Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni alla Commissione Europea in relazione alla proposta di revisione della Direttiva Rinnovabili emanata nel 2018 tesa ad adeguarla all’innalzamento dell’ambizione sulla riduzione delle emissioni climalternati prevista dal Green Deal.
In generale, l’associazione approva l’orientamento del recast, rilevando la necessità di porre maggior enfasi sul tema del permitting delle FER, cruciale per il raggiungimento degli obiettivi. Rimarca inoltre l’opportunità di indicare uno sviluppo del market design e di intervenire coerentemente sui sistemi incentivanti. Sull’idrogeno, è auspicabile un chiarimento dei criteri di classificazione, mentre le previsioni che riguardano la biomassa devono evitare di limitare eccessivamente il ruolo di questa fonte.
Leggi il testo integrale delle osservazioni.
Revisione Direttiva 2018/2001 – “RED II”
Elettricità Futura condivide l’orientamento del recast ed in particolare l’innalzamento del target UE fino al 40% di FER nei consumi finali lordi al 2030 (art. 1(2)).
Approviamo l’accento posto sull’elettrificazione, auspicando tuttavia l’introduzione di target specifici quali quelli delineati per i trasporti. Tra le barriere al raggiungimento dei target FER nazionali, il riferimento al permitting sembra troppo vago. Infatti, l’inadeguatezza delle procedure autorizzative rappresenta il maggior ostacolo alla diffusione delle FER ed urge un recepimento da parte degli Stati Membri di quanto previsto dal Clean Energy Package circa la durata massima del processo autorizzativo. In quest’ottica occorre, tra le altre cose, sostenere la digitalizzazione e l’ottimizzazione dei flussi di comunicazione verso gli enti preposti, a vantaggio della trasparenza delle pratiche. Un benchmark annuale sui processi autorizzativi, realizzato dalla Ce, potrebbe permettere di condividere best practice a livello comunitario, da illustrare in uno specifico Annex della Direttiva come linee guida, con particolare attenzione ai repowering. Anche per il raggiungimento dei target sull’idrogeno rinnovabile, risulta imprescindibile intervenire sulla semplificazione dell’iter autorizzativo per l’installazione e l’esercizio degli elettrolizzatori e delle infrastrutture connesse, nelle diverse configurazioni possibili. Inoltre, auspichiamo una più esplicita spinta all’adozione nei diversi Stati Membri di un nuovo market design, adeguato alla maggior partecipazione delle FER.
La proposta di modifica della Direttiva REDII non interviene sugli articoli 4 (Regimi di sostegno per l'energia da fonti rinnovabili) e 6 (Stabilità del sostegno finanziario). Tuttavia, occorre intervenire sui meccanismi incentivanti per le fonti rinnovabili delineati a livello comunitario in modo che gli operatori economici possano andare incontro ad un graduale passaggio nel prossimo decennio dall’attuale meccanismo di asta a meccanismi che prevedano esposizione ai segnali di prezzo e ad obblighi sui retailer. Per garantire uno sviluppo armonico, sembra opportuno definire contingenti separati per tecnologia ed è imprescindibile creare un fair level playing field per il repowering, che a livello nazionale dovrebbe tradursi nell’abbattimento delle discriminazioni residue indotte dallo Spalmaincentivi volontario.
Ai fini del raggiungimento dell'obiettivo FER (art.1(1)) sarebbe idoneo includere il “calore di scarto” nella definizione “energia da fonti rinnovabili” e, in aggiunta, (art.1(3)), sembra opportuno conteggiare il contenuto energetico dell’idrogeno rinnovabile tenendo conto delle inefficienze, in modo da distinguere il contributo energetico effettivo.
Riguardo ai PPA (art. 1(5)), concordiamo pienamente con le misure volte a facilitarne la diffusione, in particolare riducendo i rischi finanziari associati mediante l'utilizzo di garanzie di credito; una delle possibili soluzioni in tal senso potrebbe consistere nell’introduzione di un meccanismo di gestione centralizzata del clearing, in capo a una controparte centrale neutrale alla quale affidare differenti compiti.
Gli stimoli all’autoconsumo rinnovabile, allo storage o all’incremento dell’efficienza cogenerativa (art.1(6)) appaiono adeguati, così come i livelli minimi obbligatori di FER negli edifici, perseguibili - tra le altre opzioni - tramite teleriscadamento o tele raffrescamento efficiente.
Concordiamo sui potenziali benefici associati a un consumo consapevole e informato dell’origine e dell’impatto ambientale del vettore elettrico (art. 1(10)) ma occorre considerare, secondo un’ottica costi-benefici, le possibilità tecniche di acquisizione, gestione e comunicazione dei dati realmente a disposizione dei DSO o implementabili nel medio periodo.
La soglia minima del 50% di RFNBO sul totale dell’idrogeno utilizzato nell’industria al 2030 (art.1(11)) risulta in via di principio condivisibile. Tuttavia, occorrerà mettere in campo opportune politiche di sostegno al fine di rendere tale target sostenibile per i settori interessati. Ricordiamo come l’idrogeno da fonti rinnovabili debba essere impiegato primariamente in sostituzione di quello da fonti fossili, già utilizzato nel petrolchimico o comunque laddove l’elettrificazione non sia conveniente da un punto vista tecnico-economico. Condividiamo dunque una forte spinta alla produzione di idrogeno da rinnovabili. Altre forme di idrogeno low carbon possono essere considerate come risorse di offerta integrative da impiegare esclusivamente nel transitorio, in linea con quanto previsto dalla Strategia della Commissione Europea.
Il meccanismo di scambio crediti tra fornitori di carburante e produttori di energia elettrica da FER (art.1(14)) può risultare un valido alleato nella promozione della mobilità sostenibile. L’elettrificazione dei trasporti prospetta il maggior potenziale di decarbonizzazione insieme all’idrogeno verde per i segmenti hard to abate; in alcuni casi specifici e in una prima fase di transizione possono essere valutate soluzioni/opzioni tecnologiche basate su carburanti sostenibili, anche da residui e rifiuti.
L’idrogeno definito rinnovabile non dovrebbe limitarsi a quello da energia elettrica rinnovabile ma comprendere anche quello derivante da biomasse/biogas e dovrebbero essere chiariti i requisiti di addizionalità e di correlazione spaziale e temporale attraverso la pronta emanazione degli atti delegati (art. 1(19)). Occorrerebbe comunque considerare come rinnovabile anche l’idrogeno prodotto con impianti esistenti, certificando il consumo di energia elettrica tramite, ad esempio, PPA o Garanzie d’Origine, anche nel caso di collegamenti diretti.
Infine, le nuove condizioni sull’utilizzo della biomassa ai fini energetici (riferimenti al cascading principle, poco circostanziato (art. 1(2) a), criteri di sostenibilità sempre più restrittivi ed applicabili da 5MW, con notevole incremento degli oneri procedurali per le piccole installazioni (art. 1(18))), rischiano di marginalizzare il contributo della produzione elettrica da questa fonte, distogliendo un consistente apporto rinnovabile e programmabile dai mix generativi dell’UE, con pericolosi effetti sulle filiere connesse ed il rischio di riconversione a fonti fossili. In particolare, riconsiderando l’efficienza attribuita al processo di trasformazione della biomassa in energia elettrica dal legislatore europeo, occorre continuare a supportare la generazione electricity-only da biomassa legnosa oltre il 2026. La limitazione prevista dall’art. 1(2) b) potrà riguardare i nuovi schemi incentivanti post 2030 con ulteriori casistiche di esenzione per le unità associate a progetti CCS anche pilota e per quelle essenziali per la sicurezza e la stabilità della rete.
Con riferimento alle Garanzie d’Origine (GO), risulta positivo l’inserimento dell’obbligo per gli Stati Membri di rilasciare le GO anche ai produttori che beneficiano di meccanismi di supporto e di garantire che le GO possano essere trasferite all'acquirente finale nell'ambito del PPA (art. 1(8)). In generale, le GO costituiscono uno dei principali strumenti per supportare lo sviluppo dei gas rinnovabili e low carbon, cui andrebbe esteso il meccanismo di certificazione. La valenza delle GO dovrebbe quindi essere potenziata, facilitando in particolare il loro pieno utilizzo per ridurre gli oneri connessi all’ETS.
Revisione Direttiva REDII
Vedi anche la risposta di Elettricità Futura alla consultazione pubblica di febbraio 2021 e le osservazioni all’inception impact assessment di settembre 2020.
