

18 giugno 2021

Il nostro partner Tommaso Barbetti è stato intervistato da Maurizio Melis nel corso di Smart City, la principale trasmissione radiofonica su tematiche energetiche e tecnologiche, in onda su Radio 24. L’intervista è stata l’occasione per ripercorrere alcuni elementi salienti dello studio che Elemens ha realizzato lo scorso anno per ARSE (Associazione Riscaldamento Senza Emissioni) sul ruolo delle pompe di calore geotermiche nell’ambito della transizione energetica.

E’ possibile ascoltare l’intervista nel player audio qui sotto.

 

 

 

Il nuovo DM TEE – Articolo di Elemens per Edison

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L’articolo completo è disponibile sul sito di Edison

18 giugno 2021

Il 1° giugno 2021 è entrato in vigore il nuovo DM che regola il meccanismo di incentivazione dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE), o Certificati Bianchi. Il testo è stato approvato negli scorsi giorni dopo essere stato diffuso in forma di bozza nel corso degli ultimi mesi, con la versione finale che tuttavia non si discosta eccessivamente dalla bozza filtrata dal MiTE nelle settimane passate.

In termini generali, la sensazione che lascia il nuovo Decreto è quella di un ridimensionamento del meccanismo. Gli elementi che infatti saltano maggiormente all’occhio sono la consistente riduzione della domanda (ossia degli obiettivi dei soggetti ad obbligo) e la parallela introduzione di un meccanismo di incentivazione alternativo (le aste), ancorchè in forma “sperimentale” e in termini piuttosto vaghi.

Partendo dal nuovo livello di domanda, il DM introduce i nuovi target per il quadriennio 2021-2024, spostandoli su valori decisamente inferiori rispetto a quelli del quadriennio precedente (2017-2020). Rispetto ai 24,2 mln TEE originariamente previsti per il periodo 2017-2020 (rivisti a 19,9 con il ribasso per l’anno 2020 previsto dal DM), il nuovo DM assegna infatti solo 7,45 mln TEE per il quadriennio 2021-2024 (riduzione del 69% rispetto ai vecchi obiettivi) – inoltre viene ridotta fortemente anche la domanda per l’anno d’obbligo 2020, anche per tenere conto degli effetti della pandemia e della riduzione del periodo d’obbligo. Da un lato tale riduzione sembra rispondere al basso livello di offerta di TEE registrato negli ultimi anni nel meccanismo, cercando una sorta di ribilanciamento del mercato.

…prosegue sul sito di Edison