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contributo inviato da ggavioli il 9 agosto 2009

Nel Luglio 2009, a cura della presidenza ENEA, è stata pubblicata la bozza della REA riferita al 2008, con importanti considerazioni anche su avvenimenti del 2009. Questo commento si limita agli aspetti della relazione ritenuti utili alla scelta tra le possibili tipologie di Politica Energetica.
Fin dal 2004 proponiamo condizioni preliminari di buona gestione amministrativa pubblica per valutare tutte le possibili azioni pubbliche capaci di ridurre la dipendenza energetica italiana dall'estero e ridurre l'emissione italiana di CO2 da fossili. Anche qui si ribadisce che qualunque azione pubblica deve avere quanto più possibile le seguenti caratteristiche:
- Orientare le attività soggettive verso obbiettivi di interesse generale;
- Ridurre l'emissione di CO2 da fossili col minimo costo complessivo;
- Ridurre la dipendenza energetica dall'estero;
- Lasciare che un'informata libera domanda scelga le tecnologie adeguate;
- Evitare nuovi costi pubblici ed aumenti dei costi soggettivi.

L'ENEA, fin dall’ampliamento delle sue competenze oltre il nucleare, ha svolto accurate analisi annuali delle tecnologie energetiche disponibili ed oggetto di ricerca internazionale.
I relativi risultati aggiornati riportati da REA2008 si possono quindi ritenere una solida base di riferimento per verificare l’architettura della politica energetica ottimale per l'Italia.
Nei periodi 2010-2020 e 2010-2040, REA2008 ipotizza interventi di determinate dimensioni, sia sull’utilizzo dell’energia commerciale, sia sulla sua produzione.
Come costi tecnici per ridurre la CO2e con i vari inter-venti si segue REA2008, tranne che per la «riduzione domanda servizi energetici» il cui costo si ritiene zero anziché  80 - 120 €/tCO2e, poiché questo costo dipende dalla politica adottata (REA2008 pag 48).
 
REA2008 illustra anche (pag. 17 – 23) le Politiche Energetiche attuate e di prossima attuazione nei paesi economicamente più evoluti per perseguire l’obbiettivo di ridurre, sia l'emissione di CO2 da fossili, sia la dipendenza energetica dall'estero.
Per valutare le prestazioni di politiche energetiche che utilizzano strumenti di mercato, si illustrano i costi tecnici di due azioni (A e C) tipo:
comando+controllo+sanzione dissuasiva.
I tipi d’azione pubblica a base mercato tendenti a raggiungere ambedue gli obbiettivi in genere sono noti.
Nell’implementazione delle tecnologie, il «sostegno economico a determinate tecnologie» (B) equivale all’azione amministrativa tipo (A), solo con minori costrizioni.
In tal caso però i costi burocratici che gravano sugli interventi per ridurre l’emissione si aggiungono al loro puro costo tecnico per  20 – 50 €/tCO2e.
REA2008 illustra brevemente «cap and trade» (F) ed «emission trading» (G).
Le politiche «carbon tax» (D) e «politica energetica differenziale» (E) sono illustrate e comparate in questo stesso blog, nella rubrica «Politica energetica 2009».
Le politiche considerate in questo breve commento sono quindi:
Tecnologie programmate per attività civili ed industriali (interventi previsti da ENEA)
Sostegno economico a determinate tecnologie più costose nel ridurre le emissioni di CO2e
Tecnologie programmate per attività civili ed industriali (interventi al minimo costo per l’Italia)
Carbon tax di 50 €/tCO2e nel 2020 e 200 €/tCO2e nel 2040
Politica Energetica Differenziale da noi proposta, subito con differenziale totale di 200 €/tCO2e
Cap and trade al prezzo di mercato per assorbimento CO2 (30 €/tCO2 nel 2020, 50 nel 2040)
Emission trading al prezzo di mercato per assorbimento CO2 (30 €/tCO2 nel 2020, 50 nel 2040)


NOTE SULLE POLITICHE ENERGETICHE
È possibile confrontare le prestazioni in Italia delle politiche energetiche disponibili (l'ENEA l'ha fatto solo ufficiosamente nel 2003) e con le caratteristiche di buona amministrazione pubblica indicate all’inizio di questo commento alla bozza di REA2008.
Invero pare non adeguatamente valutato il fatto che se, ovviamente, non sono le politiche energetiche a rendere più o meno conveniente il singolo intervento capace di ridurre l’emissione di gas serra a pari servizio finale, tuttavia le politiche energetiche possono orientare i decisori economici verso gli interventi più convenienti per l’intero territorio per cui valgono tali politiche, ma anche no.
Così, se è naturale che i soggetti decisori economici, stimolati adeguatamente, scelgano le tecnologie più economiche per ottenere un risultato utile alla collettività territoriale, pare distorsivo, oltre che sconveniente per la collettività, orientarli verso le tecnologie più costose a pari risultato utile.
Già senza che politiche energetiche inadeguate pongano altri ostacoli, l’adozione di tecnologie capaci di ridurre l’emissione di gas serra a pari servizi finali è rallentata da alcune cause di forza maggiore:
- La prima è che i tempi medi d’ammortamento (per obsolescenza o per decadimento delle prestazioni) delle tecnologie ora utilizzate risultano 20 anni nel settore primario, 10 anni in industria, 5 anni nel terzia-rio, 10 anni nei trasporti e 40 anni nel residenziale. Così le condizioni ottimali per ridurre gli investimenti necessari integrandoli in nuovi acquisti o in ristrutturazioni importanti, non si presentano subito ai singoli soggetti decisori, ma in media dopo 10 anni.
- La seconda è che le nuove tecnologie possono essere applicate solo se sono disponibili sul mercato e messe in concorrenza. Occorre infatti che l’industria dei componenti ed i servizi per le attuali tecnologie energetiche siano riconvertiti in industria e servizi per le nuove tecnologie. La riconversione richiede alme-no 20 anni ed occorre che le condizioni ad essa favorevoli siano mantenute per almeno 30.
- La terza è che cambiano sostanzialmente i soggetti investitori. Infatti la IEA in WEO2006 indica che solo il 40% degli investimenti (finora indirizzati a produrre energia e da dirottare verso nuove tecnologie) verreb-be usato per produrre energia da fonti rinnovabili, mentre il 60% servirebbe per aumentare l’efficienza energetica dei sistemi che usano l’energia per fornire beni e servizi finali. 
Così gli investitori principali per ridurre le emissioni non sarebbero più i fornitori d’energia, bensì gli utiliz-zatori, per molti dei quali affrontare il rischio d’impresa e tecnologico ha un costo soggettivo più alto.

N1         Danni macroeconomici da Politica Energetica Programmata
 È fin qui evidente che, indirizzando gli investimenti dove possono rendere di più a pari riduzione dell’emissione assoluta di gas serra, si ottiene la riduzione voluta al minimo costo tecnico.
Da questo stretto punto di vista, pare che sia da evitare unicamente la scelta di particolari tecnologie da parte della pubblica amministrazione (A, B, C).
Le azioni pubbliche tipo comando+controllo+sanzione oltre a far aumentare, per i controlli e le sanzioni, il costo della CO2 evitata da 20 a 50 €/tCO2, sono poi, o lente o inattendibili nelle scelte tecnologiche, rendendo obbligatorie tecnologie vecchie e meno convenienti. Perciò A e C sono da scartare.

Proprio ENEA, in questa bozza di REA2008 (pag 27) ricorda che:
«In anni recenti, alcune tecnologie energetiche sono state oggetto di immotivata enfasi da parte di decisori politici e media, come ad esempio l’idrogeno negli anni 2003-2005 e i biocombustibili di prima generazione nel periodo 2005-2007.»

Si può aggiungere che, ad esempio, gli entusiasmi di taluni decisori politici per il nucleare non sono motivati da valutazioni di convenienza economica, bensì dall’illusione che le tecnologie nucleari per produr-re l’elettricità si possano meglio governare e programmare per decreto, coinvolgendo nell’attuazione pochi decisori, (escludendo per decreto gli interessati contrari).
Su gli altri elementi non risolti dall’attuale livello tecnologico dell’elettronucleare svetta certamente il fatto che nessun soggetto privato investirebbe a lungo termine (prime produzioni tra 10 anni) in tecnologie poco ripetibili e destinate all’obsolescenza (tra 30 anni) prima dell’ammortamento tecnico (60 anni).
L’alternativa della gestione pubblica, o della garanzia pubblica per i risultati economici a lungo termine, comporta (e non solo in Italia) sforamenti dai preventivi e tempi d’attuazione allungati.
C’è poi l’incognita della contrarietà delle popolazioni più direttamente interessate e quella più generale già espressa in Italia con un referendum, che potrebbe essere ripetuto anche 10 anni dopo il concreto avvio della produzione di energia elettrica per via nucleare.

Altra tecnologia sponsorizzata (da altri decisori politici) è il fotovoltaico il cui uso sta crescendo nel mondo e particolarmente in Italia solo perché l’energia elettrica erogata è pagata circa tre volte il suo valore commerciale al punto di collegamento alla rete dei piccoli utenti (a carico di tutti gli utenti).
Tale sostegno si regge solo finché l’energia elettrica da fotovoltaico è meno dell’1 % di quella richiesta dalla rete e già a tale quota il costo medio per gli utenti aumenterebbe del 2 %.
D’altro canto i mercati di nicchia (ove il fotovoltaico è conveniente a 600 €/MWh) già nel 2005 erano di quell’ordine di grandezza e si allargheranno al ridursi del costo degli impianti.
Tra 2004 e 2009 tale costo è diminuito del 30 %, con pari aspettative dal 2010 al 2015 e dal 2015 al 2020, quando si arriverà al pareggio col costo di prelievo dalla rete di energia a bassa potenza (200 €/MWh, a 3 kW e 220 V), ma rimanendo al doppio del costo di prelievo per l’industria (100 €/MWh, a 1 MW e 15 kV).
È un classico caso in cui, in mancanza di stimoli adeguati a superare il rischio tecnologico, nessun soggetto privato è motivato a compiere una scelta che risulti solo in pareggio, quando va bene.
Invece per l’Italia nel suo complesso sarebbe un beneficio (circa 20 €/MWh) per le fonti fossili non acquistate all’estero e per il valore d’impianto, che diventa aumento di PIL nell’anno d’acquisto della quota parte prodotta in Italia. Ovvero, ammortizzato sulla produzione, circa 200 €/MWh prodotto.

N2          Le contraddizioni degli attuali modelli d’azione pubblica basati sul mercato
ENEA fa notare in questa stessa bozza di REA2008:
(pag 48) «Un ruolo di rilievo spetta poi ai cambiamenti dello stile di vita e dei tipi di
comportamento, mediante la riduzione della domanda di «servizi energetici» (o «risparmio energetico»), cioè mediante un uso più razionale dell’energia, che richiede però anch’esso un’incentivazione economica.
Infine, un’ultima indicazione della curva, relativa alle politiche da perseguire per l’effettivo raggiungimento del potenziale di riduzione, è che a fronte dell’ampia variabilità dei costi di abbattimento che caratterizza le diverse opzioni e i diversi settori d’uso finale, un prezzo della CO2 unico e indifferenziato per tutto il sistema energetico può non essere l’approccio in grado di incentivare riduzioni delle emissioni in tutti i segmenti del sistema, rischiando inoltre di garantire profitti significativi agli utilizzatori delle opzioni più economiche.»
(pag 49) 
«La riduzione dei consumi energetici potenziale corrisponde a un mondo .…. nel quale pro-duttori e consumatori ..… adottano le tecnologie energetiche più efficienti non appena queste sono «cost-effective». Nella realtà, però, queste decisioni risentono di una serie di fattori quali:
- l’uso di tassi di sconto distorti (in quanto sulle decisioni incidono fattori diversi dai soli costi economici);
- l’esistenza di deficit informativi e/o asimmetrie informative (le informazioni su costi e performance degli in-vestimenti in efficienza energetica sono difficili da acquisire);
- la scarsità di incentivi per i finanziatori degli investimenti (anche quando i costi dell’efficienza energetica sono nettamente inferiori a quelli dell’acquisto di energia, gli investimenti necessari sono spesso difficili da finanziare);    ……
L’investimento nelle tecnologie efficienti risulta dunque inferiore a quello ottimale, ed il sistema è caratteriz-zato dalla presenza di un c.d. «energy-efficiency gap» o «energy-efficiency paradox». Per superare que-ste barriere, che non sono di carattere economico, molto spesso è quindi necessario affrontare dei costi, come ad esempio quelli delle campagne informative o della fornitura di finanziamenti agevolati.»

N3         In effetti le politiche che orientano i decisori economici ad investire spontaneamente nelle tecnologie che riducono le emissioni al minimo costo tecnico per ognuno di loro (quindi per tutti), sono proprio quelle che prevedono un prezzo unico nazionale per lo scambio del carbonio fossile.
Così, le politiche che indirizzano le risorse economiche disponibili verso le modifiche più convenienti e non verso quelle più costose, sono la «carbon tax» (C) e la «politica energetica differenziale» (D).

Però la «carbon tax», applicata ai fossili alla fonte, stimola la riduzione dell’uso di fossili nell’energia commerciale e poi nei servizi finali tramite l’aumento dei prezzi correnti (+1,5 % con 50 €/tCO2 e +6 % con 200 €/tCO2), con impatto negativo sull’economia interna e perdita di competitività all’estero.
Risulta poi difficile ridistribuire i maggiori costi tra i settori economici e tra questi ed il consumo finale.
Il risultato è una caratteristica tendenza depressiva, che, parzialmente bilanciata dalla riduzione degli acqui-sti di fonti energetiche all’estero, che la UE valuta lo 0,5 % del PIL tendenziale 2020.

Invece la «politica energetica differenziale» ad esempio agisce sui produttori di vettori energetici metten-do in palese concorrenza tra loro solo quelli che sono già concorrenti noti su prodotti energetici simili (quat-tro tipi) e non causa modifiche nelle transazioni di denaro tra settori economici diversi.

N4        REA2008 osserva che l’uniformità di prezzo della CO2 (tipica della carbon tax) favorisce settori economici già avvantaggiati perché dispongono delle tecnologie più convenienti per ridurre l’emissione.
Bisogna quindi preferire le politiche che non mettono in concorrenza sull’energia soggetti che non possono accedere alle stesse tecnologie.
In sostanza la concorrenza nel ridurre le emissioni di gas serra deve attuarsi solo tra soggetti già in concorrenza sui prezzi e sulla qualità di prodotti analoghi offerti agli utilizzatori.
Questo avviene solo con la «politica energetica differenziale», sia per i fornitori di energia commerciale, sia per gli utilizzatori di energia commerciale che forniscono beni e servizi al consumo finale.
La politica energetica differenziale non fa uscire (o entrare) denaro da nessuno di tali raggruppamenti di concorrenti noti, evitando che i prezzi medi dei prodotti debbano crescere (o calare) in funzione dell’entità dello stimolo tecnico-economico applicato per ottenere la voluta riduzione dell’emissione dal territorio.

N5        L’ultima nota è dedicata alle politiche «cap and trade» ed «emission trading».
Ambedue questi tipi di azione pubblica si basano sul presupposto che i soggetti abilitati trovino sul mercato attività economiche che assorbono CO2 e dalle quali acquistare in libera contrattazione i diritti d’emissione che esse generano a costi più bassi (inclusa la certificazione internazionale) di quelli tipici delle tecnologie a disposizione degli acquirenti per evitare le stesse emissioni.
Ovviamente, dal presupposto, tali politiche rallentano l’adozione delle tecnologie carbon free disponibili.
In Italia l’emission trading agisce sul 40 % delle emissioni ed i diritti si acquistano all’estero, o dallo Stato.
Al prezzo medio previsto dei diritti d’emissione nel 2020 (circa 30 €/tCO2), tali politiche comportano:
Se i settori ETS riducono le loro emissioni di           XM MtCO2/a,
devono acquistare diritti per      ETS=(500M*0,4-XM)*30 G€/a.
I costi per fonti energetiche cambiano dFE=-XM*60/500 G€/a.

XM            MtCO2/a     60      40       20       0
ETS                 G€/a    4,2     4,8     5,4       6
dFE                 G€/a   -7,2    -4,8    -2,4       0
Bilanci ETS      G€/a   -3        0      +3       +6

Se il costo dei diritti d’emissione è minore di quello di tecnologie capaci d’evitare l’emissione, i grandi emettitori dei settori ad alta intensità energetica (ETS) certamente non le adottano, quindi aumenta, sia il ritardo nel ridurre le emissioni locali, sia il disavanzo della bilancia dei pagamenti.
Ad esempio in tal caso, per 40 MtCO2/a di emissioni non evitate, l’Italia pagherebbe 40M*30 = 1,2 G€/a, che sommati al costo delle fonti fossili corrispondenti (4,8 G€/a) comportano un disavanzo di 6 G€/a.
Quest’ultimo nel 2020 si traduce in una riduzione netta del PIL tendenziale almeno dello 0,4 %; e di questo spero vivamente che nessuno senta il bisogno.

Come indicato in REA2008, i costi tecnici specifici per ridurre l'emissione di CO2 con gli interventi previsti da ENEA risultano:
COSTI TECNICI                  nel 2020   nel 2040
Tipo intervento                     €/tCO2      €/tCO2
Modalità trasporti                   -400       -500
Tecnologie trasporti               -150        -480
Efficienza terziario                 -180        -180
Efficienza residenziale             -40        -170
Efficienza industria                -200        -160
Riduzione sprechi                      0            0
Efficienza produzione             +20       +120
Cattura e sequestro CO2        +30         +80
Calore da FER                      +40         -160
Elettricità da FER                 +70          +80
Elettronucleare                     +80           -40
Solare termico                      +90          -90
Biofuel importato 80 %         +100       +120
Solare PV e termodinam      +220         +80
Idrogeno                             +400        +500

Per ogni intervento eseguito dopo il  2010, per il 2020 ed il 2040 si sono calcolati:
Riduzione emissione nell’anno in esame rispetto 2010, con politica  X    XR  MtCO2/a
Costo (€2005) riduzione emissione nell’anno in esame, con politica   X    XC  M€/a

A pari riduzione dell’emissione di gas serra attribuita all’Italia, gli effetti delle politiche considerate in questo commento sull’ampiezza dei vari tipi di intervento si possono raggruppare in tre tipi:
T1= A, B        gli investimenti sono orientati agli interventi più costosi
T2= C, D, E    gli investimenti sono maggiori negli interventi meno costosi
T3= F, G        gli investimenti più costosi sono sostituiti dall'acquisto di diritti d’emissione

I tre suddetti tipi di distribuzione degli investimenti comportano pari riduzione totale dell'emissione (MtCO2/a), ma con diversa distribuzione tra "efficenza d'uso", "produzione", "estero".
Tipo distribuzione             T1R       T2R     T3R
Totale su efficienza uso    67,2       84        62,4
Totale su produzione        43,4       27        27,0
BILANCIO interno 2020   110,6     111        89,4
BILANCIO estero 2020       0           0         21,6

Tipo distribuzione             T1R      T2R     T3R
Totale su efficienza uso    143       197      140
Totale su produzione        142        88        88
BILANCIO interno 2040     285      285      228
BILANCIO estero 2040         0          0       57

Ne conseguono costi tecnici (M€/a) totali diversi per le varie politiche energetiche
Tipo distribuzione              T1C       T2C        T3C
Totale su efficienza uso     -7936   -10100    -6976
Totale su produzione        +3633    +1930   +1930
BILANCIO interno 2020      -4303     -8170    -5046
BILANCIO estero 2020              0          0     +648

Tipo distribuzione               T1C       T2C        T3C
Totale su efficienza uso    -20100   -29280   -19620
Totale su produzione         +9400   +4680    +4680
BILANCIO interno 2040    -10700   -24600   -14940
BILANCIO estero 2040             0           0    +2850

Confronto complessivo tra le politiche energetiche in valutazione
Per ridurre l'emissione del 2010 (510 MtCO2/a) a 400 nel 2020 ed a 225 nel 2040, i tipi di politica energetica qui valutati comportano quindi distribuzioni diverse degli investimenti disponibili, a cui corrispondono costi tecnici totali diversi, sia per i costi spesi in Italia, sia per i costi spesi all'estero.
I costi tecnici totali, risultando comunque negativi, in media creano benefici economici per i consumatori:
nel 2020       4,3     4,4    8,2 G€/a
nel 2040     10,7   12,1  24,6 G€/a
Si ricorda però che i benefici economici medi specifici per minor uso di carbonio fossile (da 37 a 86 €/tCO2) sono decurtati di circa 40 €/tCO2 dalle complicate burocrazie proprie delle politiche A, B, C, F, G. Quindi:
nel 2020    110M*40=4,4 G€/a
nel 2040    285M*40=11,4 G€/a
Si ricorda anche che ridurre effettivamente l'emissione di CO2 in Italia (senza CCS) significa ridurre l'acquisto di fonti energetiche fossili all'estero ed il relativo aggravio della bilancia dei pagamenti.
L’aumento dell’attivo della bilancia dei pagamenti a pari servizi finali resi al consumo comporta un almeno pari aumento del PIL tendenziale.
nel 2020    110*60/510=11,9 G€/a
nel 2040    285*60/510=33,5 G€/a

In definitiva si valutano le seguenti politiche energetiche
Tecnologie programmate per attività civili ed industriali (interventi previsti da ENEA)
Sostegno economico a determinate tecnologie più costose nel ridurre le emissioni di CO
2e
Tecnologie programmate per attività civili ed industriali (interventi al minimo costo per l’Italia)
Carbon tax di 50 €/tCO
2e nel 2020 e 200 €/tCO2e nel 2040
Politica Energetica Differenziale da noi proposta, subito con differenziale totale di 200 €/tCO
2e
Cap and trade al prezzo di mercato per assorbimento CO
2 (30 €/tCO2 nel 2020, 50 nel 2040)
Emission trading al prezzo di mercato per assorbimento CO
2 (30 €/tCO2 nel 2020, 50 nel 2040)

Con dette politiche, nel 2020 e nel 2040, i risultati economici più probabili sono
Politica  Costi 2020  PIL 2020   Costi 2040  PIL 2040
Tipo       G€/a              G€/a           G€/a               G€/a
A             +0,1            +11,9           +0,7               +33,5
B             +0,1            +11,9           +0,7               +33,5
C              -3,8            +11,9          -12,2              +33,5
D              -8,2            +11,9          -24,6              +33,5
E              -8,2            +11,9          -24,6              +33,5
F                0              +11,3           -0,7                +30,6
G               0               +11,3           -0,7                +30,6

Le politiche energetiche con le migliori prestazioni macroeconomiche a regime sono quindi D e E.
Tra esse, come indicato in N3, la differenza principale è che (E) non causa aumenti dei prezzi dell’energia, né dei beni e servizi offerti al mercato; invece (D) innesca aumenti generalizzati dei prezzi al consumo.
Nel 2020 la carbon tax (D) causerebbe aumenti di almeno    50*0,400/(1500*1,01^15) = 0,011 = 1,1 %
Nel 2040 la carbon tax (D) causerebbe aumenti di almeno  200*0,225/(1500*1,01^35) = 0,021 = 2,1 %
            Naturalmente non sono strettamente necessari i dati forniti da ENEA in REA2008 per valutare le prestazioni più probabili delle politiche energetiche in un mercato paritario domanda/offerta, od anche ten-denzioso per messaggi pubblicitari.
gabrielegavioli@tin.it

link
http://concorrenzaenergetica.ilcannocchiale.it/
http://www.enea.it/produzione_scientifica/pdf_volumi/V2009_REA2008_Analisi.pdf
http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=SEC:2008:2872:FIN:EN:PDF

TAG:  ENEA  2020  2040 

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