Comunità energetiche e sistemi di autoconsumo – impianti di potenza fino a 1 MW

Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni al documento di consultazione del  Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) recante “Attuazione della disciplina per la regolamentazione degli incentivi per la condivisione dell’energia di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n.199 (Comunità energetiche e sistemi di autoconsumo – impianti di potenza fino a 1 MW)”. 

In generale, Elettricità Futura apprezza il mantenimento dei livelli di incentivazione finora adottati nella configurazione sperimentale, nonché gli incrementi di incentivo previsti per gli impianti fotovoltaici che tengono conto dei diversi livelli di insolazione delle aree geografiche.

Inoltre, Elettricità Futura ritiene apprezzabile anche la possibilità, concessa al referente della configurazione, di richiedere al GSE una verifica preliminare di ammissibilità dei progetti alle disposizioni del decreto, così come già accade per altri strumenti di incentivazione.

Tuttavia, Elettricità Futura ha ritenuto opportuno segnalare alcune criticità, quali, ad esempio:

• il nuovo regime di valorizzazione della cessione in rete dell’energia che, a differenza dell’attuale, varia a seconda del livello di condivisione. Tale meccanismo di controllo sulla quota di energia non condivisa e offerta al mercato, sembra estremamente limitativo e vincolante per lo sviluppo di queste configurazioni, per le quali si ritiene indispensabile che il produttore possa essere libero di commercializzare il 100% dell’energia immessa in rete dagli impianti nella disponibilità di una CER. Viceversa la disponibilità di impianti FER verso le CER risulterebbe fortemente penalizzata in quanto gli obiettivi di consumo contemporaneo sono in carico alla CER e non già al produttore di energia verde;
• in virtù delle nuove LLGG in materia di Aiuti di Stato (EU), i nuovi incentivi si applicherebbero per i soli impianti che avvieranno i lavori ed entreranno in esercizio dopo l’emanazione del relativo decreto a conclusione del procedimento di consultazione. Tale vincolo, non originariamente previsto, penalizzerebbe tutti quei soggetti che hanno avviato i lavori dopo l’entrata in vigore del D.lgs. 199/2021 e che hanno fatto legittimo affidamento su quanto esplicitamente disposto dal medesimo decreto.

Leggi il testo integrale delle osservazioni

Osservazioni generali

L'Associazione apprezza l’iniziativa del MASE, che, con la presente Consultazione pubblica, ha avviato il processo per il superamento della precedente regolazione “sperimentale”, apportando delle migliorie significative per accelerare lo sviluppo di CER (e quindi di impianti rinnovabili) sul territorio italiano.

Si ritengono in particolare positivi alcuni aspetti quali, ad esempio, il fatto che siano previsti livelli di incentivazione anche superiori alla fase sperimentale per gli impianti fotovoltaici in funzione della zona geografica in base all’insolazione media; questo principio si auspica rimanga un punto cardine anche nella pubblicazione dei futuri meccanismi incentivanti sulle fonti rinnovabili in quanto permetterebbe di sfruttare al massimo le “aree idonee” e permetterebbe la diffusione di questa tecnologia su tutto il territorio della nazione anche in coerenza con la distribuzione della domanda di energia.

Inoltre, si apprezza la possibilità concessa al referente della configurazione di richiedere al GSE una verifica preliminare di ammissibilità dei progetti alle disposizioni del decreto, così come già accade per altri strumenti di incentivazione (es, conto termico e certificati bianchi). Tuttavia, con riferimento alle informazioni relative alla cabina primaria, imprescidibili per dar luogo alla costituzione di una CER, si ritiene che la richiesta di informazioni non possa provenire dal referente, che viene nomianto solo dopo la costituzione della CER. Pertanto, l’interlocuzione con il GSE relativamente all’identificazione della cabina cui sottendere la configurazione, deve necessariamente avvenire in una fase antecedente la costituzione della CER e della nomina del relativo referente.

Si coglie l’occasione della consultazione per richiamare quindi l’attenzione sulla necessità di riprendere, negli opportuni strumenti normativi e regolatori, la disciplina dei possibili partecipanti alle CER (es. ruoli che al fine del concreto sviluppo delle CER possono essere assunti dalle imprese di vendita e di distribuzione, requisiti determinanti il controllo eventualmente esercitato su una CER, modalità di partecipazione del soggetto referente).

Si condivide inoltre la decisione di dare continuità al meccanismo di incentivazione vigente; rimane in ogni caso la necessità che questo non sia mantenuto solo in “questa prima fase” ma, si auspica, che si possa dare continuità per creare una programmazione “pacifica” degli investimenti in un contesto legislativo florido per lo sviluppo e la maturazione di configurazioni con vita pluriennale che aggreghino molteplici soggetti che condividano energia rinnovabile. A tal fine, sarebbe preferibile estendere l’ambito di applicazione del decreto già a tutte le configurazioni ipotizzate nell’art. 8 del D.lgs.199/21 e nel presente documento di consultazione, evitando tuttavia che tale proposta comporti un allungamento delle tempistiche di emanazione dello stesso decreto.

Tuttavia, è altresì doveroso segnalare alcuni aspetti potenzialmente problematici e criticità che si auspica il Decreto possa superare.

In questo senso, il meccanismo di controllo sulla quota di energia non condivisa e offerta al mercato, sembra estremamente limitativo e vincolante per lo sviluppo di queste configurazioni, per le quali si ritiene indispensabile che il produttore possa essere libero di commercializzare il 100% dell’energia immessa in rete dagli impianti nella disponibilità di una CER, viceversa la disponibilità di impianti FER verso le CER risulterebbe fortemente penalizzata in quanto gli obiettivi di consumo contemporaneo sono in carico alla CER e non già al produttore di energia verde.

Si rileva altresì che il documento, nell’evidenziare il limite di potenza, citi il concetto di “Potenza nominale”. A tale riguardo è auspicabile che tale definizione non si discosti dalle precedenti specificazioni stratificatesi con i diversi decreti attuativi del D.lgs. 28/2011 ed in particolare dei DM 6/07/2012, 29/06/2016 e 04/07/2019, attraverso i quali è ben dettagliato il significato di potenza nominale per le diverse fonti rinnovabili.

Resta inoltre da chiarire un dubbio relativo all’applicazione degli incentivi per l’energia condivisa in comunità energetiche ubicate all’interno di contesti come i Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC).

Si raccomanda, infine, che il decreto in parola sia coerente con gli indirizzi del D.lgs. 199/2021 e con le disposizioni del decreto legge cosiddetto “Milleproroghe” (convertito con la legge n. 8 del 28 febbraio 2020), con particolare riferimento all’articolo 42-bis, che ha dato avvio alla realizzazione sperimentale delle Comunità energetiche.

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Caratteristiche delle configurazioni e degli impianti ammessi all’incentivo

Q1. Si condivide la scelta di incentivare tutte le configurazioni che prevedono l’utilizzo della rete di distribuzione esistente sottesa alla medesima cabina primaria disciplinando le configurazioni sotto POD con un distinto decreto?

Si condivide la scelta, pur evidenziando la necessità di chiarire con precisione quali casistiche rientrino nella definizione di “configurazioni sotto POD” (ovvero se coincida con la definizione di Sistema semplice di Produzione e Consumo o con altre categorie già presenti nel quadro regolatorio attuale) e auspicando coerenza fra le differenti normative applicabili alle configurazioni di autoconsumo.

Occorre altresì chiarire se la data limite per beneficiare degli incentivi di cui al presente decreto è riferita all’avvio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione oppure alla data di entrata in esercizio dello stesso, ritenendo auspicabile l’adozione di un provvedimento che tenga conto della data di entrata in esercizio e non già quella dell’inizio lavoro. Questo auspicio risponderebbe a due distinte esigenze:

1. garantire una certa coerenza con il combinato disposto dei commi a) ed e) art. 8 del D.lgs. 199/21:

• comma a) “possono accedere agli incentivi gli impianti con potenza non superiore a 1MW e che entrano in esercizio in data successiva a quella di entrata in vigore del presente decreto”;
• comma e) “la domanda di accesso agi incentivi è presentata alla data di entrata in esercizio e non è richiesta la preventiva iscrizione a bandi o registri”.

pertanto, proprio in ottica di accesso diretto agli incentivi per gli impianti con potenza non superiore ad 1MW senza il vincolo dell’inizio lavori post approvazione, si ritiene che il Ministero, pur nel rispetto delle disposizioni Comunitarie in tema di regime d’aiuti di Stato, ma in coerenza con le proprie disposizioni normative, possa nel caso specifico degli impianti fino a 1MW, prevedere l’ammissibilità ai diversi incentivi del D.lgs. se la loro messa in esercizio è successiva al Decreto, senza quindi richiedere che anche l’inizio lavori debba essere successiva al Decreto;

2. non penalizzare in questo modo quanti hanno avviato i lavori ritenendo che il D.lgs. approvato disponesse in modo esplicito quale potesse essere l’inizio lavori e non già la messa in esercizio.

In merito ai potenziamenti di impianti esistenti, si suggerisce di chiarire che all’interno di questi ultimi, di qualsiasi potenza, sia possibile aggiungere una nuova sezione d’impianto, con potenza massima di 1MW, e che la stessa sezione possa accedere all’ incentivo sulla energia condivisa, indipendentemente dalla taglia dell’impianto. A tal fine all’interno del decreto attuativo andrebbe prevista questa opzione inserendo quanto segue: "Il limite di 1MW per l’accesso agli incentivi CER, è applicabile alla singola sezione di impianto, e non necessariamente a livello complessivo di impianto”.

Infine, proprio in riferimento alla soglia di 1MW prevista dal D.Lgs. 199/2021, l’art. 9 del DL. 50/2022, convertito in L. 91/2022, ha previsto delle deroghe valide solo per alcune specifiche categorie di soggetti, quali il Ministero della Difesa e le Autorità Portuali, consentendo la partecipazione alle CER anche con impianti superiori alla citata soglia e generando quindi una disparità di trattamento rispetto a tutti gli altri soggetti coinvolti.

Modalità di accesso agli incentivi

Q2. Si condivide e si ritiene congruo un obiettivo di potenza di 5 GW nei 5 anni di applicazione? In alternativa, si è in possesso di elementi (pipeline di progetti, autorizzazioni in corso, etc.) che consentano di stimare diversamente tale obiettivo?

In merito all’obiettivo assegnato, si suggerisce di tenere in considerazione:

• gli obiettivi comunitari 2030 previsti dal pacchetto “Fit For 55” che prevedono un significativo incremento dei target FER europei al 2030, resi ancor più ambiziosi dal piano REPowerEU, che fissa il nuovo target EU del 45% di FER sui consumi energetici finali, corrispondenti, per l’Italia, ad una stima di incremento di nuove installazioni di fonti rinnovabili, principalmente FV e wind, superiori a 80GW di potenza;
• il target di potenza quinquennale di cui al Documento di Descrizione degli Scenari 2022 di Terna e Snam che prevede un incremento di 12 GW del solare distribuito al 2030 rispetto al 2019;

Considerate le dimensioni degli impianti aggregabili alle CER ed agli autoconsumi e le prospettive d’investimento su base nazionale, si ritiene necessario che il target possa da subito essere innalzato a 10 GW ed essere rivisto e rimodulato alla scadenza dei primi cinque anni, o in corso del periodo di riferimento, nel caso in cui ci sia uno sviluppo più incisivo. Qualora quest’opzione non fosse percorribile, sarebbe opportuno che all’approssimarsi dell’esaurimento del contingente disponibile (ad esempio, 500 MW residui) l’istanza definitiva inviata al GSE, se accolta positivamente, costituisca un ordine di priorità per l’accesso all’incentivo, purché questo non comporti impatti negativi per gli operatori in termini di tempistiche di implementazione. Le centinaia di iniziative già promosse dagli Enti Locali, in particolare le Amministrazioni comunali, fanno presagire la costituzione, in breve tempo, di oltre un migliaio di CER, che dovrebbero pertanto competere in tempistiche stringenti per accedere alla dotazione del plafond di 5 GW secondo un meccanismo di accesso “ex-post”, rischiando quindi di realizzare investimenti poi non oggetto di beneficio. A tale riguardo si evidenzia che il PNRR stanzia, con la misura M2C2 inv. 1.2 per sostenere investimenti di CER nei comuni minori ed autoconsumi ben 2,2B€. Se si vuol creare una leva finanziaria importante con queste risorse pubbliche, è necessario che l’obiettivo di potenza non sia solamente 5 GW, ma almeno il doppio.

Peraltro, a fronte dei tempi necessari per passare dalla fase decisionale a quella esecutiva (specie qualora il progetto coinvolga la P.A.), si ritiene necessario disporre tempestivamente di informazioni aggiornate circa lo stato complessivo di avanzamento dei progetti al fine di evitare l’avvio di iniziative che poi potrebbero non trovare posto nella capienza prefissata.

In questo senso, è auspicabile che, per monitorare l’avanzamento, venga pubblicato periodicamente un aggiornamento da parte del GSE dello stato di saturazione di tale obiettivo e quindi dei MW ancora configurabili, ad esempio attraverso la pubblicazione di un contatore.

Si chiede inoltre di chiarire in che misura siano coordinati i citati target previsti in ambito PNRR nella M2.C2.I1.2 che destina, in forma di finanziamenti a tasso zero, 1.6 B€ alle CER e 0.6 B€ per l’autoconsumo collettivo sviluppati nei comuni < di 5.000 abitanti.

Al fine di permettere l'effettivo sviluppo delle CER - soprattutto laddove non ci siano coperture da fondi PNRR - è infatti indispensabile che ci siano soggetti disponibili a velocizzarne l'attuazione, anche mediante importanti investimenti. Tali interventi rappresenterebbero un valore aggiunto anche per il raggiungimento delle opportunità legate ai fondi stanziati con il PNRR ed è quindi fondamentale definire con chiarezza il quadro delle regole e dei ruoli applicabile a questi soggetti investitori.

Infatti, considerando che anche i soggetti produttori e venditori di energia elettrica possiedono competenze e strumenti qualificati per la progettazione, realizzazione e gestione delle CER, pare evidente che sarà indispensabile:

• chiarire i requisiti per la partecipazione alle CER da parte delle imprese, intervenendo in particolare sui requisiti di codice ATECO fissati dal GSE che, ad oggi, precludono alle imprese del settore energetico la partecipazione a una CER. Tale requisito è incoerente rispetto al disposto della norma primaria e limita significativamente lo sviluppo delle CER stesse. Si auspica la rimozione di tale requisito, ferma restando la necessità che la partecipazione alla CER non rappresenti essa stessa la principale attività d’impresa del soggetto partecipante;
• garantire un buon funzionamento dell’intero processo operativo - definendo procedure semplici e tempistiche certe - assicurando al contempo la massima flessibilità agli operatori in termini di organizzazione e gestione delle CER stesse.

Infine, si ritiene che l’orizzonte temporale per accedere all’incentivazione al solo periodo 2023-2027, possa rappresentare un limite per quei soggetti (es. ESCo o Pubbliche Amministrazioni) che stiano strutturando i loro investimenti (e assumendo personale) per un piano di sviluppo di rinnovabili sul territorio nel lungo periodo; si richiede quindi la conferma che sarà previsto un ulteriore meccanismo di incentivazione per il periodo successivo.

Anche con riferimento all’obiettivo di 5 GW, si rileva che nel definire il periodo quinquennale 2023-2027 non è considerata l’ipotesi che alla fine di questo periodo gli stessi 5 GW non vengano raggiunti. Risulta quindi opportuno disciplinare cosa succeda in tal caso, ad esempio con la previsione di prolungare il suddetto periodo, con successivi provvedimenti, laddove intervengano ad esempio cause contingenti che non consentano di traguardare l’obiettivo al 2027.

Q3. Si condivide la scelta di prevedere una verifica preliminare di fattibilità presentata su base volontaria effettuata da parte del GSE? Si ritiene che essa debba riportare altro oltre quanto già previsto?

Si condivide l’apertura prevista nel documento di demandare il ruolo di referente anche a un soggetto terzo alla comunità energetica. Tuttavia, si precisa, come già precisato, che nella fase iniziale di costituzione della comunità non si ritiene che siano i referenti della CER a doversi interfacciare con il GSE per identificare le aree sottese alla medesima cabina primaria. Ed infatti, tali informazioni sono richieste proprio ai fini della costituzione della comunità, dovendosi acquisire preventivamente i dati relativi ai codici POD che si intendono inserire nella configurazione. Pertanto, durante tale fase interlocutoria non risulta ancora costituita la comunità né individuato un soggetto referente, che possa presentare una richiesta di verifica preliminare. Occorre quindi identificare il soggetto promotore (può essere un operatore energetico?) che possa chiedere la verifica preliminare. Questa valutazione, seppur richiesta volontariamente, non dovrà pregiudicare la velocità di realizzazione dell’iniziativa. Infatti, preoccupa il tempo di risposta assegnato al GSE, poiché appare eccessivamente lungo. Si suggerisce di prevedere un periodo massimo di riscontro del GSE di 60 anziché di 90 giorni.

Si aggiunge che le modalità operative per la formulazione delle richieste (tra le quali è fondamentale quella di appartenenza alla stessa cabina primaria) devono poter essere idonee a qualsiasi tipo di interlocutore, senza prevedere dotazioni obbligatorie di strumenti informatici specifici o dipendere da servizi di terzi per la formulazione della richiesta.

Caratteristiche dell’incentivo

Q4. Si condivide la scelta di attribuire gli incentivi sotto forma di tariffa premio? Se no, quali altre forme di remunerazione si propongono e come rispondono all’esigenza di massimizzare la quota autoconsumata?

Si condivide di attribuire gli incentivi sottoforma di “tariffa premio”. Si ritiene altresì necessario che rimanga la possibilità di valorizzare sul mercato l'energia immessa in rete in funzione delle opzioni che il mercato offre (RID, PPA, off-taker, ecc.).

Q5. In relazione alla tariffa proposta, si ritiene congruo l’incentivo unico in continuità con il precedente meccanismo incentivante? In alternativa, la tariffa dovrebbe tener conto della tecnologia e della taglia di potenza?

Si condivide il modello di incentivazione proposto, tuttavia, si potrebbe valutare l’inserimento di eventuali incrementi di tariffa o ulteriori fattori correttivi legati alle diverse tipologie di configurazione, purché coerenti con l’obiettivo di massimizzare la condivisione dell’energia al minimo costo.

Q6. Si condivide la scelta di attribuire un fattore correttivo per gli impianti fotovoltaici in funzione della zona geografica e i rispettivi valori individuati?

Appare condivisibile l’applicazione dei fattori correttivi alla tariffa premio per impianti FV in relazione alla dislocazione geografica degli impianti.

Q7. Si ritiene che il livello degli incentivi proposto garantisca una equa remunerazione degli investimenti? In caso contrario, si è in possesso di analisi di mercato, fonti e dati verificabili che dimostrino la necessità di modificarli?

Si ritiene che gli incentivi ipotizzati siano diretti a promuovere le Comunità energetiche e le configurazioni di autoconsumo, individuale e collettivo. Incentivo che sarà riconosciuto per 20 anni. Appare fuorviante, pertanto, parlare di “equa remunerazione degli investimenti”. Locuzione che è più pertinente se associata allo sviluppo di impianti FER e non alla realizzazione di Comunità energetiche, che hanno finalità diverse rispetto al mero investimento.

Va considerato, inoltre, che i valori degli incentivi sono stati pubblicati da ARERA e GSE nel 2020 ed elaborati, di conseguenza, in un periodo antecedente. I costi dei materiali fotovoltaici, al contrario, sono incrementati notevolmente (oltre il 100%): si ritiene opportuno, di conseguenza, attualizzare il livello degli incentivi in linea con quanto indicato dallo stesso 199/2021 all’art. 4 comma 2 a).

Q8. Si condivide il meccanismo di controllo sulla quota di energia non condivisa e offerta al mercato? Si ritiene che possano essere introdotte altre eccezioni? Se si quali?

Pur condividendo l’obiettivo di massimizzare la condivisione dell’energia all’interno delle configurazioni oggetto di incentivo, si è contrari al meccanismo proposto che ipotizza l’introduzione della soglia del 70% da applicare all’energia condivisa, tanto meno la previsione del cap di prezzo pari a 80 €/MWh da applicare all’energia eccedentaria nel caso di non raggiungimento della soglia del 70% di energia condivisa. 

La disposizione non è infatti coerente con gli indirizzi del D.lgs. 199/2021, che non prevede l’applicazione di alcun “cap” di prezzo sulla quota di energia non condivisa e offerta a mercato. Inoltre, la soglia di 80 €/MWh è completamente disallineata con il tetto 180 €/MWh sui ricavi di mercato conseguiti dall’energia prodotta da FER, come introdotto dallo schema della legge di bilancio in coerenza con il Regolamento UE 2022/1854. Peraltro, l’energia eventualmente immessa da questi impianti, nel periodo di vigenza del regolamento, non sarebbe neppure soggetta al cap di 180 €/MWh.

Dunque, l’inserimento di un simile meccanismo di controllo sulla quota di energia non condivisa e offerta al mercato, rappresenta uno dei fattori limitativi per lo sviluppo di CER: pertanto ne proponiamo lo stralcio per una serie di motivazioni di seguito meglio espresse.

In sostanza, il meccanismo:

• darebbe vita ad un effetto distorsivo rispetto alle logiche di autoconsumo fisico, essendo infatti la soglia di condivisione del 70% riferita all’energia prodotta - a tale proposito va confermato il riferimento alla “prodotta” e non già all’”immessa” in quanto anche l’autoconsumo prima dell’immissione in rete dovrebbe comunque poter contribuire al raggiungimento di tale soglia - il cap di 80 €/MWh sarebbe quindi applicato in qualsiasi configurazione che preveda almeno il 31% di autoconsumo fisico, facendo prediligere impianti in pura immissione o configurazioni di sspc “pure” (senza la complessità giuridica di creazione della CER) nelle quali i limiti di cap per l’energia immessa in rete sono maggiori e di breve periodo (la bozza del Ddl di bilancio 2023 all’art 9 fissa un cap di 180 € MWh, quindi maggiore di quanto proposto nella consultazione pubblica, e per un periodo limitato, fino a giugno 2023, non per un periodo ventennale di incentivazione);
• disincentiverebbe il massimo sfruttamento delle superfici disponibili per gli impianti in fase di set up della comunità, pregiudicando logiche di sviluppo incrementale legate all’aggregazione dei membri. In altre parole, il produttore, all’interno di tale meccanismo di limitazione, è indotto a dimensionare l’impianto sui propri consumi piuttosto che in un’ottica di condivisione con la comunità di una eventuale eccedenza di produzione;
• agirebbe sotto forma di “penale” distorsiva rivolta in realtà ai produttori per la loro valorizzazione economica dell’energia e non già alle comunità energetiche. Si tratta di uno svantaggio asimmetrico, in quanto il mancato consumo da parte dei membri della comunità potrebbe essere dovuto a fattori non prevedibili e non dipendenti dalla volontà dei singoli soggetti, ferma restando la necessità di preservare il principio di libero ingresso e uscita dei membri dalla comunità stessa. Le nuove configurazioni nascono, infatti, per rendere il consumatore attivo e per offrire un beneficio economico nell’obiettivo di accompagnarlo nel percorso verso la decarbonizzazione energetica come previsto dalla RED II. La tipologia dei soggetti a cui è consentita la partecipazione alle comunità energetiche, infatti, non giustifica l’adozione di meccanismi di penalità per differenziali nel profilo di consumo rispetto alle previsioni;
• comporterebbe un elevato grado di incertezza sulla prevedibilità dei valori reddituali e rilevanti complessità operative per la gestione dei dati di consumo previsionali e l’eventuale attribuzione delle penalità ai singoli membri appartenenti alla comunità energetica;
• porterebbe i produttori a dimensionare a ribasso la potenza degli impianti FER per non incorrere nel rischio di rimanere sottosoglia, ovvero li indurrebbe a prediligere contratti di autoconsumo o autoconsumo collettivo con PPA in grado di garantire più elevati consumi contemporanei rispetto alle CER. Tale effetto sarebbe esattamente opposto all’intento stesso della RED II che è quello di promuovere lo sviluppo di rinnovabili eliminando ogni tipo di barriera;
• in aggiunta, tale proposta sarebbe di difficile applicazione e verifica, anche in considerazione del fatto che i profili di produzione dei singoli impianti e i profili di consumo delle utenze appartenenti a configurazioni di autoconsumo risultano aggregati indistintamente, quindi dovendo applicare un criterio unico di saturazione dell’autoconsumo rispetto alle diverse fonti di approvvigionamento, di fatto penalizzandole tutte nel caso di mancato raggiungimento del target generale, in considerazione per esempio delle condizioni climatiche o dell’ingresso/uscita di utenze negli schemi AUC e CER.

Infine, si suggerisce di mantenere in vigore la possibilità per la configurazione di aderire al meccanismo di ritiro dedicato organizzato dal GSE.

Transizione dal vecchio al nuovo meccanismo

Q9. La soluzione è proposta al fine di ottemperare alle previsioni unionali in materia di Aiuti di Stato. Si propongono soluzioni alternative in linea con quanto disposto dalle predette Linee Guida?

Si ritiene anzitutto necessario considerare non solo gli impianti entrati in esercizio dopo l’entrata in vigore del decreto legislativo n. 199 del 2021 e prima dell’entrata in vigore del decreto, ma anche gli impianti che hanno avviato i lavori nel medesimo arco temporale.

Per tale categoria di impianti si auspica che sia prevista la possibilità di accedere quantomeno agli incentivi del DM 16 settembre 2020.

In merito al raccordo tra i vecchi e nuovi meccanismi di incentivo, il Dlgs art. 8 comma 3 evidenzia che “Con il decreto di cui al comma 1 sono stabilite modalità di transizione e raccordo fra il vecchio e il nuovo regime, al fine di garantire la tutela degli investimenti avviati.” il meccanismo proposto non sembrerebbe tutelare gli investimenti avviati proprio in virtù di quanto disposto dal D.lgs. 199/2021, elemento su cui gli operatori hanno fatto legittimo affidamento in attesa della definizione dei nuovi Decreti incentivanti. Si richiede pertanto:

• per gli impianti fino a 200 kW l’applicazione del precedente meccanismo previsto dal DM 16 settembre 2020;
• per gli impianti da 200 kW fino a 1 MW, entrati in esercizio o con lavori avviati tra la pubblicazione del D.lgs. 199/2022 e quella del presente decreto, l’applicazione del meccanismo in esame.

Appare logico, infatti, che il vincolo prospettato non si applichi a tutti gli impianti il cui inizio lavori è stato effettuato dopo l’entrata in vigore del D.lgs. 199/2021 (16 dicembre 2021 come ribadito anche nel documento di consultazione di ARERA) ed entrati in esercizio dopo la pubblicazione del Decreto - per essi vige senza dubbio il rispetto del principio comunitario in quanto, se fosse stata nota e chiara la diversa data di ammissibilità delle spese, sicuramente non sarebbero stati avviati i lavori. Non è auspicabile né sostenibile la modifica delle regole “a gioco avviato”.

Q10. Si richiede al soggetto che partecipa alla consultazione se ha realizzato impianti a fonti rinnovabili di potenza superiore a 200 kW da inserire in comunità energetiche o configurazioni di autoconsumo collettivo che hanno iniziato i lavori o sono entrati in esercizio dopo l’entrata in vigore del decreto legislativo n. 199 del 2021 (nel rispetto delle condizioni previste dagli articoli 30 e 31).

Se si, specificare la potenza installata e l’eventuale accesso ad altre forme di incentivazione.

Se si, specificare su quali eventuali fonti di finanziamento pubblico si è fatto affidamento per realizzare gli impianti.