Uno
strumento per l'emissione
di
Matteo Leopardi
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 questo non sia ancora avvenuto è in prima istanza
addebitabile ai ritardi nell’allocazione delle quote, il decreto di
assegnazione è solo del febbraio 2006, ma è principalmente dovuto, nello
specifico del settore elettrico, ad un fortissimo, ed ancora non colmato,
ritardo da parte di delle amministrazioni pubbliche centrali di 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 estremamente ambizioso e si sovrappone a
mercati elettrici che a dieci anni dalla direttiva del 1996 stanno ancora
faticosamente trovando un loro assetto tra monopoli e concorrenza. Estremamente
ambizioso, raggruppa settori industriali tra loro differenti sia per tecnologie
di produzione, sia per prodotti che per organizzazione dei mercati. L’emissions
trading (ET) accomuna Paesi che non hanno ancora raggiunto un’integrazione dei
mercati energetici ed i cui fondamentali sono caratterizzati da forti
differenze. 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.
Un meccanismo di regolazione ambientale fortemente 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’Unione
Europea intenzionata da tempo ad introdurre strumenti per internalizzare i costi
ambientali delle attività energetiche.
Nei paragrafi che seguono introdurremo brevemente il meccanismo dell’emissions
trading europea focalizzando l’attenzione sulle modalità di formazione del
prezzo delle quote e sui comportamenti delle imprese, in particolar modo
elettriche, nel recepire
Cos’è
l’ET, come funziona, quanto costa
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,
(questo secondo corrispondente al primo periodo di verifica degli obiettivi del
protocollo di Kyoto).
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. Tutti i permessi di tutti i settori
di tutti i paesi per tutti gli anni sono equivalenti, dunque un permesso 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 ad 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 importante sottolinearlo, 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. Ad esempio investimenti a lungo termine (ed
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.
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
Ne
Questo non significa necessariamente che i prezzi dell’energia aumentino del
costo opportunità ma semplicemente che il produttore quando vende il proprio
kWh deve essere sicuro che l’opporunità 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 sul
mercato 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) ad 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’AU 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 necessariamente e
giustamente 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 ad
essere compreso, forse semplicemente 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
profitto per le imprese in caso di allocazione gratuita ed 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 ad 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 sufficientemente attenta). Se infatti è vero che, in presenza di un
operatore dominante, l’opportunità di rimanere sul mercato grazie ai prezzi
da esso praticati spinga 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.
Assegnazione
delle quote:
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 ufficialmente 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 prima dell’estate 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 tale tetto veniva abbassato 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
sostanzialmente di autoproduttori o di generazione elettrica connessa ad altri
processi industriali.
In realtà anziché applicarsi ad 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 ad 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 ad 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, ad 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! Slurp!
Epilogo
e considerazioni finali
Una volta scartata l’opzione dell’ex-post 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 (giustamente) 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 né vengono presentati scenari di crescita integrati con le
costose (perché 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, come quello elettrico) 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 (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 come 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
1) Perché sono in mano all’operatore dominante, 2) perché il prezzo
dell’energia elettrica è dato dalla tecnologia marginale, 3) perché il
prezzo della quota, internalizzato nei prezzi finali attraverso il costo
opportunità, corrisponde al differenziale di prezzo tra il gas ed 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.
E’ 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.