Non sono solo incentivi, ma un'assicurazione sul futuro delle rinnovabili. Il cosiddetto “FER X a regime”, ovvero la misura di sostegno alla transizione energetica italiana da 23 miliardi di euro che punta ad aggiungere 37,15 GW di nuova capacità rinnovabile ha ricevuto il semaforo verde da Bruxelles nei giorni scorsi. Un pacchetto che mostra come la riduzione del rischio sia la strada per provare a ottenere dai privati i fondi per la transizione che i governi non hanno (o non vogliono dedicare al tema). La mano pubblica, dal canto suo, si rende disponibile a proteggere il settore dai colpi delle oscillazioni di mercato, fatto quantomai necessario trovandoci in un territorio per larga parte inesplorato.Che cosa è il “FER X a regime”Partiamo dalle basi. “FER X a regime” è una formula che serve a distinguerlo dal “FER X transitorio”, cioè dal meccanismo ponte valido per il 2025. FER sta per fonti energetiche rinnovabili ed è l’acronimo usato da anni nei decreti italiani sugli incentivi alle rinnovabili elettriche. Mentra la X è una etichetta normativa che identifica questa nuova generazione di decreti sulle rinnovabili “mature”, dopo la stagione dei FER precedenti. Fatta chiarezza su termini molto tecnici, possiamo addentrarci nel merito.Il nuovo FER X messo a punto dal governo che ha appena superato il vaglio dell'Unione europea sugli aiuti di Stato è pensato con una ragione ben precisa: rendere ancor più attrattiva la costruzione di impianti fotovoltaici, eolici onshore, idroelettrici e a gas da depurazione per la produzione di energia elettrica.Ma la prima cosa da chiarire, spiega Maurizio Delfanti, ordinario di Sistemi elettrici per l'energia al Politecnico di Milano ed ex amministratore delegato di Rse (la controllata dal ministero dell'Economia che si occupa di Ricerca sul sistema energetico), è che non si tratta di incentivi, ma di una sorta di assicurazione che garantisce la tenuta dei piani industriali per chi decide di investire nel settore (e, ovviamente, aderire allo schema).“Lo strumento sono i cosiddetti contratti per differenza”, spiega Delfanti. “Non si tratta di una novità, ma dello strumento che la Commissione europea ha imposto dal 2019 come preferenziale e quasi esclusivo in materia. Parliamo di un appostamento, cioè la messa a disposizione di una certa capacità economica che solo potenzialmente viene poi sfruttata”. Significa che i soldi sono pronti, ma non necessariamente saranno spesi. Anzi, potrebbero essere gli operatori a dover pagare.Cosa sono i contratti per differenzaUna spiegazione semplice dei contratti per differenza bidirezionali la fornisce Francesca Andreolli, ricercatrice senior energia ed efficienza del think tank climatico Ecco. "Tutto ruota attorno a una soglia, il cosiddetto prezzo di esercizio o strike price, stabilita a monte dalle parti, cioè lo Stato e gli imprenditori interessati. Il contratto per differenza prevede, a questo punto, una biforcazione: se il prezzo dell'energia sul mercato è più alto dello strike price, il produttore verserà la differenza al Gse [Gestore dei servizi energetici, ndr]; se, invece, è più basso, accadrà esattamente il contrario, con il governo che sarà chiamato a versare la differenza al produttore”. In questo modo si è “ coperti” dal rischio.L'idea è quella di garantire il rispetto del piano di business stabilito dalle aziende ogni volta che si lanciano in una nuova impresa: un insieme di proiezioni economiche (e non solo) per forza di cose approssimative. Si vuole, cioè, ridurre l'incertezza. “Con questo tipo di contratto vincono entrambe le parti”, commenta l'esperta, “perché l'imprenditore si tutela, e lo Stato, oltre a stimolare la realizzazione di nuovi impianti, riesce a non incentivare in maniera eccessiva le rinnovabili come accadeva col vecchio ‘conto energia’, che prevedeva una quota fissa da versare per molti anni. Ma era l'inizio del millennio: un altro mondo, con tecnologie non ancora mature". Una stagione che ha visto - inutile negarlo, molte storture: anche in Italia, dove vere e proprie truffe hanno marchiato il settore. Oggi non ha senso ripercorrere quella strada: si va a caccia, dunque, di strumenti finanziari più raffinati.L'adesione al Fer X è libera; i contratti resteranno in vigore per un periodo di vent'anni. Chi deciderà di aderire si troverà di fronte una doppia corsia: gli impianti con potenza inferiore a 1 MW potranno entrare direttamente nello schema, mentre quelli di potenza superiore dovranno partecipare a procedure pubbliche competitive bandite dal Gse. Come viene determinato lo strike price? “Ogni produttore proporrà un'offerta sullo strike price necesssario alla realizzazione di ogni singolo progetto”, dice Andreolli. “Verrà poi stilata una graduatoria al ribasso; a questo punto, saranno accettate le offerte fino a che si riesce a coprire il contingente previsto”. In questo modo si intende privilegiare chi riesce a realizzare economie. Lo strike price per gli impianti sotto a 1 MW sarà fissato, invece, amministrativamente dall'Arera, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente.Come fa lo Stato a guadagnarci? Semplice. Lo spiega la stessa Commissione europea nella nota diffusa dopo il via libera. “La dotazione di 23 miliardi di euro del regime si basa su stime dei prezzi di mercato e il sostegno netto effettivo può essere notevolmente inferiore in caso di prezzi di mercato superiori al previsto”. Non c'è da augurarsi che i prezzi salgano. Ma potrebbe succedere.La rete italiana è pronta a reggere un incremento di questa portata?Si prevede che col Fer X saranno aggiunti 37,15 GW di capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili entro il 2030, pari a circa il 48% dell'attuale capacità di energia da rinnovabili presente in Italia; di questi, 10 GW sono riservati agli impianti fino a 1 MW di potenza, e i restanti 27,15 GW sono destinati agli impianti che superano questa soglia.Ma la rete italiana è pronta a reggere un aumento del genere? Sì, secondo Delfanti. “In Italia siamo più avanti rispetto a tanti altri paesi”, afferma. “Facciamo il caso della Spagna: ha corso più di noi sulle rinnovabili, quindi ha prezzi molto più bassi sul mercato primario, ma capita che quell’energia non possa essere pienamente utilizzata, cioè gli impianti fotovoltaici vengono spenti. Il problema è soprattutto che non ha sviluppato abbastanza i sistemi di accumulo, e in parte anche la rete”.Discorso diverso per la Penisola, spiega il docente. “Noi siamo più indietro sulle rinnovabili perché partiti tardi. Ma in compenso abbiamo cominciato tempestivamente sviluppare sia la rete sia i sistemi di accumulo con un meccanismo, per adesso solo italiano, che si chiama Macse. Grazie a questa scelta, a partire dall’anno prossimo avremo molti più accumulatori di grandi dimensioni in grado di evitare quello che capita in Spagna”.E poi c'è il Macse, lo strumento pubblico per far crescere gli accumuli elettriciIl Macse (l'acronimo sta per Meccanismo per l'acquisizione capacità stoccaggio elettrico) è centrale per Delfanti, che annota come si tratti di uno strumento ancora poco conosciuto. Il concetto, spiega, è più o meno lo stesso del decreto Fer X: garantire chi investe contro i rischi dovuti all'imprevedibilità del mercato.“Sono convinto che, senza strumenti pubblici non già di incentivo, ma di stabilizzazione sul piano finanziario, la transizione energetica non si possa fare”, afferma. “Il Macse fa proprio questo: toglie il rischio al tenutario degli accumulatori, e lo trasferisce sullo Stato”.Per comprenderne il funzionamento è necessario fare riferimento al concetto di arbitraggio. È lo stesso docente a guidarci. Riportiamo semplificando.In sostanza, chi costruisce sistemi di accumulo fa un investmento che si basa sull'acquisto di energia a prezzi bassi (per esempio nelle ore in cui la produzione è alta) per rivenderla a prezzi più alti. “Se si compra elettricità a mezzogiorno a 100 euro al MW/ora e la si rivende alla sera a 120 si guadagna sullo spread, cioè sulla differenza”, riflette Delfanti. Ripagato il costo del capitale ("in cinque anni, se si è bravi, ma possono essere anche dieci"), si comincia a guadagnare.Il problema, rileva l'ex ad di Rse, è che “il singolo investitore non ha visibilità sulla traiettoria dello spread, cioè non sa quanto durerà perché non ha gli strumenti per prevederlo”. Quella che invece ha lo Stato, che “per definizione sa quanto vorrà investire sulle rinnovabili, anche in termini di incentivi, e può effettuare stime più realistiche".È a questo punto cheil governo propone un patto: l'imprenditore costruisce l'accumulatore (facendosi carico di un investimento importante in termini di capitale, ma anche dal punto di vista gestionale); la mano pubblica risponde pagando un certo canone per un determinato periodo di tempo concordato in anticipo.“La capacità di accumulo affittata dallo Stato viene, poi, messa a disposizione degli operatori che ne hanno bisogno, un po' come avviene nei grandi centri di calcolo; e, se il mercato è frizzante, il governo può persino guadagnarci. Grazie a questo meccanismo un anno fa sono stati piazzati tutti i sistemi di accumulo messi a gara". Anche in questo caso il vantaggio si deve alla prevedibilità: l'operatore sa in anticipo che percepirà un canone fisso, e su quello può prendere le proprie decisioni di investimento. In un mondo dove l'incertezza è l'unica costante, non è poco.