Impatto della struttura del NAP sui prezzi dell energia elettrica. Proposta metodologica per ridurre gli oneri a carico dei consumatori.

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1 Impatto della struttura del NAP sui prezzi dell energia elettrica. Proposta metodologica per ridurre gli oneri a carico dei consumatori. F. Santi, Nota Sintetica del Lo studio elaborato dall AIEE riguarda l impatto della struttura del NAP sui prezzi di mercato dell energia elettrica, fermo restando il target di riduzione delle emissioni di CO2 fissato dal Governo in relazione agli impegni internazionali già presi, che costituisce il punto di partenza dell analisi. In tre anni di lavoro, nell ambito della Ricerca di Sistema elettrico, il CESI, l AIEE ed il Politecnico di Torino, col supporto dei Politecnici di Milano e di Bari, hanno sviluppato un modello bottom-up della famiglia MARKAL-TIMES rappresentativo del sistema elettrico italiano, disaggregato per Regione, per settore economico, per livello di tensione, per articolazone temporale. Il modello parte dalle domande di servizi energetici (es. illuminazione, produzione di freddo per conservazione cibi, entertainment, etc.) e ricostruisce attraverso un criterio di ottimo economico vincolato (o, meglio, di equilibrio economico parziale) la consistenza di tutti gli stock tecnologici di domanda (es. lampade, figoriferi/congelatori, apparecchiature ICT, etc.) e di offerta (centrali elettriche, reti, etc.), con le disaggregazioni sopra indicate. Il modello calcola quindi tutti i flussi di energia e materia, incluse emissioni di CO2, che derivano dall utilizzo dei parchi tecnologici la cui capacità è dinamicamente determinata anno per anno fino alla fine del periodo orizzonte. Attraverso questo modello complesso, vengono simulati tre diversi scenari di sviluppo del sistema elettrico stesso al 2014: 1. uno scenario di riferimento, che assume un evoluzione tendenziale del sistema, senza nuovi strumenti di policy energetica e ambientale oltre quelli attualmente in essere e senza inasprimenti dei target degli strumenti già implementati; 2. uno scenario di riduzione delle emissioni, che impone al sistema termoelettrico il vincolo complessivo alle emissioni di CO2 imposto dallo schema di NAP sinora diffuso, senza però assumere a priori alcuna distribuzione dei permessi gratuiti tra i singoli impianti, lasciando al modello la facoltà di assegnare le quote gratuite secondo il proprio criterio di ottimo economico e con i propri vincoli costitutivi; 3. uno scenario di simulazione del NAP , che riproduce non solo il vincolo complessivo di riduzione delle emissioni di CO2, ma anche tutti i vincoli assegnati dallo stesso NAP ad ogni singolo impianto. Il confronto tra questi tre scenari serve a mostrare i benefici di una struttura del NAP fondata sul metodo del benchmarking unico, sostenuto da molti analisti e da noi già studiato e proposto in passato (v., F. Santi, Prezzi delle emissioni di CO2 e competitività gas/carbone per la produzione termoelettrica, La Termotecnica, maggio ). Il secondo degli scenari presentati rappresenta una struttura del NAP con una distribuzione naturale dei permessi di emissione gratuiti ai singoli impianti, basata su un criterio di ottimo economico, ed equivale all assumere un benchmark unico per le emissioni specifiche medie annue del parco termoelettrico nazionale, in termini di tonnellate di CO2 rilasciate per MWh prodotto, senza distinzioni di tecnologia e di combustibile. Il benchmark suddetto è ottenuto per un dato anno come rapporto tra il target di emissione fissato e la produzione termoelettrica complessiva. Il terzo degli scenari presentati simula invece una distribuzione delle quote gratuite basata sulla struttura del NAP finora circolata, che tiene conto di fattori di emissione specifici per tecnologia o per combustibile, peraltro con scelte talvolta singolari, come ad esempio quella di negare del tutto permessi di emissione gratuiti agli impianti a vapore a olio combustibile, alcuni dei quali necessari, ancora nell anno orizzonte 2010, per il buon funzionamento della rete nazionale di trasmissione dell energia elettrica in diversi nodi. 1 I prezzi dei combustibili fossili riportati nella pubblicazione citata devono essere aggiornati, senza peraltro che questo infici in alcun modo il metodo di analisi e le conclusioni. 1

2 Il confronto dell impatto del sistema dell emission trading sul prezzo di mercato dell energia elettrica tra i due scenari suddetti, ovvero, in altri termini, tra il benchmarking unico e l attuale struttura del NAP, mostra un minore impatto sui prezzi di mercato dell elettricità potenzialmente ottenibile con il primo approccio. Fissando lo sguardo sull anno orizzonte 2010, dalle simulazioni modellistiche risulta nello scenario di riferimento: - una richiesta di energia elettrica sulla rete di circa 366 TWh; - una produzione termoelettrica di circa 271 TWh 2 ; - un emissione complessiva di CO2 dal parco termoelettrico di circa 149 Mt; - un emissione specifica del parco termoelettrico italiano di circa 0,548 t/mwh. Imponendo il vincolo complessivo di 108 Mt per l anno 2010 e lasciando il modello libero di operare scelte in un quadro di ottimo economico, il sistema reagisce diminuendo le emissioni fisiche di CO2 di circa 2 Mt (da 149 a 147 Mt) ed acquistando all estero permessi di emissione per circa 39 Mt rimanenti. L emissione specifica del parco termoelettrico italiano deve ridursi a circa 0,398 t/mwh, fisicamente o virtualmente attraverso la compensazione con gli altri Pesi europei consentita dall ETS. Nelle note a corredo del NAP si sostiene che una siffatta riduzione, comportando l acquisto di 39 Mt di CO2 ad un prezzo stimabile nell ordine dei 20 /t e dunque con un costo aggiuntivo per il sistema di circa 776 M, vada ad impattare sui prezzi dell energia elettrica nella misura di (776 M /366 TWh) = 2,1 /MWh, ovvero induca un aumento intorno al 2%. In realtà, tale calcolo è una media aritmetica semplicistica che non tiene conto del modo in cui si forma il prezzo di mercato dell energia elettrica in Italia. Il PUN, che è e sarà sempre più il prezzo di riferimento per la compravendita di energia elettrica, obbedisce, almeno in teoria, ad un impostazione di tipo System Marginal Price: ora per ora, il prezzo dell elettricità sul MGP è dato dal costo marginale di produzione dell ultimo impianto ammesso alla vendita, rispetto al merit order basato sulle offerte economiche degli operatori. È vero che nella realtà il mercato italiano, ancora giovane, è molto lontano dalle condizioni di concorrenzialità e che pertanto l incumbent esercita a pieno il suo Market Power riuscendo a fare il prezzo per la gran parte delle ore dell anno con offerte mediamente superiori di un 30% 40% rispetto al costo dell impianto marginale, col beneplacito degli altri operatori (v. C.A. Bollino, P. Polidori, Measuring Market Power in Wholesale Electricity Italian Market: April December 2004, The Energy Journal, 29th IAEE International Conference, 7-10 June 2006, Potsdam). È però probabile che la situazione si evolva verso un minor potere di mercato dell incumbent, grazie anche agli investimenti in nuovi impianti di produzione e trasmissione dell energia elettrica e ad un quadro regolatorio via via più attento. In ogni caso, a differenza di quanto accade oggi, secondo i calcoli modellistici nel 2010 il prezzo di mercato dell energia elettrica sarà fatto da impianti di tipo CCGT a gas naturale per oltre l 85% dell anno. Il costo marginale dei cicli combinati a gas naturale diventerà dunque, in prospettiva, il limite inferiore del PUN. Non è detto che il System Marginal Cost coinciderà con il System Marginal Price, ma senz altro quest ultimo sarà maggiore o uguale al primo. Questa impostante considerazione è il perno del ragionamento intorno al potenziale minor impatto dell emission trading sui prezzi dell elettricità quando si adotti il benchmarking unico per la distribuzione dei permessi di emissione gratuiti. Infatti, il fattore di emissione di un impianto CCGT a gas naturale si aggira intorno ai valori del benchmark da imporre al parco termoelettrico nel 2010 (circa 0,4 t/mwh) e negli impianti più recenti è addirittura inferiore a tale soglia. Dunque, se a ciascun impianto termoelettrico di qualsiasi tipologia e combustibile il NAP assegnasse il benchmark suddetto, gli impianti CCGT a gas naturale non subirebbero alcun incremento di costo e dunque il System Marginal Cost potrebbe teoricamente rimanere invariato per l 85% dell anno. 2 Inclusi impianti a R.S.U.. 2

3 Viceversa, le altre tipologie di impianti termoelettrici, in particolare quelle a carbone, che hanno un fattore di emissione medio intorno a 0,9 t/mwh, subirebbero un aggravio di costo marginale di produzione, dovendo acquistare sul mercato dell ETS permessi di emissione per (0,9 0,4) = 0,5 t/mwh. Ad un prezzo di 20 /t, l aggravio sarebbe di circa 10 /MWh, ceto non piccolo. Ma in base ai valori attuali e, soprattutto, ai valori attesi del differenziale di prezzo tra carbone e gas naturale, nonostante questo aggravio il costo marginale dei CCGT a gas naturale continuerebbe ad essere superiore e tali impianti continuerebbero a fare il prezzo per la maggior parte dell anno. Ovviamente gli operatori che eserciscono un mix di impianti CCGT a gas naturale e di impianti a carbone tenderebbero a trasferire gli extracosti di questi ultimi sui primi, in modo da scaricare gli stessi extra-costi direttamente sul prezzo di mercato dell elettricità, vanificando peraltro i benefici del benchmarking unico. Ma poiché non tutti i grandi operatori del mercato elettrico dispongono di un mix in cui il carbone ha una quota rilevante e poiché nel 2010 le condizioni di concorrenzialità del mercato potrebbero essere almeno leggermente migliorate, c è la speranza che questa politica degli operatori per il trasferimento dei costi della CO2 sul prezzo dell elettricità trovi degli ostacoli. Ostacoli che, sono invece intrinsecamente abbattuti se non si adotta un benchmark unico per le emisisoni, ma si carica una parte dei costi di acquisto dei permessi direttamente sul costo marginale dei CCGT a gas naturale. Infine, il metodo del benchmarking unico induce gli operatori a ridurre maggiormente le emissioni fisiche di CO2 sfruttando al massimo le sacche di inefficienza ancora presenti in alcuni vecchi impianti. Rispetto allo scenario di riferimento, le emissioni nazionali complessive al 2010 risultano ridotte di oltre 2 Mt rispetto allo scenario tendenziale. Si può discutere sull entità di questo risultato modellistico che altri autori reputano maggiore, ma resta il principio che il benchmarking unico induce negli operatori un comportamento più virtuoso, che è tra gli scopi profondi del meccanismo stesso dell emission trading. La situazione è illustrata dai due diagrammi seguenti, che mostrano come, con il target fissato dal NAP , per la gran parte delle ore dell anno l impatto dell emission trading sul prezzo dell elettricità potrebbe teoricamente essere nullo, salvo che politiche di trust degli operatori e blande azioni regolatorie consentano un improprio trasferimento dei costi di acquisto dei permessi degli impianti a carbone agli impianti a gas e quindi al System Marginal Cost, ovvero al limite inferiore del System Marginal Price. 3

4 Costi marginali di breve periodo delle due pricnipali tecnologie termoelettriche (anno 2010) Benchmark unico 0,4 t/mwh, 20 /t 60 System Marginal Cost Costo acquisto permessi CO Coal Natural Gas Costi marginali di breve periodo delle due pricnipali tecnologie termoelettriche (anno 2010) Benchmark per tecnologia /combustibile, 20 /t 60 System Marginal Cost Costo acquisto permessi CO Coal Natural Gas 4

5 Una seconda parte dello studio propone un analisi di sensibilità del metodo del benchmarking unico, rispetto a due variabili il cui andamento potrebbe mettere in crisi le conclusioni della prima parte: - il differenziale di prezzo tra il carbone ed il gas naturale; - il livello di prezzo dei permessi di emissione di CO2 scambiati sul mercato dell ETS. Infatti, se il differenziale di prezzo tra gas naturale e carbone non fosse, come atteso, di circa 5 /GJ, ma scendesse, ad esempio fin sotto i 3 /GJ, il principio del benchmarking unico applicato come descritto andrebbe a far crescere il costo marginale degli impianti a carbone fino a superare quello degli impianti a gas naturale, che dunque non sarebbero più il riferimento per il prezzo dell elettricità ed il System Marginal Cost diverrebbe per buona parte delle ore dell anno, paradossalmente, il costo marginale degli impianti a carbone. Di conseguenza, si avrebbe un impatto sul prezzo di mercato dell elettricità maggiore che nel caso di benchmarking per tecnologia e/o combustibile. Poiché in passato si è già verificato un livello del differenziale gas/carbone inferiore non già a 3, ma addirittura a 2 /GJ (es. anni 1998, 1999, 2004) non è da escludersi a priori che possa in futuro tornare a ridursi la forbice tra i prezzi del carbone e quelli del gas. Le attese sono per un ulteriore divaricazione, ma un margine di incertezza effettivamente esiste e dunque si individua una prima criticità per l applicazione del benchmarking unico, che potrebbe essere risolta con clausole legate al rischio di riduzione del differenziale gas/carbone. Analogo impatto sui prezzi dell elettricità in caso di benchmarking unico si potrebbe verificare a causa di un livello di prezzo dei permessi di emissione superiore a circa 40 /t. Anche in questo caso col benchmark unico a 0,4 t/mwh il costo marginale degli impianti a carbone salirebbe oltre quello degli impianti a gas naturale facendo crescere il System Marginal Cost. Questo è un secondo elemento di incertezza e dunque di criticità per l applicazione senza cautele del benchmaring unico. Potrebbe essere risolto facendo riferimento ad un prezzo di parità delle emissioni di CO2 per la competitività gas carbone. Tutti questi problemi sono analizzati con maggiore dettaglio nella versione estesa dello studio. In conclusione, sembra che, pur con alcune criticità su cui è necessario ragionare ancora, il criterio del benchmarking unico per la distribuzione delle quote gratuite all interno del NAP sia da preferire rispetto ad altri criteri di assegnazione, dato che l impatto sui prezzi dell elettricità dovrebbe essere ridotto o addirittura potenzialmente nullo. Viceversa, l applicazione del NAP nella versione sino ad ora diffusa porterebbe ad un aumento dei prezzi dell elettricità che non è dato dal semplicistico calcolo dell extra-costo complessivo annuo di sistema diviso per la richiesta sulla rete, ma è dato invece dall extra-costo marginale degli impianti a gas naturale a ciclo combinato ed è stimabile non già in circa 2 /MWh, ma in oltre 4 /MWh, ovvero circa il 7% del PUN. 5