Elettricità Futura ha trasmesso al MASE le proprie osservazioni sullo schema di Decreto Ministeriale sugli incentivi per favorire lo sviluppo delle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) e l’autoconsumo attualmente al vaglio dell’Europa.
Elettricità Futura in particolare ha evidenziato che:
- il sistema incentivante dovrà essere equo per evitare aggravi di costo per il sistema. Positivo che nella bozza di DM sia prevista la definizione di un piano di monitoraggio, per adeguare le tariffe e i costi delle CER. Le regole applicative GSE dovranno individuare modalità efficaci per rendicontare l’ammontare e la ripartizione degli effettivi benefici economici per i membri delle CER, sulla base dell’energia condivisa, misurata su dati di prelievo reali;
- saranno importanti la professionalità e solidità patrimoniale del Soggetto Referente, avendo la responsabilità di gestire la regolazione delle partite economiche relative agli incentivi, e le relative garanzie economiche/finanziarie da presentare. Tali garanzie dovranno essere commisurate alla solidità del soggetto tenendo conto, ad esempio, che operatori del settore elettrico, nello svolgere il ruolo di Referente terzo potrebbero mettere al servizio della CER esperienza qualificata nella produzione e vendita di energia e, nel caso di produttore terzo, i propri asset di generazione;
- è necessario superare alcune disposizioni fortemente penalizzanti che rischiano di vanificare il decollo delle CER prospettato dal decreto, quali quelle legate alla restituzione incentivo, o alle condizioni di decadenza per mancata informativa o rendicontazione.
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Osservazioni Generali
Esprimiamo il nostro apprezzamento per la bozza di Decreto Ministeriale sugli incentivi per favorire lo sviluppo delle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) e l’autoconsumo circolata il 24 febbraio 2023, che apprendiamo essere stata trasmessa alla Commissione europea. Se confermate nel loro complesso, le misure contenute nel DM consentiranno di dare un impulso significativo alle CER e all’autoconsumo, contribuendo alla diffusione di impianti a fonti rinnovabili, al coinvolgimento diretto dei consumatori e dei territori e ad una maggiore consapevolezza dei benefici delle FER, obiettivi fondamentali al raggiungimento dei target 2030 di decarbonizzazione per l’Italia. Si tratta perciò di un tassello normativo importante e conferma che la transizione energetica è in cima alle priorità d’azione di questo Governo.
Le CER sono in fase nascente, è perciò di fondamentale importanza porre la massima attenzione nell’individuare gli elementi critici affinché le risorse destinate al loro sviluppo siano correttamente indirizzate. In particolare:
- Il sistema incentivante dovrebbe essere equo per evitare aggravi di costo per il sistema. Positivo che nella bozza di DM sia prevista la definizione di un piano di monitoraggio, che fornisca le informazioni necessarie per adeguare le tariffe e i costi delle CER (art. 13). Le regole applicative, a cura del GSE, dovranno individuare modalità efficaci per rendicontare l’ammontare e la ripartizione degli effettivi benefici economici per i membri delle CER, sulla base dell’energia condivisa, misurata su dati di prelievo reali.
- È ovvio che nella struttura della CER sia importante la professionalità e solidità patrimoniale del Soggetto Referente, avendo la responsabilità di gestire la regolazione delle partite economiche relative agli incentivi, comprese le eventuali garanzie economiche/finanziarie da presentare. Tali garanzie dovranno essere commisurate alla solidità del soggetto tenendo conto, ad esempio, che operatori del settore elettrico, nello svolgere il ruolo di Referente terzo potrebbero mettere al servizio della CER esperienza qualificata nella produzione e vendita di energia e, nel caso di produttore terzo, i propri asset di generazione.
Osservazioni di dettaglio al testo del decreto
Ambito di applicazione
Riteniamo positivo che sia stato confermato un contingente di potenza incentivata pari a 5 GW, con scadenza al 31 dicembre 2027. Tuttavia, precisiamo che nel definire il periodo 2023-2027 non si considera l’ipotesi che alla fine di questo periodo non si siano raggiunti i 5 GW. Sarebbe quindi opportuno disciplinare cosa succeda in questa ipotesi, valutando un eventuale prolungamento del periodo laddove non sia traguardato l’obiettivo al 2027.
Inoltre, sarebbe opportuna una disciplina trasparente dello stato avanzamento della copertura dei 5 GW, attraverso strumenti di condivisione dell’allocazione della tariffa incentivante che consentano agli utenti di essere aggiornati in tempi ragionevoli (soprattutto con l’approssimarsi del termine del 2027) e poter quindi valutare se procedere o meno all’investimento.
Obbligo di restituzione
L’art 3 comma 4 del testo introduce l’obbligo di restituzione degli incentivi da parte dei beneficiari in caso di rinuncia agli stessi prima del termine del periodo di diritto. Non si comprende la ratio di una simile disposizione all’interno di configurazioni di autoconsumo diffuso.
L’esigenza di dover rinunciare al periodo residuo di incentivazione può, infatti, manifestarsi per ragioni di varia natura ed indipendenti dalla volontà dei soggetti partecipanti. A titolo esemplificativo e non esaustivo, all’interno di una Comunità Energetica potrebbero esserci una serie di attività produttive o commerciali che cessano nel tempo il proprio esercizio, ovvero potrebbero verificarsi dinamiche personali, professionali, economiche tra i componenti della stessa Comunità tali da non rendere più possibile la prosecuzione della configurazione.
L’eventuale restituzione della quota incentivante appare, pertanto, non giustificabile, preso anche atto che nel periodo di funzionamento la Comunità avrebbe comunque prodotto quei benefici economici, ambientali e sociali che sono alla base del riconoscimento di un meccanismo di incentivazione.
Questa disposizione costituisce un fattore di rischio che può rallentare drasticamente lo sviluppo delle CER e si ritiene fondamentale che sia stralciata.
Informative ai soci, rendicontazione e decadenza
L’art. 5 comma 5 dispone la decadenza dagli incentivi con integrale recupero delle somme versate nel caso di perdita di uno o più requisiti di ammissibilità di cui all’art. 3, tra cui figura “una completa, adeguata e preventiva informativa ai propri soci o membri sui benefici loro derivanti dall’accesso alla tariffa incentivante”.
Fermo restando la chiara esigenza, necessità e rispetto del principio di trasparenza nei confronti di tutti i membri di una configurazione di autoconsumo, riteniamo che quanto sopra non debba rientrare tra i requisiti di ammissibilità, cui collegare un’eventuale decadenza degli incentivi. La costituzione di una configurazione di autoconsumo già implica, ipso facto, una puntuale, trasparente e preventiva informativa su tutti i benefici derivanti dall’appartenenza alla stessa.
Suggeriamo, pertanto, di modificare tale previsione, inserendola ad esempio nel corpo delle regole operative che il GSE dovrà emanare a valle dell’approvazione del Decreto di incentivazione.
All’art. 13 comma 5, inoltre, si prevede la sospensione degli incentivi in caso di mancata trasmissione di una rendicontazione dettagliata su base annuale dei benefici conseguenti alle incentivazioni ed alle modalità della loro ripartizione tra i membri della configurazione. Anche in questo caso non comprendiamo quale possa essere la ratio della disposizione, preso atto che gli accordi di ripartizione dei benefici economici sono contratti di diritto privato su cui - per definizione - vige il principio di libertà negoziale tra le parti. L’erogazione degli incentivi viene, peraltro, effettuata dallo stesso GSE che ha piena evidenza degli importi riconosciuti alle singole configurazioni.
Essendo nella piena discrezionalità della Comunità definire la ripartizione dei benefici, riteniamo che tale comma debba essere stralciato.
Impianti ammessi e cogenerazione
Suggeriamo di inserire anche una definizione di potenza nominale per impianti di cogenerazione:
Per gli impianti di cogenerazione alimentati a biometano od altro gas rinnovabile la potenza nominale è la massima potenza ottenibile in regime continuo, come certificata dal costruttore o dal fornitore dell'impianto come definito da ARERA con la Delibera n. 42/02 del 19 marzo 2002. Nel caso in cui siano installate più unità di cogenerazione la potenza nominale è la somma aritmetica delle potenze nominali dei cogeneratori connessi alla rete di distribuzione tramite punti di connessione facenti parte dell'area sottesa alla medesima cabina primaria.
Benefici del PNRR
Il titolo III della bozza di Decreto in oggetto disciplina il riconoscimento dei fondi PNRR destinati allo sviluppo di Comunità Energetiche e sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili ubicati in Comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti.
La formulazione dell’articolato appare, tuttavia, poco chiara in relazione ai requisiti, alle modalità ed ai soggetti beneficiari dei fondi previsti.
In particolar modo, non è di immediata comprensione cosa debba essere ubicato all’interno dei Comuni (ad es. l’impianto, l’intera configurazione, la sede legale della Comunità?...) né se siano possibili installazioni di configurazioni intercomunali tra Comuni di diverse dimensioni.
Non è chiaro chi debba essere il destinatario dei fondi PNRR (ad es. il produttore, la Comunità?) preso anche atto che le configurazioni di autoconsumo collettivo, a differenza della Comunità Energetiche, non sono soggetti giuridici.
Sarebbero necessari chiarimenti anche in relazione a quanto contenuto al punto 3 dell’Allegato 1, laddove si riporta che “il fattore di riduzione non trova applicazione in relazione all’energia elettrica condivisa da punti di prelievo nella titolarità di enti territoriali e autorità locali, enti religiosi (…)”.
Seppur alcuni elementi sopra richiamati potrebbero trovare disciplina all’interno dei successivi atti che il GSE è chiamato ad approvare in materia, riteniamo che una formulazione più puntuale del Titolo III possa comunque essere di beneficio per gli operatori e per le pubbliche amministrazioni interessate.
I beneficiari dei fondi PNRR dovrebbero essere coloro i quali hanno effettuato l’investimento, con l’impegno ad inserire l’impianto nella CER. Si auspica inoltre che possa esserci un generale rilassamento di eventuali vincoli sia con riferimento ad ipotesi intercomunali che con riferimento alla soglia minima dei Comuni in cui ubicare le singole iniziative.
Entità incentivo, cumulabilità
Con riferimento al caso dei comuni sotto i 5.000 abitanti che possono beneficiare del contributo a fondo perduto, riteniamo apprezzabile che la cumulabilità degli incentivi sia specifica nel limitare il tetto degli incentivi in conto capitale (40%) e non nell’escludere altre forme di incentivazioni; tuttavia considerati i limiti di spesa previsti dall’allegato 2 (es. 1.500 €/kW per impianti fino a 20 kW), il contributo concretamente erogato potrebbe risultare spesso inferiore al 40%, con il rischio di non rappresentare uno strumento adeguatamente incentivante lo sviluppo delle configurazioni in oggetto.
Considerato che la bozza di DM fa riferimento ad un contributo “fino al 40 per cento”, riteniamo utile specificare quali siano i criteri che possono determinare la variazione della misura del contributo e quindi l’assegnazione di percentuali inferiori al 40%.
Consideriamo positivamente il fatto che siano state confermate le premialità in tariffa per tenere conto dei diversi livelli di insolazione in Italia (Allegato 1).
Riteniamo positiva la conferma che l’energia prodotta e immessa in rete resta nella disponibilità del produttore, che possa metterla al servizio della CER, attraverso un accordo vincolante privato.
Riteniamo necessaria una descrizione più dettagliata a supporto dell’interpretazione delle tre formule di calcolo della tariffa premio di cui all’Allegato 1. In particolare, non si comprende se il valore soglia indicato per i tre scaglioni (ossia, rispettivamente 100 €/MWh, 110 €/MWh e 120 €/MWh) sia da riferire all’intera tariffa premio o alla sola parte variabile. Ad esempio, nell’ipotesi di impianti di potenza inferiore a 600 kW, è dubbio se il valore massimo di 100 €/MWh debba applicarsi alla parte fissa della tariffa (60 €/MWh) o alla parte variabile e quindi se il valore massimo della tariffa premio, in questo esempio, sia 100 o 160 €/MWh.
Rispetto all’indicizzazione della parte variabile dell’ incentivo al Pzonale, riteniamo possa avere senso solo qualora i membri della comunità abbiano investito direttamente nell’ impianto e abbiano deciso di vendere tutta l’energia con una convenzione di Ritiro dedicato. Tuttavia, rimanendo l’energia in capo a potenziali produttori terzi (che potrebbero anche firmare delle PPA), la parte di incentivo indicizzata a Pzon potrebbe danneggiare i membri della comunità che, a fronte di un Prezzo dell’ energia più alto (che continuerebbero a pagare al loro retailer), si vedrebbero un incentivo addirittura ridotto. Il meccanismo di indicizzazione andrebbe eliminato quanto meno qualora il produttore decidesse di fare un offtake dedicato con PPA di lungo termine. Questo stabilizzerebbe i flussi di cassa totali afferenti alla Comunità e garantirebbe benefici meglio distribuiti tra i membri.
In merito all’art. 3 della bozza di DM, laddove vengono indicati i soggetti beneficiari degli incentivi e l’iter nel caso di recesso e rinuncia agli incentivi con relativa restituzione, riteniamo utile un chiarimento:
- su chi siano i “soggetti beneficiari”, ossia se si tratti delle CER nel loro complesso o dei singoli utenti;
- se con il termine “incentivi” si intendano solo le tariffe incentivanti o eventualmente anche altre forme di aiuto (contributo). Ci sembra di poter far riferimento solo alla tariffa incentivante.
Piano di Valutazione
In merito a quanto previsto dall’art. 14 della bozza di DM chiediamo conferma che il Piano sia uno strumento di valutazione ex post in logica di controllo complessivo della misura, e che quindi il termine indicato per l’individuazione del soggetto cui affidare la valutazione della misura non incida sulle tempistiche di ammissibilità dei progetti. A nostro avviso, infatti, il Piano di Valutazione riguarda il funzionamento della misura nel suo complesso e non incide sulle singole richieste di partecipazione. A titolo di esempio anche nel quadro del DM biometano è prevista la definizione di un Piano di Valutazione la cui “mancata” adozione (con un termine di 180 giorni, quindi fino al 15 marzo) non risulta avere avuto impatti sull’apertura della prima procedura di asta.
