Il parere di Arera e cosa dice il Dm Fer 2.
È arrivato il parere di Arera per il decreto Fer 2, lo schema di decreto interministeriale per la definizione delle modalità per l’implementazione dei sistemi di incentivazione per impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili che presentino caratteristiche di innovazione o costi di generazione elevati.
APPREZZAMENTO DI ARERA
L’Autorità esprime, anzitutto, “un generale apprezzamento per lo schema di decreto interministeriale FER2”. “Strumenti quali le tariffe fisse omnicomprensive e i contratti per differenze a due vie consentono, infatti, di sostenere lo sviluppo delle fonti rinnovabili garantendo agli investitori ricavi costanti nel tempo per tutta la vita utile dell’impianto di produzione e, al tempo stesso, nell’attuale contesto caratterizzato da elevati prezzi dell’energia elettrica nei mercati all’ingrosso, consentono di contenere la bolletta energetica dei clienti finali”.
ALCUNI SUGGERIMENTI DI ARERA
“A causa degli elevati prezzi di mercato all’ingrosso dell’energia elettrica, questi strumenti incentivanti, che prevedono tariffe base comprese tra 100 €/MWh e 300 €/MWh in funzione delle fonti e delle tecnologie, modificano il proprio ruolo rispetto a quello tipico degli anni precedenti: non hanno più (anche) la finalità di aumentare i ricavi dei produttori per coprire i propri elevati costi di produzione, ma hanno la finalità di garantire un ricavo costante (o potenzialmente costante) ai produttori per l’intera vita utile dell’impianto di produzione, riducendo i rischi dell’investimento”, sottolinea Arera che ha richiamato poi l’attenzione su alcuni aspetti particolari dello schema di decreto Fer2 che a suo giudizio “richiedono particolare attenzione e potrebbero essere oggetto di modifiche e/o integrazioni e rispetto ai quali si ritiene opportuno esprimere il parere”.
I CONTINGENTI INCENTIVABILI
Innanzitutto i contingenti di potenza incentivabile: “Lo schema di decreto interministeriale FER2 definisce i contingenti totali disponibili per l’intero periodo 2022-2026, differenziati tra: biogas fino a 300 kW e biomasse fino a 1000 kW, per 150 MW complessivi; solare termodinamico fino a 300 kW, per 5 MW complessivi; solare termodinamico oltre 300 kW e fino a 15 MW, per 75 MW complessivi; geotermico tradizionale con innovazioni, senza limiti di potenza, per 100 MW complessivi; geotermico a emissioni nulle, senza limiti di potenza, per 40 MW complessivi eolica off-shore floating, senza limiti di potenza, per 3500 MW complessivi; geotermico tradizionale con innovazioni, per rifacimenti senza limiti di potenza, per 150 MW complessivi. Tali contingenti sono definiti complessivamente per l’intero periodo e non sono ripartiti per area geografica. Inoltre, lo schema di decreto interministeriale FER2 prevede che le date di svolgimento delle procedure nelle quali sono messi a disposizione i contingenti siano definite nelle regole operative proposte dal GSE e approvate dal Ministero della Transizione Ecologica, garantendo almeno tre procedure nell’intero periodo per gli impianti eolici off-shore e una procedura l’anno per gli altri impianti, senza identificare ulteriori criteri né principi per l’allocazione dei contingenti alle varie sessioni d’asta”.
LE AREE IDONEE
Parallelamente “è in corso l’individuazione di superfici e aree idonee per l’installazione di impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili, prevedendo, che (…) siano stabiliti principi e criteri omogenei per la loro individuazione, in relazione a una potenza complessiva almeno pari a quella individuata come necessaria dal PNIEC per il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili”.
Pertanto, prosegue l’Arera “si ritiene che lo schema di decreto interministeriale FER2 dovrebbe prevedere contingenti differenziati per aree geografiche, anche tenendo conto dell’esito dell’individuazione delle aree idonee (…) al fine di orientare in modo più efficace gli operatori a sviluppare gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili laddove possano essere più utili al raggiungimento degli obiettivi climatici ed energetici. Infatti, gli impianti di produzione alimentati da diverse fonti rinnovabili, oltre a differenti costi di produzione, hanno un diverso impatto verso il Sistema Elettrico Nazionale (SEN) e nel mercato elettrico. È, quindi, importante conoscere ex ante come tali impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili possano essere dislocati nel territorio, per valutare il conseguente effetto nel mercato elettrico, sul dispacciamento e sulle reti elettriche”.
LE PROCEDURE CONCORSUALI
Inoltre, Arera ritiene necessario che “lo schema di decreto interministeriale FER2 preveda che la parte dei contingenti resa disponibile in ciascuna procedura concorsuale sia coerente con le potenze delle iniziative autorizzate, al fine di evitare che siano bandite procedure caratterizzate da un difetto strutturale di offerta, c(…). Tale disposizione può essere posta in capo al GSE, al quale lo schema di decreto interministeriale FER2 intesta l’organizzazione e la calendarizzazione delle procedure concorsuali”.
IL CALCOLO DELL’INCENTIVO
Per quanto concerne il calcolo dell’incentivo nel caso di impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili programmabili “lo schema di decreto interministeriale FER2 prevede che, a decorrere dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto di produzione, gli incentivi siano erogati secondo la seguente modalità: i. per gli impianti di produzione di potenza nominale non superiore a 300 kW (dal 2026 tale soglia è ridotta a 200 kW), il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica, erogando, sull’energia elettrica prodotta netta immessa in rete, la tariffa spettante in forma di tariffa omnicomprensiva. I produttori possono richiedere, in alternativa, l’applicazione del regime di cui al punto ii.; ii. per gli impianti di produzione di potenza nominale superiore a 300 kW (ridotta a 200 kW dal 2026), l’energia elettrica prodotta netta resta nella disponibilità del produttore, che provvede autonomamente alla sua valorizzazione nel mercato elettrico. Il GSE calcola la differenza tra la tariffa spettante e il prezzo di mercato dell’energia elettrica di riferimento (non meglio precisato, benché riconducibile al prezzo zonale orario come specificato nella relazione illustrativa) e: a) ove tale differenza sia positiva, la eroga al produttore per l’energia elettrica prodotta netta immessa in rete;nel caso in cui tale differenza risulti negativa, provvede a richiedere al produttore gli importi corrispondenti”.
L’effetto di queste disposizioni, evidenzia Arera “consiste nel garantire al produttore un prezzo costante (nel caso di tariffa fissa omnicomprensiva) o potenzialmente costante (nel caso di contratti a due vie, per i quali il ricavo unitario orario del produttore potrebbe essere pari a tariffa spettante – prezzo zonale + prezzo zonale). Tali disposizioni non consentono di lasciare al produttore un segnale di prezzo che lo induca a orientare la produzione nelle ore in cui vi è maggiore necessità di produzione elettrica e il prezzo di mercato è più elevato. Una siffatta considerazione assume rilievo nel caso di impianti di produzione programmabili, quali quelli alimentati da biomasse e gli impianti solari termodinamici ibridi, e non anche nel caso di impianti la cui produzione dipende dalla disponibilità della fonte non programmabile”.
Per questo Arera ritiene opportuno prevedere che “nel caso di impianti non programmabili per i quali sono sottoscritti contratti a due vie con il GSE, l’incentivo sia posto pari alla differenza tra la tariffa spettante e il prezzo zonale orario (in piena continuità con quanto previsto dai precedenti decreti interministeriali); nel caso di impianti programmabili per i quali sono sottoscritti contratti a due vie con il GSE, l’incentivo sia posto pari (ad esempio) alla differenza tra la tariffa spettante e la media aritmetica mensile dei prezzi zonali orari”. Nel caso di impianti programmabili, il produttore, pertanto, riceverebbe: il ricavo di vendita dell’energia elettrica immessa in rete, ad esempio pari al prezzo zonale orario (nell’ipotesi che non siano presenti altri contratti o coperture finanziarie); l’incentivo (positivo o negativo), posto pari alla differenza tra la tariffa spettante e la media aritmetica mensile dei prezzi zonali orari, il che comporterebbe che il produttore abbia un segnale di prezzo che lo induca a orientare la produzione di energia elettrica nelle ore in cui vi è maggiore necessità”.
LE TARIFFE PER GLI IMPIANTI BIOGAS
Lo schema di decreto interministeriale FER2 prevede poi che l’Autorità definisca una tariffa per la prosecuzione dell’esercizio degli impianti di produzione alimentati da biogas e da biomasse con incentivi in scadenza entro la data del 31 dicembre 2026. “Tale tariffa deve tenere conto dei costi delle materie prime e della necessità di stimolare i produttori a una progressiva efficienza dei costi, anche al fine di evitare incrementi nei prezzi di mercato delle materie prime correlati alla previsione di incentivi. Inoltre, tale tariffa deve essere definita entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del decreto interministeriale FER2 e deve essere aggiornata con frequenza triennale – ha evidenziato Arera -. Al riguardo, si evidenzia che, ai fini della definizione di un’adeguata tariffa nel rispetto dei principi precedentemente richiamati, si rende necessario raccogliere i dati e gli elementi necessari, effettuare specifici studi (anche coinvolgendo Università e/o Centri di ricerca nazionali) e garantire il coinvolgimento degli operatori tramite specifiche consultazioni. Allo scopo, sono necessari almeno 180 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto interministeriale FER2, fermo restando il fatto che comunque tale tariffa potrà essere applicata fin dal giorno successivo a quello di scadenza degli incentivi (eventualmente prevedendo opportune forme di acconto salvo conguaglio nelle more della definizione del valore della medesima tariffa)”.
COSA PREVEDE LO SCHEMA DI DECRETO FER 2
Lo schema di decreto interministeriale FER2 riproduce in buona parte la struttura dei precedenti decreti interministeriali di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e, in particolare:
– prevede requisiti dimensionali e costruttivi per gli impianti di produzione che possono accedere agli incentivi. In particolare, si prevede che possano accedere:
i. impianti di produzione alimentati da biogas, di potenza nominale non superiore a 300 kW. Per tali tipologie impiantistiche, in continuità con quanto stabilito dal decreto-legge 162/19, si prevedono incentivi per impianti di produzione integrati nei cicli produttivi aziendali e alimentati da sottoprodotti e prodotti delle attività agroindustriali. Inoltre, nella relazione illustrativa si evidenzia che l’incentivazione del biogas da impianti di produzione di taglia maggiore può avvalersi delle opportunità offerte per la promozione del biometano con l’accesso ai fondi previsti dal PNRR;
ii. impianti di produzione alimentati da biomasse di potenza nominale non superiore a 1.000 kW. Per tali tipologie impiantistiche è ammesso l’utilizzo solo di materie predeterminate (come peraltro nel decreto interministeriale 23 giugno 2016) e sono introdotti elementi per il rispetto dei criteri di sostenibilità previsti dal decreto legislativo 199/21;
iii. impianti solari termodinamici di potenza nominale non superiore a 15.000 kW. La parte motivazionale dello schema di decreto interministeriale FER2 evidenzia che, per tali tipologie impiantistiche, si è ritenuto opportuno prevedere incentivi solo per gli impianti di produzione
di piccole dimensioni, meglio adattabili alla realtà del territorio nazionale e per i quali sia possibile ipotizzare uno sviluppo tecnologico futuro, a fronte di una riduzione dei costi;
iv. impianti eolici off-shore che utilizzino la tecnologia galleggiante floating, (cioè impianti eolici realizzati su piattaforme galleggianti ancorate al fondale marino tramite sistemi di cavi, senza ricorso a fondazioni fisse) senza prevedere un limite al valore della potenza nominale.
Nella relazione illustrativa, si evidenzia che è stata indicata la specifica tecnologia galleggiante floating, attualmente non utilizzata in Italia in nessun impianto eolico in esercizio, anche in ragione del grado di innovazione che la contraddistingue, del minore impatto sul paesaggio e sull’ambiente e considerando il significativo numero delle richieste di connessione alla rete con obbligo di connessione di terzi, in particolare alla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN);
v. impianti geotermoelettrici senza prevedere un limite al valore della potenza nominale;
– definisce i contingenti totali disponibili per l’intero periodo 2022-2026, differenziati per fonti e per tipologie impiantistiche;
– prevede che le date di svolgimento delle procedure nelle quali sono messi a disposizione i contingenti siano definite nelle regole operative proposte dal Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (di seguito: GSE) e approvate dal Ministero della Transizione Ecologica, garantendo almeno tre procedure nell’intero periodo per gli impianti eolici off-shore e una procedura l’anno per gli altri impianti di produzione;
– prevede che la determinazione dei valori unitari delle tariffe spettanti per i singoli impianti di produzione avvenga tramite aste al ribasso, con offerte caratterizzate da una riduzione percentuale rispetto alla tariffa di riferimento non inferiore al 2%, fatti salvi gli impianti di produzione con potenza nominale inferiore a 300 kW;
– prevede che il GSE eroghi gli incentivi a decorrere dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto di produzione, secondo le seguenti modalità:
i. per gli impianti di produzione di potenza nominale non superiore a 300 kW (dal 2026 tale soglia è ridotta a 200 kW), il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica, erogando, sull’energia elettrica prodotta netta immessa in rete, la tariffa spettante in forma di tariffa omnicomprensiva. I produttori possono richiedere, in alternativa, l’applicazione del regime di cui al successivo punto ii.
ii. per gli impianti di produzione di potenza nominale superiore a 300 kW (ridotta a 200 kW dal 2026), l’energia elettrica prodotta netta resta nella disponibilità del produttore, che provvede autonomamente alla propria valorizzazione nel mercato elettrico. Il GSE calcola la differenza tra la tariffa spettante e il prezzo di mercato dell’energia elettrica di riferimento (non meglio precisato, benché riconducibile al prezzo zonale orario come specificato nella relazione illustrativa) e:
a) ove tale differenza sia positiva, la eroga al produttore per l’energia elettrica prodotta netta immessa in rete;
b) nel caso in cui tale differenza risulti negativa, provvede a richiedere al produttore gli importi corrispondenti;
– prevede che il GSE eroghi gli incentivi per un periodo pari alla vita utile convenzionale indicata nell’Allegato 1 al medesimo schema di decreto interministeriale FER2, al netto di eventuali fermate derivanti da cause di forza maggiore ovvero di fermate effettuate per la realizzazione di interventi di ammodernamento e potenziamento non incentivati; prevede che l’erogazione degli incentivi sia sospesa nelle ore in cui si registrino prezzi di mercato pari a zero, ovvero nelle ore in cui si registrino prezzi negativi;
– prevede che i valori unitari delle tariffe di riferimento, poste a base d’asta, siano automaticamente aggiornati, con cadenza annuale, con riduzione percentuale annua pari al 3%. Nel caso degli impianti di produzione di potenza nominale inferiore a 300 kW, la medesima riduzione si applica a decorrere dal 2024;
– introduce una tariffa per la prosecuzione dell’esercizio degli impianti di produzione alimentati da biogas e da biomasse con incentivi in scadenza entro la data del 31 dicembre 2026. In particolare, il medesimo schema di decreto interministeriale FER2 prevede che:
i. tale tariffa sia definita dall’Autorità entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del decreto interministeriale FER2, sulla base dei seguenti criteri:
a) la tariffa sia erogata a copertura dei costi di esercizio, con il fine di garantire la prosecuzione dell’esercizio e un funzionamento efficiente dell’impianto di produzione;
b) il valore della tariffa sia calcolato come eventuale integrazione dei ricavi derivanti dalla vendita dell’energia elettrica e sia erogata, tenuto conto della potenza dell’impianto di produzione, secondo le modalità di erogazione delle tariffe incentivanti previste dal medesimo schema di decreto;
c) gli impianti di produzione abbiano terminato il periodo di diritto all’incentivo;
d) gli impianti di produzione rispettino i requisiti minimi ambientali e prestazionali indicati nell’Allegato 2 al medesimo schema di decreto;
ii. il valore della predetta tariffa sia aggiornato con frequenza triennale con provvedimento dell’Autorità, tenendo conto dei costi delle materie prime e della necessità di stimolare gli impianti di produzione a una progressiva efficienza, anche al fine di evitare incrementi nei mercati delle materie prime correlati alla previsione di incentivi;
– prevede che l’Autorità definisca le modalità con le quali trovino copertura, tramite le componenti tariffarie dell’energia elettrica, le risorse necessarie per l’erogazione degli incentivi previsti dal medesimo schema di decreto interministeriale FER2, assicurando l’equilibrio economico del bilancio del GSE.