Ecco perché l’incertezza tra FerX e FerZ rischia di bloccare lo sviluppo delle rinnovabili

I riflessi dell’ennesima guerra che intreccia gli interessi dell’economia fossile, quella scatenata da Usa e Israele contro l’Iran – e ormai allargata a tutto il Medio Oriente –, si stanno già facendo largo nelle bollette italiane. Dal 28 febbraio il costo dell’elettricità prodotta da centrali a gas è aumentato di oltre il 50% in tutta Europa, ma l’Italia è particolarmente esposta perché questo combustibile fossile determina (attraverso il meccanismo del prezzo marginale) il prezzo all’ingrosso dell’elettricità per ben l’89% delle ore, come emerge dall’analisi curata stamani da Ember, a fronte del 15% registrato nella Spagna delle energie rinnovabili.

Per la nostra sicurezza è necessario aumentare rapidamente la produzione nazionale di elettricità rinnovabile, eppure l’installazione di nuovi impianti è frenata dall’ennesimo collo di bottiglia normativo: quello tra i decreti FerX e FerZ, col secondo che rischia di cannibalizzare il primo iniettando nuova incertezza lungo la filiera di settore.

«Se venisse confermato lo spostamento di contingenti rinnovabili dal FerX al FerZ (inizialmente pensato per un massimo di 5 GW) sarebbe un'occasione persa, perché sono due strumenti entrambi necessari», spiega a greenreport Pietro Pacchione, managing director di Tages Capital Sgr, asset manager tra i principali operatori in Italia con circa 900 MW di capacità installata in impianti rinnovabili, gestiti tramite tre diversi fondi d’investimento.

«Il FerZ è un’evoluzione su cui tutti vogliono andare, ma il mercato non è ancora pronto – argomenta Pacchione – Attualmente il FerX è uno strumento che funziona e i risultati del transitorio sono incredibilmente interessanti, con elettricità da fotovoltaico a 56 €/MWh, quindi estremamente competitiva. Un punto di discussione dovrebbe essere l'accelerazione del FerX; dovremmo pretendere che sia pronto al più presto e pianificare a lungo periodo le varie aste, come succede in Germania. L'incertezza regolatoria e temporale porta a perdere occasioni perché, quando non si riesce a pianificare, i costi esplodono».

Gli “incentivi” previsti dal FerX – o sarebbe meglio dire i meccanismi di stabilizzazione nel lungo periodo del prezzo dell’elettricità immessa in rete – vengono infatti erogati attraverso un meccanismo di aste competitive fondato su contratti per differenza (Cfd) legati alla produzione effettiva degli impianti, ed è dunque orientato ai produttori; il FerZ introduce invece l’approccio secondo cui il contratto standard è riferito a un profilo orario e non alla produzione di un singolo impianto, ed essendo orientato al profilo e al mercato è dunque uno strumento adatto a operatori diversi, con capacità di trading e profilazione di portafogli diversificati.

«Il FerZ è uno strumento per operatori più strutturati. Non ho nulla contro, ma c'è bisogno di entrambi i tipi di operatori per fare la transizione. Puntare principalmente su uno strumento come il FerZ senza averlo testato prima è un rischio – continua Pacchione – Il tema centrale è che abbiamo qualcosa che funziona, con molti soggetti che competono e risultati palesi. Perché rinunciarvi? La profilazione può essere fatta anche in modo centralizzato dall'esterno, mettendo insieme diverse fonti e batterie, senza che debba essere fatta per forza sul singolo asset. Questo otterrebbe lo stesso risultato del FerZ ma su più strumenti. Se per fare un profilo devo avere solare, eolico, idroelettrico e batterie, moltissimi tra gli operatori italiani delle rinnovabili di taglia media verrebbero tagliati fuori perché non hanno tutte queste competenze o non possono finanziare tutto insieme».

A fomentare ulteriore incertezza c’è il problema delle tempistiche. Dal Gse informano che l’asta FerX dovrebbe tenersi nella seconda metà di quest’anno (ma non c’è ancora il via libera da Bruxelles), mentre per il FerZ (su cui il confronto è ancora più indietro) si andrà con tutta probabilità al 2027. Al contempo il ministero dell’Ambiente ipotizza di spostare contingenti dal FerX al FerZ in quanto l’Ue lo riterrebbe uno strumento migliore, anche se non ci sono evidenze in merito.

«Se dal Mase parlano di difficoltà per il via libera della Commissione europea sul FerX definitivo, argomentando così la preferenza per il FerZ, si tratta di un tema serio ma in tal caso – commenta Pacchione – bisognerebbe far valere le ragioni dell’Italia perché il Paese ne ha bisogno. Il FerX mi sembra in linea con quanto richiesto dalla Commissione in quanto mi aspetto sia simile al FerX transitorio, che è stato approvato; bisogna insistere affinché arrivi al più presto l’ok da Bruxelles».

Sul tema è ancora più netto Agostino Re Rebaudengo, fondatore e presidente di Asja energy: «È importante chiarire che l’Unione europea – spiega a greenreport – non impone un modello specifico di CfD, la scelta del design resta discrezionale per gli Stati membri. Non a caso, i principali Paesi europei continuano a utilizzare schemi asset-based legati alla produzione degli impianti, senza obiezioni da parte della Commissione. Di conseguenza, spostare contingenti fotovoltaici dal FerX al FerZ e complicare parallelamente le aste FerX con vincoli Nzia che restringono la concorrenza è una scelta politica italiana, non un’imposizione europea».

Per quanto riguarda in particolare i criteri Nzia, peraltro, come già denunciato da alcuni produttori europei di fotovoltaico – prima per l’iperammortamento in legge di Bilancio, poi per il decreto Bollette –, il rischio è che i vantaggi vengano ristretti a favore di un’unica realtà industriale (3Sun).  

«Si parla di introdurre criteri Nzia – osserva Pacchione – e su questo punto occorre decidere qual è la priorità. Siamo tutti contenti di usare pannelli europei, ma bisogna chiarire che costano di più. Se l’obiettivo è avere energia al prezzo più basso, i produttori devono essere liberi di acquistare le tecnologie più efficienti. Se invece l’obiettivo è la crescita della filiera industriale nazionale, dobbiamo accettare che l'energia costerà di più: l’esempio del FerX transitorio con criteri Nzia mostra un differenziale di circa 10 €/MWh».

Più in generale, nel pieno di un nuovo shock energetico legato ai combustibili fossili, l’urgenza primaria del Paese dovrebbe essere quella di favorire l’installazione di nuovi impianti rinnovabili. Dunque «la priorità dell’Italia a Bruxelles dovrebbe essere sollecitare l’autorizzazione del FerX e avviare con urgenza nuove aste competitive. Sarebbe invece un grave errore – argomenta Re Rebaudengo – indebolire ora questo strumento per virare verso un meccanismo più complesso come il FerZ che restringerebbe la platea dei partecipanti, ridurrebbe la concorrenza e rallenterebbe gli investimenti, con l’effetto finale di aumentare i prezzi d’asta. Va ricordato che il decreto FerX è in ritardo di oltre tre anni rispetto alla scadenza ultima prevista. A fine febbraio 2025 è entrata in vigore una versione transitoria (cd. FerX Transitorio), che, peraltro, ha ottenuto l’approvazione della Commissione europea, il che dovrebbe rassicurare il Mase circa i timori che non approvi il FerX.

Nel lungo periodo, il mercato elettrico europeo tenderà probabilmente a integrare sempre di più strumenti orientati alla gestione dei profili di produzione e alla flessibilità del sistema, e quindi meccanismi d’asta come il FerZ potranno avere un ruolo crescente. Tuttavia, allo stato attuale, nei principali Paesi dell’Unione europea non risulta che strumenti analoghi al FerZ siano utilizzati come meccanismo principale per le aste competitive rinnovabili, come invece sembra adesso orientato a fare il Mase, cambiando quanto inizialmente prospettato dallo stesso Ministero».

«Come Finco – conclude Re Rebaudengo, che ne è vicepresidente – abbiamo sottolineato, nella consultazione sul Decreto FerZ, l’importanza di mantenere una reale complementarità tra FerX e FerZ, evitando che il secondo sostituisca il primo. Il FerX – asset-based, bancabile e accessibile a sviluppatori e produttori indipendenti – deve restare il canale principale per aumentare rapidamente la capacità rinnovabile al minor costo possibile e con prezzi stabili nel tempo. Il FerZ, per sua natura profile-based, è invece più adatto grandi utility integrate, trader o aggregatori. Per questo è fondamentale mantenere contingenti distinti e non sovrapposti, come peraltro inizialmente prospettato dal Mase. Il FerZ andrebbe utilizzato gradualmente e in aggiunta al FerX e non cannibalizzandone i contingenti».