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energia il conto dell'emissione



da qualEnergia n2
KYOTO
I meccanismi
del Protocollo
partono anche
in Italia. Ma l’avvio
è lento
Il conto
dell’emissione
di Matteo Leonardi*

Dal primo gennaio del 2005 per
importanti attività produttive, tra
le quali la generazione termoelettrica,
le strategie di produzione devono
fare i conti con l’emissions trading.
Che nel nostro paese ciò non sia
ancora avvenuto è in primo luogo
addebitabile ai ritardi nell’allocazione
delle quote, il decreto di assegnazione
è solo del febbraio 2006, ma è dovuto,
nello specifico del settore elettrico, a
un forte e ancora non colmato ritardo
da parte delle amministrazioni pubbliche
centrali nel comprendere i meccanismi
di funzionamento dei mercati
elettrici a seguito della liberalizzazione
e di accettare che su di essi si sovrappongano
meccanismi di mercato di
regolazione ambientale.
L’emissions trading del resto è uno
strumento complesso dal momento che
rappresenta la prima esperienza di un
mercato sopranazionale di beni
ambientali creato da una struttura politica.
Il progetto dell’Unione Europea è
ambizioso e si sovrappone ai mercati
elettrici che a dieci anni dalla direttiva
del 1996 stanno faticosamente trovando
un assetto tra monopoli e concorrenza.
L’emissions trading (Et) accomuna
Paesi che non hanno ancora raggiunto
un’integrazione dei mercati
energetici e che sono caratterizzati da
forti differenze. Si tratta di mercati
maturi che hanno già completato il rinnovamento
del parco impianti con mercati
ancora inefficienti, mercati saturi
con mercati in forte crescita, mercati
prevalentemente amministrati con
mercati ampiamente liberalizzati.
Si tratta di un meccanismo di regolazione
ambientale voluto dall’Unione
Europea tanto da avere anticipato l’approvazione
stessa del protocollo di
Kyoto su scala internazionale.
Ma al di là del nome comune con
uno dei meccanismi flessibili riconosciuti
dal protocollo di Kyoto (Et, Cdm,
Ji), l’emissions trading europea rappresenta
una prevedibile evoluzione della
politica energetico ambientale dell’Ue
intenzionata da tempo a introdurre
strumenti per internalizzare i costi
ambientali delle attività energetiche.
Et: funzioni e costi
L’Et è un meccanismo di regolazione
ambientale detto di cap and trade. Significa
che il regolatore sulla base di un
obbiettivo di contenimento delle emissioni
fissa per un determinato periodo
un tetto di permessi (cap) da distribuire
agli operatori i quali, a seconda delle
loro esigenze, li contratteranno.
I permessi corrispondono al diritto di
emettere una tonnellata di CO2 in
atmosfera e sono distribuiti per due
distinti periodi 2005-2007 e 2008-2012.
Alla fine di ciascun anno i singoli
impianti dovranno restituire all’autorità
competente un numero di crediti
corrispondente alle emissioni effettive.
Se ne avranno in eccesso le potranno
vendere e viceversa, se in difetto le
dovranno comprare. La sanzione per
non ottemperare all’obbligo è di 40 € a
tonnellata nel primo periodo e di 100 €,
nel secondo. Pagare la sanzione non
esime l’operatore dal consegnare le
quote. La totalità dei permessi di tutti i
settori in tutti i Paesi e per tutti gli anni
sono equivalenti. Un permesso, quindi,
di emissione di un cementificio polacco
può essere annullato da un impianto
termoelettrico spagnolo. I crediti degli
anni successivi possono essere usati per
ottemperare all’obbligo degli anni precedenti.
La sanzione non rappresenta il
prezzo di riferimento per i permessi di
CO2. A seguito della direttiva 101/04 i
crediti derivati da progetti di Clean
Development Mechanism e di Joint
Implementation potranno essere convertiti
in crediti per ottemperare all’emissions
trading europeo.
L’allocazione delle quote è gratuita
per tutti e due i periodi a eccezione di
una discrezionalità del 5-10% da parte
dello Stato membro. Assumendo che
siano distribuiti in tutta l’Unione Europea
un numero di permessi inferiori
alle effettive esigenze delle imprese,
altrimenti, del resto, il meccanismo non
avrebbe senso, tutte le quote avranno
un valore corrispondente al costo di
riduzione delle emissioni che permetterà
alle imprese di rientrare nel tetto
allocato all’origine.
La gratuità dell’allocazione è ininfluente
nel definire il prezzo della
quota. Il prezzo è dato dai costi di
abbattimento
delle emissioni.
Per il 2005 tale
prezzo è risultato equivalente al differenziale
di costo della generazione a gas
naturale rispetto a quella a carbone,
circa 20 € a tonnellata nei mercati europei.
Ovvero ricevendo 20 € a tonnellata
di CO2 evitata ci sono operatori disposti
a non produrre un kWh a carbone.
Il valore delle quote ha seguito per
tutto l’anno gli andamenti dei prezzi
relativi tra gas e carbone. Se il prezzo
del gas aumentava e quello del carbone
rimaneva stabile il valore della
quota di CO2 aumentava, e viceversa.
Questo sembra indicare che il mercato
ritiene che in Europa la strategia
per rientrare nel tetto di emissioni è la
sostituzione di combustibile di generazione
nel settore termolettrico.
In seguito, anche a seconda dei risultati
del mercato nel primo anno e dunque
alla conoscenza della differenza
tra necessità dei settori (domanda) e
quote allocate (offerta), è probabile
che siano altre strategie di abbattimento
a determinare il prezzo
delle quote. Per esempio
investimenti a lungo termine
(e in questo sarà molto interessante
osservare se l’Et sarà
in grado di stimolare i produttori elettrici
ad avanzare progetti di efficienza
in accordo coi consumatori finali) o progetti
Cdm in Paesi in via di sviluppo.
Passare all’incasso
L’opportunità di incassare la quota di
CO2 anziché produrre, nel nostro caso
energia elettrica, introduce il concetto
di costo opportunità. Ovvero dato un
valore della quota, il produttore deve
essere sicuro che quando vende il suo
prodotto, ad esempio un kWh, i suoi
ricavi siano almeno equivalenti a quelli
che avrebbe avuto se non avesse prodotto
e venduto la quota.
Ne deriva che necessariamente i
prezzi dell’energia elettrica debbano
inglobare i costi opportunità delle
quote. Con un prezzo di 20 €, la generazione
a carbone ha un costo opportunità
di circa 18 €, ovvero ogni MWh
che genero determina l’annullamento
di 0,91 quote) mentre quella a gas
naturale in un ciclo combinato di poco
meno di 8 € (ovvero
0,396 quote
a MWh.
Questo non significa che i prezzi dell’energia
aumentino del costo opportunità
ma semplicemente che il produttore
quando vende il proprio kWh
deve essere sicuro che l’opportunità di
stare sul mercato sia superiore ai 18 €
nel caso del carbone e di 8 € nel caso
dei cicli combinati. Altrimenti preferirebbe
non produrre.
In mercati scarsamente concorrenziali,
quali quello italiano, i prezzi
determinati dalle strategie di profitto
dall’operatore dominante, Enel, sono
generalmente maggiori al costo opportunità
della quota. Quindi tutti gli operatori
terzi non hanno alcuna convenienza
(con l’eccezione di alcune ore
notturne e pochi periodi dell’anno) a
esprimere il costo opportunità nelle
loro offerte. Dal canto suo Enel potrebbe
ricaricare le proprie offerte del costo
reale o del costo opportunità o di qualsiasi
alto costo il regolatore gli permetta
dal momento che risulta ancora l’operatore
indispensabile per importanti
periodi della giornata.
A tale proposito è da rilevare che
rimangono del tutto prive di fondamento
metodologico le assunzioni dell’Acquirente
Unico di un costo di Et pari
a 1,6 €/MWh e dell’Autorità per l’energia
a 1-2 €/kWh, almeno che diversamente
spiegato dalle stesse.
In breve i prezzi finali dell’energia
elettrica ingloberanno il costo opportunità
delle quote di CO2 anche se le
quote sono state assegnate ai produttori
a titolo gratuito
Un concetto questo abbastanza semplice
(l’affitto di una casa ereditata
dalla nonna non è inferiore all’affitto
di una casa acquistata) ma che fa fatica
a essere compreso, forse perché ritenuto
iniquo.
Non lo è affatto. Rappresenta, come
anticipato, lo strumento di internalizzazione
dei costi ambientali ritenuto
economicamente più efficiente da
parte dell’Unione Europea. L’alternativa
sarebbe stata una cabon tax, per
altro ancora presente in Italia, anche se
sterilizzata ad aliquote del tutto campate
per aria del 1999. Eventualmente
iniquo è la distribuzione a titolo gratuito
delle quote. Il valore delle quote
moltiplicate per il loro prezzo rappresenta
infatti, per effetto del costo
opportunità, un’area potenziale di pro-
fitto per le imprese in caso di allocazione
gratuita e rappresenterebbe una
consistente entrata per lo Stato se assegnate
a pagamento.
L’assegnazione gratuita è stata fortemente
voluta delle associazioni di
imprese a livello europeo, è facile capirlo,
soprattutto per i settori non elettrici
che si trovano a operare in mercati
esposti alla concorrenza internazionale,
tuttavia permette, in particolare in
mercati non competitivi, di limitare gli
impatti sui prezzi finali, sempre se l’autorità
che vigila sul mercato è attenta.
Se, infatti, è vero che, in presenza di un
operatore dominante, l’opportunità di
rimanere sul mercato grazie ai prezzi
da esso praticati spinge gli operatori a
non caricare le proprie offerte dei costi
opportunità, sarebbe inevitabile che lo
facessero se avessero sostenuto dei
costi reali nell’acquistare le quote.
Quote assegnate
Il processo di assegnazione delle
quote di Et ha evidenziato una certa
confusione in tema di regolazione
ambientale del settore elettrico da
parte dell’amministrazione pubblica.
Gli obiettivi di riduzione del settore
termoelettrico nell’ambito del Protocollo
di Kyoto sono stati presentati in
occasione della pubblicazione della
delibera CIPE del dicembre 2002. La
delibera individuava un tetto massimo
di emissione nel settore termoelettrico
al 2005 di 124 Mtonn.
Nel primo piano presentato nell’
estate del 2005 il Ministero dell’ambiente
e il Ministero delle attività produttive
assegnavano al settore termoelettrico
138,2 Mtonn. A fronte della
richiesta di diminuzione da parte della
Commissione Europea questo tetto
veniva abbassato a 131,06 Mtonn nel
dicembre 2005 e successivamente
approvato in decreto a 130,4 Mtonn. A
queste si devono aggiungere 40 Mt di
CO2 riferite alla riserva. Quote attribuibili
al settore elettrico sono inoltre
comprese nella voce altre attività, si
tratta di autoproduttori o di generazione
elettrica connessa ad altri processi
industriali.
In realtà anziché applicarsi a una
metodologia efficace e trasparente di
assegnazione, l’amministrazione pubblica
si prodigava per oltre un anno in
tentativi di eludere la direttiva attraverso
il tentativo di gestire il meccanismo
di emissions trading con il cosiddetto
ex post per il settore elettrico.
In base all’ex post gli operatori elettrici
avrebbero dovuto restituire all’autorità
competente o avrebbero da essa
ricevuto a fine anno un quantitativo di
quote pari alla differenza tra l’assegnazione
iniziale e le emissioni effettive
valorizzate a un coefficiente unico di
emissione e corrispondente alla media
di 550 gCO2/kWh del parco nazionale.
La scelta del coefficiente unico avveniva
postuma, agli inizi si pensava addirittura
a un coefficiente corrispondente
all’emissione effettiva di ciascun impianto,
cosa che avrebbe totalmente
neutralizzato l’Et.
Il meccanismo ex post a coefficiente
unico di per sé, pur esplicitamente bandito
dalla direttiva 87/2003, avrebbe
avuto un qualche vantaggio in termini
economici e non avrebbe necessariamente
annullato i contenuti
ambientali del meccanismo,
anche se probabilmente sarebbe
stato meglio fissare il
coefficiente unico al valore
inferiore del gas naturale a ciclo combinato390
gCO2/kWh. Tuttavia rendeva
il circuito italiano non compatibile con
il mercato europeo e soprattutto ribaltava
la realtà dei fatti.
I prezzi in Italia erano e sono alti per
mancata concorrenza, per la quale nel
frattempo non si faceva nulla (si veda
in particolare la contemporaneità del
decreto Marzano, totalmente ininfluente
in termini di concorrenza per il
settore) e non per l’applicazione della
direttiva dell’emissions trading.
Direttiva che avrebbe sì determinato
un aumento dei prezzi, ma come illustrato
in precedenza, a un livello comunque
inferiore all’attuale prezzo
praticato dall’operatore dominante e
lo avrebbe fatto in giustificazione del
principio del “chi inquina paga” alla
base di tutta la legislazione energetico
ambientale dell’Unione Europea parallela
al processo di liberalizzazione dei
mercati.
Eppure il legislatore non credeva ai
suoi occhi: un
meccanismo che
permetteva di
neutralizzare gli effetti dell’Et, riallineando
l’Italia ai prezzi del resto d’Europa
in cui la direttiva veniva recepita seriamente,
senza dover procedere ulteriormente
nel processo di liberalizzazione.
Difficile comprensione
Una volta scartata l’opzione dell’expost
per intervento della Commissione
emergevano ancora delle ambiguità
circa la comprensione delle amministrazioni
pubbliche del processo di liberalizzazione
e delle implicazioni dei
mercati ambientali.
Si ipotizzava che gli operatori del
settore elettrico avrebbero dovuto
adottare un sistema di pooling su base
volontaria, ovvero di accordo settoriale
privato simile al meccanismo ex-post.
Il legislatore pensava ancora in ottica
di impresa elettrica pubblica. L’impresa
privata persegue la massimizzazione
del proprio profitto e non aspira
affatto ad autoneutralizzare le proprie
opportunità di incrementare i
guadagni, attraverso il costo opportunità,
riducendo i prezzi finali dell’energia
elettrica. Questo è proprio il
compito del legislatore dimentico del
proprio ruolo di creare mercati concorrenziali.
Scartata anche quest’opzione si procedeva
con una sovrallocazione e dunque
con un’allocazione priva di grandi
obiettivi ambientali dal momento che
sembra assegnare al settore elettrico
un generoso quantitativo di quote.
Il termine “generoso” tuttavia non
può fare riferimento a nulla di concreto.
Nel piano di allocazione nazionale
non vengono rese pubbliche le assunzioni
relative alla domanda di energia
elettrica in base alle quali le quote sono
state assegnate nè vengono presentati
scenari di crescita integrati con le costose
e inefficienti politiche di sviluppo
delle energie rinnovabili e del risparmio
energetico.
Una dimenticanza molto grave.
Attribuire un eccesso di quote all’elettrico
che per altro gode di un mercato
protetto, va a discapito degli altri settori
nazionali inclusi nella direttiva che
dovranno spartirsi un numero inferiore
di quote.
Questi peraltro agiscono in mercati:
vetro, carta, acciaio, fortemente esposti
alla concorrenza internazionale e
già stanno pagando politiche di sviluppo
delle energie rinnovabili e del
risparmio energetico. Sotto quest’aspetto
la miopia del paese è stata inaccettabile.
In un meccanismo che può distribuire
un numero limitato di quote, ed è inutile
continuare a sostenere il contrario,
perché devo pagare per delle politiche
finalizzate alla riduzione delle emissioni
di CO2 nel settore elettrico, come rinnovabili
e risparmio e non tenere conto di
tali politiche nell’assegnazione delle
quote ad un settore che per altro si può
facilmente rivalere sul consumatore
finale attraverso la piena comprensione
dei costi opportunità nei prezzi finali.
Se le associazioni industriali, e Confindustria
per prima, volessero accettare
l’inevitabilità dell’emissions trading
e si concentrassero sulle implicazioni di
mercato del meccanismo, anziché additarlo
come un’inspiegabile stravaganza
ambientale, si accorgerebbero che i
propri interessi sono stati fortemente
trascurati nel processo di assegnazione
del primo periodo.
Attenzione pertanto nel secondo
periodo di assegnazione, i progetti di
conversione delle centrali di Torrevaldaliga
e di Porto Tolle a carbone,
entrambe in mano all’operatore dominante,
arrecheranno grandi profitti per
Enel in grado di valorizzare, attraverso
il costo opportunità, oltre 20 milioni di
tonnellate di quote di CO2, inevitabilmente
sottratte agli altri settori.
Tali conversioni peraltro non determineranno
alcun percepibile diminuzione
dei prezzi dell’energia elettrica:
perché sono in mano all’operatore
dominante, perché il
prezzo dell’energia elettrica
è dato dalla tecnologia marginale,
perché il prezzo della
quota, internalizzato nei prezzi finali
attraverso il costo opportunità, corrisponde
al differenziale di prezzo tra il
gas e il carbone, e se questo non è del
tutto vero in Italia, non è forse un altro
aspetto della mancata realizzazione
della concorrenza nel settore gas?
Si prega dunque gli attori industriali
di affrontare l’Et in termini privi di
preconcetti nei confronti dei meccanismi
di protezione dell’ambiente, lasciandosi
alle spalle l’infelice prima fase
di assegnazione e valutando i reali costi
e le reali opportunità del meccanismo.
È fondamentale riconoscere l’inevitabilità
del costo opportunità e dunque
chiedere una più equa distribuzione dei
crediti, anche in base ai mercati di riferimento
dei rispettivi prodotti, quindi
riflettere nuovamente sui presunti benefici
economici di conversioni a carbone di
centrali a beneficio unico dell’operatore
dominante.
* Responsabile clima-energia
Wwf Italia