Allocazione del rischio e regolamentazione per le infrastrutture di CO2

Introduzione

Molti Paesi europei hanno deciso di sviluppare la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS) come elemento cruciale delle loro strategie di decarbonizzazione. Oltre a mettere in atto incentivi appropriati per promuovere la cattura della_CO2 attualmente emessa nell'atmosfera, questi Paesi stanno esaminando il modo migliore per costruire e gestire la nuova e vasta infrastruttura che sarà necessaria per il trasporto e lo stoccaggio permanente (T&S) della_CO2. Ciò comporta la necessità di affrontare questioni fondamentali sul ruolo appropriato dello Stato nella proprietà, nel finanziamento, nella regolamentazione e nella gestione del rischio delle infrastrutture.

L'approccio del Regno Unito alle infrastrutture CCS è un utile caso di studio, in quanto l'utilizzo di un modello di asset base regolamentato (RAB) contrasta con la strategia adottata da diversi altri Stati europei, anch'essi all'avanguardia nella CCS. Questo policy brief fornisce una sintesi delle caratteristiche principali del modello di business britannico per il trasporto e lo stoccaggio_{di CO2} - formalmente noto come modello di investimento regolamentato per il trasporto e lo stoccaggio (TRI) - e lo confronta con gli sviluppi nell'Unione Europea.

Sfondo

L'approccio pesantemente regolamentato del Regno Unito alla CCS può sembrare una scelta politica sorprendente, data la storica preferenza del Paese per i settori privatizzati delle utility. L'attuale modello ha origine nel fallimento della "CCS Commercialisation Competition" per la realizzazione di un progetto CCS su larga scala nel settore energetico, che è stata annullata dal governo nel 2015. Uno dei fattori principali di questa decisione è stata la presenza di diversi rischi di progetto che avevano inutilmente gonfiato i prezzi garantiti dell'elettricità richiesti dai progetti. In particolare, si trattava di "rischi incrociati", che si riferiscono ai rischi affrontati da ciascuna parte della catena del valore nel caso in cui un'altra parte della catena del valore non dovesse funzionare per qualsiasi motivo.

A seguito delle raccomandazioni dettagliate di un gruppo di esperti, il "CCS Advisory Group", nel 2020 il governo britannico ha proposto di adottare l'approccio RAB per le infrastrutture T&S, con incentivi per i progetti di cattura_{della CO2} basati su contratti per differenza^.1,2 In sostanza, ai progetti di cattura viene addebitata una tariffa regolamentata per l'utilizzo dell'infrastruttura_{per la CO2}, e questo costo viene trasferito e coperto da varie sovvenzioni specifiche per il settore (trattate in un policy brief di accompagnamento)^.3 Questo è talvolta noto come modello "user pays".

I vari modelli di business britannici sono stati accuratamente progettati dal Department of Energy Security and Net Zero (DESNZ⁾⁴ con l'obiettivo di ottimizzare la ripartizione dei costi e dei rischi tra gli sviluppatori dei progetti e lo Stato. A più di tre anni dalla sua prima concettualizzazione, i dettagli del modello di business T&S del Regno Unito sono attualmente in fase di finalizzazione, con Eni (fornitore della rete per il progetto HyNet) che ha concordato con il governo un heads of terms nell'ottobre^20235.

Il modello di investimento normativo di T&S: Panoramica

Il Regno Unito prevede di sviluppare inizialmente l'infrastruttura_{per la CO2} a livello regionale, con una società di trasporto e stoccaggio (T&SCo) separata che gestisce una rete in ogni cluster industriale; questi cluster e le loro T&SCo sono stati selezionati attraverso il processo competitivo di "cluster sequencing" del governo. Le T&SCo sono entità private (di solito una compagnia petrolifera e del gas o una joint venture che comprende una o più compagnie petrolifere e del gas) che possiederanno e gestiranno reti di oleodotti onshore e offshore e siti di stoccaggio geologico^.6 

Il TRI è costituito dal Regime di Regolamentazione Economica (ERR), insieme a contratti di supporto che sono progettati per fornire una rete di sicurezza finanziaria per alcuni rischi impegnativi affrontati dalle T&SCo. L'ERR è la componente principale e fornisce un quadro normativo che determina i "ricavi consentiti" che una T&SCo può realizzare per coprire i costi e ottenere un ragionevole ritorno sugli investimenti; questo a sua volta determina le tariffe che gli impianti di cattura_{della CO2} devono pagare per utilizzare la rete (Figura 1).

Figura 1. Una panoramica dei flussi di pagamento nei modelli di business del Regno Unito per la ^CCS7

Il Revenue Support Agreement (RSA) è un contratto tra la T&SCo e una "controparte RSA", che probabilmente sarà la Low Carbon Contracts Company (LCCC)^.8 In alcune circostanze specifiche, può fornire alla T&SCo entrate aggiuntive - in ultima analisi dai contribuenti o dai consumatori di energia - per coprire le carenze temporanee che potrebbero verificarsi tra le entrate consentite e quelle ottenute attraverso le tariffe di rete. 

Inoltre, la T&SCo stipula un contratto direttamente con il governo, noto come Government Support Package (GSP), che è stato concepito per proteggersi da rischi specifici a bassa probabilità, ma potenzialmente ad alto impatto, che sono stati identificati. Si tratta essenzialmente di una garanzia diretta da parte del governo contro gli eventi "showtopper" per la rete, tra cui il rischio di stranded asset o la fuoriuscita significativa di_CO2 dal sito di stoccaggio.

Il regime normativo economico

In qualità di regolatore prescelto per questo nuovo settore, l'autorità di regolamentazione dell'energia Ofgem assegnerà una licenza economica alla T&SCo una volta presa la decisione finale di investimento (FID). Questa licenza dà alla T&SCo il diritto di fornire servizi di trasporto e stoccaggio_{di CO2} secondo termini e condizioni determinati da un accordo iniziale tra la T&SCo e il Governo. L'accordo comprenderà un "Piano di sviluppo del progetto approvato" per la rete di T&S che descrive come la rete sarà costruita in un periodo iniziale, insieme ai costi previsti e agli utenti della rete.

Un "primo periodo di regolamentazione" durerà dal completamento della costruzione per circa cinque anni, durante i quali Ofgem amministrerà la licenza economica sulla base di queste condizioni iniziali. A partire dal secondo periodo di regolamentazione, Ofgem assume un ruolo più importante, in quanto stabilisce attivamente i controlli sui prezzi della T&SCo, determinando la spesa consentita e il tasso di rendimento, nonché gli obiettivi di rendimento e gli incentivi (Figura 2).

Figura 2. Cronologia dello sviluppo e dello smantellamento delle ^T&SCo9

Calcolo delle entrate consentite

Il ricavo consentito è il ricavo totale di cui una T&SCo dovrebbe aver bisogno per coprire i costi e ottenere un ritorno sul proprio investimento, che idealmente sarà coperto dalle tariffe per gli utenti della rete. Per un determinato anno, viene calcolato in base al valore degli asset costruiti dalla T&SCo (il Regulated Asset Value, RAV), ai suoi costi operativi e ad altri costi, come il costo futuro della disattivazione, secondo la seguente formula:

Moltiplicando il valore dell'asset per un costo medio ponderato del capitale (WACC) si ottiene il rendimento regolamentato che la T&SCo può ottenere dal suo investimento di capitale, con un WACC scelto per riflettere adeguatamente i vari rischi inerenti all'investimento in una rete per un nuovo settore. Ad esempio, si prevede che il WACC sia più elevato per i primi cluster, che presentano rischi maggiori. Verranno applicati WACC diversi agli investimenti di capitale che hanno dato vita ad attività operative e agli investimenti in corso per lo sviluppo e la costruzione (quest'ultimo è noto come "RAV ombra").

Struttura tariffaria

I parametri per queste entrate consentite sono predeterminati dal DESNZ e incorporati nella licenza economica concessa a ciascuna T&SCo. Una volta entrato in funzione (il "primo periodo di regolamentazione"), il T&SCo riscuoterà le entrate consentite attraverso i canoni d'uso della rete, che saranno basati su diverse componenti (Figura 3).

Figura 3. La struttura proposta per le tariffe pagate dagli utenti della rete (BEIS, 2022⁾⁹

La componente della tariffa di capacità si basa sulla capacità di rete prenotata dall'utente e mira a recuperare i costi fissi di capitale della T&SCo. La tariffa volumetrica si basa sulle tonnellate di_CO2 effettivamente consegnate alla rete e dovrebbe recuperare i costi operativi variabili di T&SCo. A ciascun utente viene applicata una tariffa residua per compensare eventuali mancanze nei ricavi consentiti di T&SCo; tale tariffa si basa sulle dimensioni della connessione dell'utente alla rete di_CO2.

Un punto fondamentale è che la tariffa non varierà in base all'ubicazione: gli utenti lontani dal sito di stoccaggio non saranno penalizzati per la lunghezza aggiuntiva del gasdotto necessario a collegarli. In questo modo si intende creare condizioni di parità per le molte industrie esistenti che necessitano di CCS per la decarbonizzazione, ma che hanno poca scelta per quanto riguarda la loro attuale ubicazione.

La T&SCo è responsabile della definizione delle tariffe per gli utenti secondo questa metodologia, che viene poi verificata dal regolatore. Le tariffe saranno stabilite su base annuale, in base alle previsioni degli utenti sui volumi di_CO2 da iniettare.

Incentivi alle prestazioni

Il DESNZ ha preso in considerazione diversi meccanismi aggiuntivi che potrebbero essere utilizzati per incoraggiare le T&SCo a fornire un servizio di alta qualità. Un'opzione che è stata adottata è un incentivo alla disponibilità, finalizzato a ridurre al minimo le interruzioni della rete. Alle T&SCo verrà assegnato un obiettivo di disponibilità, che sarà probabilmente inferiore al 100% per consentire le interruzioni programmate per la manutenzione. I ricavi consentiti saranno quindi aumentati di un importo predeterminato per la disponibilità superiore all'obiettivo e ridotti per le prestazioni inferiori all'obiettivo. È stato preso in considerazione un incentivo per la connessione di nuovi utenti alla rete, ma non è stato ritenuto necessario, anche se la T&SCo è obbligata a rendere disponibile la rete ai nuovi utenti che si presentano, fino alla sua capacità di progetto.

L'accordo di sostegno alle entrate

La RSA è progettata per coprire il rischio finanziario di alcuni eventi che potrebbero impedire alla T&SCo di raccogliere i ricavi consentiti attraverso le tariffe di rete pagate dagli utenti. La struttura della RSA è in qualche modo simile ai modelli commerciali creati per sovvenzionare gli impianti di cattura, in quanto la controparte del contratto è probabilmente la LCCC e funziona sulla base di un "pagamento della differenza". La T&SCo fornisce una previsione trimestrale della differenza tra le entrate consentite e quelle previste, che vengono compensate da un pagamento intermedio da parte della controparte RSA. Alla fine dell'anno, questi pagamenti vengono riconciliati con il deficit effettivo e adeguati di conseguenza^.10

Il pacchetto di sostegno del governo

L'SPG è un accordo contrattuale tra il Governo e T&SCo che consiste in due parti: In primo luogo, l'Accordo di Compensazione Integrativa (SCA) ha lo scopo di fornire pagamenti aggiuntivi a T&SCo per gli eventi in cui non è disponibile un'assicurazione commerciale. In secondo luogo, l'Accordo di interruzione descrive le modalità di cessazione dell'SPG in determinate circostanze e il livello di compensazione che T&SCo riceverà. Questo potrebbe essere attivato se la rete T&S diventa un asset incagliato o se il denaro versato nell'ambito dell'SCA è ritenuto insostenibile ed è improbabile che la rete torni a essere economicamente redditizia. La T&SCo sarà compensata per il suo capitale e il suo debito rimanente.

Prospettive future

Il più recente piano del Regno Unito per il CCUS: "A vision to establish a competitive market" (Una visione per stabilire un mercato competitivo) traccia una traiettoria verso un approccio meno regolamentato alle infrastrutture_{per la CO2}^.11 Si prevede che il modello regolamentato di asset base rimanga almeno fino al 2035, con le licenze economiche per i nuovi T&SCos concesse dall'Ofgem e il processo di assegnazione dei sussidi agli impianti di cattura del carbonio che passa da negoziati bilaterali a un modello competitivo. A partire dal 2035, si prevede una fase di mercato più competitiva, in particolare per i siti di stoccaggio_{della CO2}, che saranno probabilmente in grado di competere tra loro sul prezzo, man mano che un numero maggiore di siti sarà disponibile e collegato a reti condivise. Tuttavia, il trasporto di_CO2 a terra dovrebbe rimanere monopolistico e ancora soggetto a regolamentazione. Il governo indica inoltre che potrebbe continuare a svolgere un ruolo di coordinamento strategico e di pianificazione della rete, almeno fino al 2035, al fine di promuovere la costruzione efficiente di rotte di trasporto correttamente dimensionate e massimizzare la decarbonizzazione.

Confronto internazionale

I modelli commerciali CCS complementari del TRI e del Regno Unito sono strumenti politici relativamente complessi che mirano allo sviluppo di un'industria completamente nuova e alla realizzazione di infrastrutture ad alta intensità di capitale. Questo approccio contrasta con la strategia per la diffusione della CCS adottata nei Paesi Bassi, che sono anch'essi nelle prime fasi di sviluppo della cattura_{di CO2} in diversi cluster industriali, combinata con il trasporto in condutture verso lo stoccaggio offshore_{della CO2}. Come il Regno Unito, i Paesi Bassi hanno implementato un sussidio per gli impianti di cattura_{della CO2} basato su un modello di contratto di carbonio per differenza (SDE++), tuttavia si preferisce un approccio meno regolamentato alle infrastrutture_{di CO2}, con un maggiore onere di rischio per i soggetti privati coinvolti.

Sebbene il progetto leader "Porthos" - che collega gli emettitori nel porto di Rotterdam allo stoccaggio in mare aperto - sia una joint venture tra diverse entità statali, si prevede che i progetti futuri nei Paesi Bassi saranno guidati dal settore privato, con una certa separazione della proprietà del trasporto e dello stoccaggio_{della CO2} ("unbundling"). Questi principi sono alla base del progetto di trasporto di_CO2 Aramis, guidato da TotalEnergies e Shell (con le partecipazioni statali di EBN e Gasunie al 25%). Questo progetto di gasdotto offshore collegherà gli emettitori con lo stoccaggio di_CO2 nei giacimenti di gas esauriti di proprietà e gestiti da TotalEnergies, Shell e Neptune Energy. Si prevede che le varie entità lungo questa catena di valore stabiliscano contratti privati per ripartire adeguatamente i costi e i rischi tra di loro. Sebbene un costo di riferimento per i servizi di T&S sia incluso nell'offerta massima consentita agli impianti di cattura_{di CO2} nell'SDE++, non esiste una regolamentazione diretta della tariffa di servizio pagata^.12

Questa disparità di approccio può essere in parte spiegata dai diversi contesti di diffusione della CCS nei due Paesi. Il Regno Unito mira a coprire una gamma molto più ampia di settori e su cluster e siti di stoccaggio geograficamente più separati, mentre i Paesi Bassi sono in grado di concentrare lo sviluppo iniziale delle infrastrutture intorno a Rotterdam, dove è previsto anche un terminale per l'importazione di_CO2 via nave. Nei Paesi Bassi, il ruolo delle entità statali è stato comunque fondamentale nella creazione iniziale del mercato attraverso il progetto Porthos, consentendo alla strategia di decarbonizzazione a lungo termine di svolgere un ruolo maggiore nella decisione finale di investimento. Un accordo sull'assunzione di responsabilità a lungo termine da parte dello Stato per lo stoccaggio è stato essenziale per portare avanti il progetto. Il governo olandese ha indicato che lo Stato potrebbe mantenere una quota di proprietà (attraverso EBN) in tutti i futuri progetti di stoccaggio^.13 

In Danimarca, dove le catene di valore della CCS sono in fase di avanzamento grazie al sostegno pubblico, è stata avanzata una proposta simile che prevede che il governo mantenga una quota di proprietà del 20% nei progetti di stoccaggio^.14 Ciò avverrebbe attraverso la società statale per il petrolio e il gas Nordsøfonden, che ha già una quota del 20% nelle tre licenze di esplorazione dello stoccaggio esistenti in Danimarca, e darebbe allo Stato una quota di tutti i rischi e dei ricavi associati al progetto. Attualmente, i progetti di cattura_{della CO2} nel Paese devono richiedere sovvenzioni con un piano per un'intera catena del valore che includa il trasporto e lo stoccaggio; i rischi della catena sono quindi gestiti commercialmente tra le entità della catena.

La direzione di marcia proposta dal Regno Unito verso un mercato più competitivo per le infrastrutture_{di CO2} suggerisce che alla fine potrebbe esserci una certa convergenza degli approcci normativi in Europa. Tuttavia, l'approccio basato su asset regolamentati del TRI è stato scelto come il mezzo più appropriato per ridurre i rischi e guidare gli investimenti nella diffusione della CCS su larga scala, necessaria per raggiungere gli obiettivi del Regno Unito al 2035.