Elettricità futura ha trasmesso alla Regione Sardegna, delegata sul tema energia in Conferenza Unificata, ad ANCI, UPI e alle altre Regioni la propria posizione sullo Schema di Decreto “FER 2” che contiene previsioni per l’incentivazione delle fonti rinnovabili innovative o con costi di generazione elevati.
In genarle, Elettricità Futura ritiene che il DM “FER 2” debba essere maggiormente ambizioso in termini di contingenti e tariffe base, di tecnologie e categorie di intervento previste.
Tra gli aspetti di miglioramento evidenziati:
- Il decreto avrebbe potuto considerare anche altre fonti innovative (ad esempio l'energia mareomotrice). Necessaria inoltre l'inclusione dei bioliquidi.
- Positiva l'introduzione del meccanismo d'integrazione dei ricavi per le bioenergie, ma troppo stringenti i criteri richiesti.
Elettricità Futura sottolinea inoltre l’importanza di garantire un orizzonte temporale più adeguato (2027)ad una concreta realizzabilità delle iniziative interessate dal decreto “FER 2”, così da garantire l’effettiva programmazione quinquennale prevista dal DLgs 199/2021.
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Premessa ed aspetti di maggiore rilievo
Il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) ha fissato importanti obiettivi a livello nazionale di decarbonizzazione e penetrazione delle fonti rinnovabili al 2030, prevedendo la realizzazione di circa 40 GW di nuova capacità, che dovranno essere ulteriormente incrementati coerentemente con l’innalzamento dei target di riduzione delle emissioni climalteranti.
Il periodo di instabilità politica ed economica mondiale e la crisi energetica hanno portato l’Europa e Paesi come il nostro ad una riflessione sulle modalità per garantire la sicurezza del nostro approvvigionamento energetico.
È stato messo in evidenza come le fonti rinnovabili possano essere una delle soluzioni strutturali non solo per raggiungere un’economia a zero emissioni al 2050 ma anche per acquisire una maggiore indipendenza energetica nazionale.
In questo nuovo contesto, riteniamo che il cosiddetto DM FER 2 per l’incentivazione delle fonti rinnovabili innovative o con costi di generazione elevati, atteso da oltre due anni dagli operatori e, di recente inviato dal Ministero per la Transizione Energetica alle Regioni e alle Province Autonome per l’espressione del parere di competenza, nonché alla Conferenza Unificata debba essere maggiormente ambizioso non solo in termini di contingenti e tariffe base, ma anche in relazione alle tecnologie e tipologie di intervento previste.
Alcune disposizioni introdotte in questa versione del decreto, che dovrà tenere conto del parere di ARERA espresso in data 2 agosto 2022 (387/2022/I/EFR), andrebbero pertanto ripensate in tal senso e se ne auspica una revisione, anche grazie all’intervento della Conferenza Unificata, prima della sua adozione definitiva.
In primis riteniamo necessario che questo decreto preveda non solo misure a sostegno di nuova capacità, ma anche per il mantenimento della capacità esistente.
Il comparto delle bioenergie in particolare, per lo più composto da impianti il cui attuale regime di incentivazione è destinato ad esaurirsi nel giro di pochi anni, è quello per il quale sono maggiormente necessari interventi ad hoc.
La previsione introdotta all’art. 13 risulta in questo senso particolarmente positiva, stabilendo un meccanismo d’integrazione dei ricavi al termine della vita incentivata - misura che era attesa da oltre dieci anni1 - per garantire il mantenimento in funzione degli impianti a biomassa. Presenta tuttavia vincoli di accesso, tra i quali la data di termine incentivazione prevista al 2026 e i criteri di sostenibilità fin troppo stringenti, che rischiano di escludere dall’applicazione numerosi impianti.
Inoltre l’attuale schema di decreto dovrebbe prevedere l’ulteriore valorizzazione di questi asset favorendo anche interventi di ammodernamento e rifacimento che garantirebbero il mantenimento di significativi volumi di energia rinnovabile programmabile senza ulteriore consumo di suolo, con positive ricadute sia sull’adeguatezza del sistema elettrico che sulla sicurezza degli approvvigionamenti, con benefici ambientali innegabili rispetto a ripristino a pieno regime degli impianti a fonti fossili la cui oggi il governo intende ricorrere.
I meccanismi di valorizzazione della generazione esistente dovrebbero inoltre poter essere applicati anche agli impianti a bioliquidi, che per le loro caratteristiche di programmabilità e fast-start, sono in grado di offrire una produzione di energia elettrica stabile e prevedibile, inoltre, qualora siano in assetto cogenerativo, forniscono un ulteriore contributo decisivo nel processo di riduzione dalla dipendenza dal gas naturale.
Rispetto alle misure di sostegno per gli impianti di nuova realizzazione, il decreto dovrebbe essere maggiormente allineato alle previsioni dello stesso Ministero della Transizione Ecologica sul contributo della bioenergia al 2030 (Bioenergie +1,5 GW)2, con contingenti destinate a biomasse e biogas opportunamente ampliati e con tariffe innalzate, in ragione delle differenze tra le taglie e le strutture di costo di questi impianti.
In relazione alle tecnologie ammesse, in ottica di accelerazione del processo di transizione con impianti innovativi e a ridotto consumo di suolo, riteniamo che l’ambito di applicazione del decreto dovrebbe essere ricompreso anche il fotovoltaico offshore.
In relazione al solare termodinamico andrebbe ipotizzata anche la promozione di assetti ibridi (solare CSP e CCGT) per sfruttare il vapore prodotto dall’impianto solare termodinamico per l’alimentazione di una turbina CCGT.
Andrebbe in aggiunta considerata la tecnologia che consente lo sfruttamento della forza mareomotrice per la produzione di energia elettrica, ancora sperimentale e con un potenziale significativo di sviluppo.
Evidenziamo infine l’importanza di garantire un orizzonte temporale più adeguato ad una concreta realizzabilità delle iniziative interessate dal decreto, estendendo l’applicazione delle disposizioni almeno fino al 2027 ed adeguando le relative scadenze del decreto, così da garantire l’effettiva programmazione quinquennale prevista dal DLgs 199/2021, in considerazione del fatto che l’anno 2022 è già in buona parte trascorso in assenza della disciplina.
Riportiamo nel seguito alcune proposte puntuali, in ordine di articolo a cui sono riferite, che declinano quanto già sintetizzato in premessa ed integrano ulteriori aspetti che riteniamo possano essere migliorati anche mediante il contributo delle Regioni e delle Provincie Autonome.
Osservazioni puntuali al testo
- Definizione della potenza di impianto (art.2, comma 2, lettera g))
L’attuale bozza di decreto prevede che per potenza di impianto si intenda la somma delle potenze elettriche nominali degli alternatori (ovvero, ove non presenti, dei generatori) che appartengono all’impianto stesso.
Suggeriamo di specificare che per gli impianti geotermici a zero emissioni, in considerazione degli elevati autoconsumi necessari a raggiungere l’obiettivo di emissioni di processo nulle, la potenza da considerare sia quella che l’impianto è in grado di immettere istantaneamente in rete in condizioni nominali di progetto ed indicata nella documentazione progettuale autorizzativa (potenza netta di design).
- Requisiti per la partecipazione alle procedure competitive (art. 3, comma 1)
L’attuale bozza di decreto prevede possano accedere alle procedure competitive impianti a fonti rinnovabili che rispettano alcuni specifici requisiti tecnologici e dimensionali.
Per i nuovi impianti a biogas è prevista la partecipazione dei soli impiantì con potenza nominale non superiore a 300 kW elettrici mentre per gli impianti a biomasse dei soli impianti con potenza nominale non superiore a 1000 kW elettrici.
Suggeriamo di innalzare il limite dimensionale previsto per il biogas a 1.000 kW e quello previsto per le
biomasse solide almeno a 5.000 kW.
Valori di potenza per gli impianti a biogas e a biomassa solida maggiori di quelli proposti nel decreto risulterebbero infatti maggiormente in linea con impianti più efficienti disponibili sul mercato, considerato l’evoluzione tecnologica e i costi €/kWe, per i quali vi è maggiore potenziale di sviluppo (es. per impianti a biomassa legato alle installazioni nei teleriscaldamenti e nei processi industriali).
A tali tecnologie andrebbe poi affiancato anche il FV offshore che può essere annoverato trai i progetti innovativi che ha oggi costi di sviluppo elevati e dunque necessità di sostegno allo sviluppo.
- Fideiussioni (art. 3, comma 3)
L’attuale bozza di decreto non prevede tra i requisiti la presentazione di garanzie. Suggeriamo di introdurre anche in questo decreto dei requisiti di garanzia finanziaria, come ad esempio una fideiussione in percentuale del costo d’investimento, in linea con quanto previsto dal DM FER del 4/7/2019, ma rivedendo al ribasso le percentuali rispetto al costo di investimento in considerazione dei più elevati costi di investimento dettati dall’innovazione delle tecnologie oggetto del presente decreto.
- Divieto avvio dei lavori (art. 3, comma 4)
L’attuale bozza di decreto prevede che non sia consentito l’accesso agli incentivi per impianti che abbiano avviato i lavori di realizzazione prima di aver presentato istanza di partecipazione alle procedure competitive. Riteniamo tale previsione particolarmente penalizzante, alla luce della disposizione introdotta alla L. 145/2018 (art. 1, comma 954) che ha esteso la possibilità di accesso agli incentivi, secondo le procedure, le modalità e le tariffe del D.M. 23/06/2016, per taluni impianti a biogas, fino all’adozione del decreto in discussione.
Suggeriamo pertanto venga introdotta una norma di transizione e raccordo per i soggetti che hanno avviato i lavori ai sensi di quanto previsto dalla L.145/2018, permettendo loro di chiuderli in un periodo superiore ai 45 giorni previsti, pari ad almeno 6 mesi ed una formale esclusione dell’applicazione del divieto di avvio dei lavori nel caso di superamento di tale periodo.
- Floor per le offerte di riduzione (art. 4, comma 3)
L’attuale bozza di decreto prevede che i soggetti richiedenti debbano offrire una riduzione percentuale sulla tariffa di riferimento non inferiore al 2%, al netto degli impianti di potenza inferiore a 300 kW. Suggeriamo, in linea con quanto disposto dal DM 4/7/2019 di introdurre anche un floor ai possibili ribassi, con offerte di riduzione non superiori al 70% della tariffa base.
- Decalage automatico 3% (art. 4, comma 4)
L’attuale bozza di decreto prevede che le tariffe poste a base d’asta di cui all’Allegato 1 siano ridotte del 3% all’anno a partire dal 2023, con la sola eccezione degli impianti di potenza inferiore a 300 kW per i quali la riduzione decorre dal 2024. Riteniamo tale previsione di décalage a priori fin troppo penalizzante, tenuto conto dei ritardi che già oggi caratterizzano le procedure autorizzative, e della grave crisi di approvvigionamento dei materiali e dell’aumento dei costi delle materie prime che in caso di tecnologie innovative potrebbero essere addirittura maggiori.
Proponiamo pertanto che la necessità di riduzione delle tariffe sia valutata volta per volta, in base all’effettivo bisogno di adeguamento delle stesse in base ai costi delle tecnologie e delle materie prime per la prima volta dopo 3 anni dall’entrata in vigore della norma, in base al monitoraggio già previsto all’interno della bozza di decreto al successivo art. 13, comma 2. Sottolineiamo inoltre come sia più opportuno valutare questo aspetto per ciascuna tecnologia perché per tecnologie mature (quali biomasse, biogas, geo) i costi non beneficeranno di evoluzione tecnologica.
In subordine suggeriamo di limitare la riduzione dal 3% all’1% all’anno. In ogni caso il décalage andrebbe applicato in seguito allo svolgimento della prima procedura dal momento che non per tutte le tecnologie è prevista una procedura ogni anno.
- Contingenti di potenza complessiva per impianti a biomassa (art. 4, comma 5)
L’attuale bozza di decreto prevede un unico contingente di potenza per biogas e biomasse solide pari a 150 MW per l’intero periodo 2022-2026. Suggeriamo, in linea con la precedente Proposta n.2, di separare i contingenti relativi, dedicando almeno un ulteriore contingente 600 MW alle biomasse solide. Tale capacità risulta infatti in continuità con i tassi di crescita previsti nel DM 2012, che prevedeva contingenti con un orizzonte temporale 2013-2016, estesi al 2026.
L’attuale bozza di decreto prevede inoltre un contingente di potenza per i rifacimenti del solo geotermico tradizionale con innovazioni. Suggeriamo di introdurre espressamente un contingente per i rifacimenti di anche impianti a biomassa solida, di qualunque potenza, pari ad almeno 100 MW per il periodo 2022- 2026. Tale misura, in aggiunta a quella introdotta all’art.13, permetterebbe agli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da biomasse di contribuire in modo rilevante agli obiettivi del presente Decreto, scongiurando il rischio di una progressiva dismissione di centrali ancora in condizioni efficienti di esercizio, capaci di fornire energia rinnovabile, pregiata, programmabile e in grado di garantire positive ricadute sull’intero Paese.
- Contingenti di potenza complessiva per solare termodinamico (art. 4, comma 5)
L’attuale bozza di decreto prevede due distinti contingenti di potenza per il solare termodinamico di piccola e media taglia. In continuità con quanto suggerito per il biogas nella Proposta n.2, proponiamo di innalzare il limite soglia del solare termodinamico di media taglia a 1.000 kW (ora previsto a 300 kW), assegnando un contingente dedicato alla piccola taglia pari ad almeno 25 MW, al fine di fornire un segnale forte agli operatori che consenta di promuovere con più incisività lo sviluppo della tecnologia.
- Contingenti di potenza complessiva per eolico offshore (art. 4, comma 5)
L’attuale bozza di decreto prevede un contingente di potenza per eolico offshore floating pari a 3.500MW. Considerando la necessità di diversificazione delle fonti di approvvigionamento, oggi sempre più urgente, e tenendo in considerazione che le richieste di connessione in alta tensione presentate a Terna sono ben oltre un ordine di grandezza superiore per il solo eolico offshore, riteniamo auspicabile un aumento del contingente messo a disposizione assegnando almeno ulteriori 10.000MW.
- Contingenti di potenza complessiva per geotermia (art. 4, comma 5)
L’attuale bozza di decreto prevede un contingente di potenza per il geotermico tradizionale con innovazioni pari a 100 MW e per il geotermico a emissioni nulle pari a 40 MW. Suggeriamo di prevedere un innalzamento del contingente dedicato per il geotermico a emissioni nulle fino a 100 MW in analogia con quanto disposto per il geotermico tradizionale con innovazioni.
- Contingenti di potenza complessiva per FV offshore (art. 4, comma 5)
Andrebbe introdotta una specifica procedura per il FV offshore con dedicato contingente.
- Date per lo svolgimento delle procedure (art. 4, comma 7)
L’attuale bozza di decreto non prevede un calendario delle procedure ma solo la previsione di un numero minimo di procedure l’anno, senza ulteriori dettagli.
Suggeriamo venga introdotto espressamente un “calendario procedure”, prevedendone almeno tre all’anno, con la suddivisione del contingente all'interno delle procedure.
In subordine suggeriamo venga definito con maggior dettaglio il perimetro all'interno del quali deve operare il GSE per la definizione delle regole operative di cui all'art. 10 della bozza di decreto.
- Criteri di selezione dei progetti e ammissione agli incentivi (art. 5)
L’attuale bozza di decreto prevede che il GSE formi una graduatoria a partire dal ribasso percentualmente offerto rispetto alla tariffa di riferimento, applicando solo in seconda battuta, a parità di ribasso ulteriori criteri di priorità, tra i quali quello riferito ad impianti realizzati nelle aree identificate come idonee (come previsto all’art.20 del D.Lgs. 199/2021).
In merito ai criteri di priorità applicati dal GSE nel caso in cui le istanze di partecipazione comportino il superamento del contingente messo a disposizione per la singola procedura, riteniamo che il criterio di anteriorità della data ultima di completamento della domanda debba essere riconsiderato perché potenzialmente non coerente con l’obiettivo di destinazione della misura, principalmente rivolta, nel caso dell’eolico, a grandi progetti.
Inoltre, segnaliamo come, la previsione del criterio di priorità per impianti su aree idonee – la cui completa individuazione potrebbe avvenire a 12 mesi dall’entrata in vigore del D.Lgs. 199/2021, quindi a dicembre 2022 - sia di fatto incoerente con le tempistiche delle procedure previste dal presente decreto. Andrebbe inoltre fatto un distinguo per l'offshore, indicando che tale criterio potrà essere applicato solo quando le aree idonee saranno individuate dal recepimento del Piano di Gestione dello spazio marittimo.
- Valutazione accelerata dei progetti di grandi dimensioni (art.6)
L’attuale bozza di decreto prevede la possibilità, per gli impianti di potenza superiore a 10 MW, di attivare una procedura accelerata di valutazione dei progetti, che coinvolge da subito il GSE.
Il comma 2 cita la sola “autorizzazione unica”, mentre suggeriamo di specificare che la procedura accelerata sia valida per tutte le fattispecie di autorizzazione. Sul punto inoltre chiediamo di introdurre nella procedura prevista la possibilità di integrare in una seconda fase la documentazione presentata al GSE nel caso, ad esempio, di documentazione ritenuta incompleta o non sufficiente.
Il comma 3 inoltre dispone che entro 30 giorni dalla data “di rilascio del provvedimento di autorizzazione”, il GSE rilascia una qualifica di idoneità alla richiesta di incentivi. Chiediamo conferma che nello spirito dell’articolo si debba intendere invece “dalla richiesta del proponente”.
Chiediamo di chiarire in che modo l'accesso alle procedure competitive di cui all’art. 3 camme 2 si coniughino con le procedure accelerate di cui all'art.6, ovvero fornire delucidazioni in merito alla possibilità di partecipare al bando con il possesso del decreto di VIA. Si chiede di chiarire, altresì, in che fase del procedimento autorizzativo sia possibile effettivamente partecipare.
Suggeriamo infine, per garantire che i progetti presentati abbiano la possibilità di connessione alla rete, di inserire come requisito, anche in caso di “procedura accelerata”, ottenimento del preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva.
- Tempi massimi per la realizzazione degli interventi (art. 7)
L’attuale bozza di decreto prevede tempistiche massime di realizzazione per diverse tipologie di impianto e di intervento, decorsi i quali si applicano delle decurtazioni della tariffa spettante.
Per gli impianti eolici offshore le tempistiche di realizzazione non sembrano realistiche, tenendo conto delle criticità legate alla posa dei cavidotti a mare, ai tempi di ingegnerizzazione e fabbricazione della tecnologia (sia della componente eolica che di quella flottante) e alla realizzazione delle opere preliminari al cantiere a mare (porti, rete viaria, opere di connessione a terra, etc).
Suggeriamo pertanto di innalzare ad almeno 60 mesi le tempistiche per la realizzazione di tali impiantì, segnalando al contempo la necessità di decurtare da tale periodo eventuali ritardi nella connessione da parte del gestore di rete, non imputabili all’operatore.
Per la geotermica di nuova realizzazione la bozza prevede un termine che va dai 51 ai 60 mesi. Il rispetto dei suddetti tempi risulta particolarmente critico poiché la risorsa non è disponibile in superficie e necessita di una serie di perforazioni profonde necessarie per il suo reperimento e il cui esito è dirimente ai fini della decisione di procedere con l’investimento relativo alla costruzione della centrale geotermoelettrica. La fase di perforazione presenta peraltro, oltre al noto rischio minerario, una serie di rischi operativi e gestionali certamente non trascurabili, tali da non permettere agli operatori di stimarne in modo affidabile la durata né valutare il momento temporale in corrispondenza del quale, in seguito al reperimento di fluido in quantità e qualità sufficiente, poter procedere con l’ordine e con la costruzione della centrale. Per quest’ultima, di contro, sono invece definibili e stimabili a priori le tempistiche di realizzazione (tipicamente 24 - 36 mesi dall’ordine).
Suggeriamo pertanto, anche in considerazione della possibilità di accedere alle graduatorie con il provvedimento di VIA, di prevedere per i nuovi progetti geotermici tempi per la messa in esercizio degli impianti pari ad almeno 75 mesi.
In considerazione poi della natura capital intensive e dell'elevato profilo di rischio della fonte geotermica, suggeriamo che nei termini per la messa in esercizio siano decurtate le tempistiche connesse a ricorsi amministrativi relativi ai titoli autorizzativi a far data dall'impugnazione sino alla sentenza.
Suggeriamo inoltre una modifica che innalzi anche i tempi massimi di rifacimento previsti per impianti geotermici tradizionale con innovazioni, pari ad almeno 51 mesi, sempre in considerazione della complessità di tali operazioni, e per la realizzazione dei lavori di rifacimento su impianti a biomassa, pari ad almeno 31 mesi.
- Comunicazione di entrata in esercizio degli impianti (art. 8)
Si suggerisce di estendere a 60 gg il termine per comunicare al GSE la data di entrata in esercizio degli impianti, al fine di coprire eventuali possibili ritardi tecnici non direttamente imputabili ai soggetti titolari degli impianti.
- Energia incentivata (art. 9, comma 1, lettera b))
L’attuale bozza di decreto prevede che per gli impianti di potenza superiore a 300 kW, l’energia elettrica prodotta resti nella disponibilità del produttore (con la soglia di potenza ridotta a 200 kW a partire dal 2026).
Chiediamo venga espressamente introdotta la possibilità per il produttore di scegliere autonomamente se autoconsumare tutta o solo una parte dell'energia che produce, anche nella possibile configurazione come Comunità Energetica, o per produrre idrogeno verde, senza perdere diritto all’incentivo che andrebbe riconosciuto sull’energia prodotta e non su quella immessa in rete.
È infatti prevedibile che impianti eolici offshore di grande taglia produrranno energia principalmente in area di Italia con problemi di rete, ed è pertanto auspicabile che tale energia possa essere consumata in loco per produrre idrogeno verde.
Tale principio dovrebbe potersi applicare anche al meccanismo di integrazione dei ricavi per impianti esistenti regolato all’articolo 13.
- Energia incentivata (art. 9, comma 2)
La riduzione della soglia di potenza a 200 kW a decorrere dal 1° gennaio 2026 si ritiene eccessivamente penalizzante, ne suggeriamo pertanto lo stralcio.
- Tariffa incentivante e prezzi di mercato negativi (art. 9, comma 4)
L’attuale bozza di decreto prevede che l’erogazione degli incentivi sia sospesa nelle ore in cui si registrano, prezzi di mercato pari a zero (o negativi).
Suggeriamo che la disposizione venga rivista per essere in linea con quanto stabilito nei precedenti meccanismi di supporto (art. 6.4 del DM 4/7/2019 e art. 6.4 DM 23/06/2016) che prevedono:
- che la sospensione avvenga solo qualora si registrino prezzi zonali orari pari a zero (o negativi) per un periodo superiore a 6 ore consecutive,
- che il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti sia conseguentemente calcolato al netto delle ore totali in cui si è registrata tale
Inoltre, riteniamo che la sospensione, non debba essere considerata nel caso di stipula di contratti a termine ma eventualmente solo nel solo caso di energia venduta spot.
In subordine suggeriamo di eliminare la previsione.
- Regole operative (art.10, comma 1)
L’attuale bozza di decreto prevede che le nuove regole operative per l’accesso agli incentivi vengano adottate tramite decreto MiTE, su proposta del GSE, entro 30 giorni dalla sua entrata in vigore.
Riteniamo che il processo di pubblicazione delle regole operative più efficace in termini di modalità e tempistiche di adozione sia quello già ampiamente utilizzato per i precedenti meccanismi di sostegno che prevede l’elaborazione delle stesse da parte del GSE, concertate con il MiTE, entro 30 giorni dall’entrata in vigore del decreto.
- Cumulabilità di incentivi (art.12, comma 2)
L’attuale bozza di decreto prevede che nei casi di cui al comma 1 la tariffa spettante è rimodulata secondo modalità indicate nell’Allegato 1.
Proponiamo che nel comma 2 sia esplicitato che sono i soli contributi in conto capitale di cui alla lettera
- a) quelli a cui si applica la formula per la rideterminazione della tariffa, rendendo chiaro che i fondi di garanzia e le agevolazioni fiscali restano sempre cumulabili, in coerenza con le precedenti disposizioni incentiva
- Tariffa per prosecuzione esercizio di impianti a biogas e biomassa con incentivi in scadenza (art. 13) L’attuale bozza di decreto prevede una tariffa per prosecuzione esercizio di impianti a biogas e biomassa esistenti con incentivi in scadenza entro il 2026, al fine di garantirne l’operatività, prevedendo però per tali impianti l’adeguamento ai criteri di sostenibilità previsti dal decreto legislativo 8 novembre 2021, 199 (comprovato tramite il rilascio della certificazione di sostenibilità di cui all’articolo 43 del DLgs 199/21). Sebbene tale previsione sia positiva e in linea con la necessità di garantire l’operatività di tali impianti, riteniamo che le condizioni per l’accesso al meccanismo quali la data di fine periodo di incentivazione al 2026 risulti limitante, escludendo ingiustificatamente gli impianti con incentivi in scadenza in data successiva. Suggeriamo pertanto di rivedere la scadenza o perlomeno introdurre la previsione di un prolungamento del meccanismo anche oltre la durata di applicazione del presente decreto.
Richiamiamo inoltre, come già indicato in premessa, la necessità di estendere l’applicazione del meccanismo dell’articolo 13 anche agli impianti a biomassa liquida, con una particolare attenzione a quelli collegati ad attività manifatturiere e alimentati in prevalenza da filiere nazionali (sottoprodotti), la cui prosecuzione d’esercizio garantirebbe non solo un significativo risparmio alle importazioni di gas, ma valorizzerebbe tra l’altro le filiere nazionali e premierebbe le attività manifatturiere che hanno investito in impianti concepiti in Economia Circolare.
Inoltre, l’attuale formulazione prevede che per gli impianti alimentati a biomassa e biogas esistenti l’accesso alla tariffa di prosecuzione esercizio sia vincolato al rispetto di alcuni requisiti, tra i quali quelli di sostenibilità di cui al Titolo V, Capo II del decreto legislativo n. 199 del 2021.
Riteniamo che tali criteri di sostenibilità, adottati solo recentemente per impianti di nuova realizzazione, siano inapplicabili ad impianti già in esercizio, a meno di onerosi interventi di adeguamento.
- Disposizioni finali ed entrata in vigore (art. 15)
Proponiamo di inserire nelle disposizioni finali alcune misure correttive al DM 4/7/2019 riferite alla definizione di impianti idroelettrici ad acqua fluente e a bacino integrando l’art. 22 “Ai fini del presente decreto, del decreto 23 giugno 2016, e del decreto 06.07.2012, gli impianti idroelettrici si classificano a bacino, a serbatoio o ad acqua fluente sulla base dell’effettiva capacità del produttore elettrico di conservare o meno l’apporto idrico per l’utilizzo energetico differito.”
Riteniamo inoltre, tenendo conto della necessità di massimizzare la produzione nazionale, che non si possa rinunciare tout court agli impianti a bioliquidi sostenibili connessi a siti industriali e operanti con biocombustibile di prevalente origine da filiera nazionale, per i quali – a fronte delle ricadute garantite a livello nazionale sia sull’upstream (favorire le filiere nazionali) sia sul downstream (favorire le realtà industriali a cui sono connesse), occorrerebbe garantire un sistema di reintegrazione dei costi sulla base di una redditività definita, considerando il ruolo da essi svolto nel limitare il fabbisogno di gas naturale e nel servire utenze produttive che – in una logica di transizione energetica – necessitano dell’attività di questi impianti ben oltre il 2026.
Infine, potrebbe essere valutata la possibilità di introdurre una deroga – anche limitata a 2-3 anni - al cap della producibilità degli impianti incentivati che per modalità costruttive sarebbero in grado di produrre fino ad un 10-20% in più rispetto alla potenza di targa/nominale. Il sistema proposto, fermo restando il vincolo sulla produzione incentivata, permetterebbe una valorizzazione dell’extra produzione a prezzi di mercato, rendendo da subito disponibile maggiore produzione con beneficio per il sistema Paese senza ulteriori oneri per il sistema.
Tale modifica sarebbe in linea con quanto stabilito per alcune categorie di impianti di produzione di bioenergia dall’art. 5-bis del DL 21 marzo 2022, n. 21 (convertito con L. 20 maggio 2022, n. 51) che a fronte dell’attuale emergenza ha concesso il pieno utilizzo della capacità tecnica produttiva, con una produzione aggiuntiva rispetto alla potenza nominale di impianto, nei limiti della capacità tecnica degli impianti e della capacità tecnica della connessione alla rete oltre alla potenza di connessione in immissione già contrattualizzata.
- Tariffe di riferimento e vita utile convenzionale degli impianti (Allegato 1)
L’attuale bozza di decreto prevede delle tariffe per impianti a biomassa solida di potenza nominale non superiore a 1.000 kW. In considerazione della precedente proposta di considerare per le biomasse impianti di potenza non superiore a 5 MW (Proposta al p.to n.2) suggeriamo l’introduzione di un’ulteriore fascia di potenza rispetto a quelle previste. Alle tariffe proposte, al fine di garantire la sostenibilità economica degli impianti, dovrebbero poi essere sommate, in continuità con i precedenti schemi incentivanti, premialità aggiuntive legate all’approvvigionamento delle biomasse da filiera o al raggiungimento di particolari livelli di riduzione delle emissioni, per incentivare la realizzazione di impianti con elevate performance ambientali e ricadute economiche positive sul territorio. Sarebbe opportuno tenere conto dei servizi alla rete che gli impianti a bioenergia, per loro natura programmabili e in grado di garantire continuità di servizio, possono offrire e che nella prospettiva della forte penetrazione di altre FER al 2030 e al 2050 diventeranno sempre più strategici per la stabilità della rete.
Per gli impianti alimentati a biomasse, di potenza superiore a 300 kW, le tariffe sono ridotte al 5% qualora l’impianto operi in cogenerazione ad alto rendimento. Nel caso in cui si dovesse verificare che il valore del rendimento globale sia inferiore al valore di soglia (ηglobale,unità < ηglobale,soglia), si assume che l’unità produca solo una parte dell’energia elettrica/meccanica in regime di cogenerazione (unità virtuale). L’unità virtuale è quella che, dato il calore utile cogenerato (Hchp), produce una quantità di energia elettrica. Echp e consuma una quantità di energia di alimentazione Fchp, tali da conseguire un rendi-mento globale pari al valore di soglia previsto dalla normativa. Ovvero la riduzione del 5% sulla tariffa si applica sulla quota parte di energia elettrica non rientrante in CAR.
In riferimento alle tariffe base previste per l’eolico suggeriamo un’ulteriore modulazione, in funzione di specifiche caratteristiche di impianto:
- Potenza del parco: fattore incrementale della tariffa base almeno del 5% per parchi di potenza inferiore a 500 MW;
- Profondità dei fondali: fattore incrementale della tariffa base almeno del 5% per parchi situati in fondali con profondità superiori a 50 metri;
- Distanza dalla costa: fattore incrementale della tariffa base almeno del 5% per parchi situati dopo le 12 miglia nautiche, con incremento ulteriore di euro 0,5/MWh per km di distanza ulteriore dalle 12 miglia nautiche.
Laddove ricorrano tutte e tre le condizioni di cui sopra l’attuale valore della tariffa a base d’asta per eolico offshore floating dovrebbe arrivare a circa 200 €/MWh. Tale sistema incrementale dovrebbe sopperire all’aumento proporzionale dei costi fissi di sviluppo/realizzazione e di costi operativi dovuti principalmente al fattore scala, alla logistica e ai costi di connessione.
L’attuale bozza di decreto prevede per gli impianti geotermici a emissioni nulle, un valore a base d’asta pari a 200 €/MWh. Segnaliamo che tale valore è completamente disallineato con quello previsto dall’ultimo decreto di incentivazione per gli impianti geotermoelettrici ad emissioni nulle (230 €/MWh, art.20 commi 1 e 2 del DM 23/06/2016), rappresentativo degli attuali costi medi di generazione da questa fonte innovativa. Suggeriamo pertanto che la tariffa incentivante venga adeguata al precedente valore innalzandolo a 230
€/MWh in considerazione:
- degli elevati standard ambientali degli impianti geotermoelettrici innovativi (emissioni di processo nulle e reiniezione totale), che devono essere garantiti tramite l’implementazione di soluzioni innovative, caratterizzate da costi di investimento (superiori ai 10.000 € per MW netto) e di esercizio molto elevati;
- del rischio imprenditoriale intrinseco della tecnologia (rischio minerario, ossia il rischio di reperire dai pozzi fluido geotermico in qualità e/o quantità non idonee), decisamente superiore alla media delle altre FER, presente già nelle prime fasi di ricerca e principalmente in quella di
Una eventuale riduzione significativa della tariffa incentivante di riferimento rispetto a quella prevista del suddetto DM 23 giugno 2016 non appare peraltro giustificata in quanto il settore della geotermia tecnologicamente avanzata non ha ancora visto uno sviluppo in Italia e quindi non ha potuto beneficiare di alcun processo di apprendimento né di riduzione dei costi.
Suggeriamo inoltre che tutti le tariffe base siano aggiornate periodicamente per tener conto dell’inflazione.
In ultimo, proponiamo che nell’Allegato 1 venga specificata la regolazione tariffaria applicabile nel caso in cui si realizzino a proprie spese le opere di connessione alla rete elettrica, come già previsto nel DM 23 Giugno 2016 che definiva dei premi aggiuntivi.
- Calcolo della riduzione tariffaria per gli impianti con un contributo in conto capitale (Allegato 1)
Riteniamo opportuno portare al valore massimo per il parametro F utile al calcolo della riduzione tariffaria per gli impianti ai quali è stato riconosciuto o assegnato un contributo in conto capitale, per tutti gli impianti al 12%. Il valore proposto del 26% per gli impianti diversi rispetto a quelli a biogas e biomasse rischierebbe di portare distorsioni al meccanismo incentivante.
- Requisiti specifici per l’accesso agli incentivi (Allegato 2)
L’attuale bozza di decreto prevede una serie di requisiti specifici, distinti per tipologia di impianto a cui è subordinata la possibilità di partecipazione alle procedure competitive.
In merito ai requisiti specifici per gli impianti a biogas (sia quello ottenuto da digestione anaerobica della biomassa che quello ottenuto dalla pirogassificazione della biomassa), suggeriamo di eliminare il requisito della distanza dalla rete metano in bozza fissato a meno di 1,5 km, perché eccessivamente limitante per impianti ubicati all’interno di terreni agricoli, molto spesso decentrati da centri urbani metanizzati.
Per impianti a biogas di potenza termica nominale totale superiore o uguale a 2 MW e per gli impianti a biomassa è inoltre necessario il rispetto dei requisiti di sostenibilità di cui al Titolo V, Capo II del decreto legislativo n. 199 del 2021, comprovato tramite il rilascio della certificazione di sostenibilità di cui all’articolo 43 del medesimo decreto legislativo n. 199 del 2021, che ad oggi potrebbe essere difficile ottenere senza interventi sugli impiantì esistenti.
- Elenco sottoprodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biomasse (Tabella 2 - Parte A, paragrafo 2) L’attuale bozza di decreto prevede un elenco non esaustivo dei sottoprodotti utilizzabili, pertanto, suggeriamo di ampliare ricomprendendo almeno:
- tra i sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali anche quelli derivanti dalla lavorazione dell’olio come la sansa, il nocciolino e le acque di vegetazione;
- tra i sottoprodotti provenienti da attività industriali anche quelli derivanti da attività civili estendendo ad almeno:
- sottoprodotti del trattamento acque quali fanghi di depurazione civili e industriali;
- scarti della lavorazione industriale.
Note:
[1] Art.24, comma 8, DLgs 28/2011 8. Fermo restando quanto stabilito dall'articolo 13 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 in materia di partecipazione al mercato elettrico dell'energia prodotta da fonti rinnovabili, entro il 31 dicembre 2012, sulla base di indirizzi stabiliti dal Ministro dello sviluppo economico, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede a definire prezzi minimi garantiti, ovvero integrazioni dei ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, per la produzione da impianti a fonti rinnovabili che continuano ad essere eserciti in assenza di incentivi e per i quali, in relazione al perseguimento degli obiettivi di cui all'articolo 3, la salvaguardia della produzione non è assicurata dalla partecipazione al mercato elettrico. A tale scopo, gli indirizzi del Ministro dello sviluppo economico e le conseguenti deliberazioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas mirano ad assicurare l'esercizio economicamente conveniente degli impianti, con particolare riguardo agli impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi, fermo restando, per questi ultimi, il requisito della sostenibilità.
Art.5 comma 5, lettera h, del DLgs 8 novembre 2021, n°199 Possono essere previste misure per integrare i ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, a favore di impianti a fonti rinnovabili che continuano ed essere eserciti al termine del periodo di diritto agli incentivi, con particolare riguardo agli impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione legati ai costi di approvvigionamento del combustibile, tenendo conto della necessità di contenimento dei costi secondo logiche di efficienza e comunque nel rispetto di un principio di economia circolare e della disciplina in materia di aiuto di Stato.
[2] Presentazione Strategia Aste_MiTE.pdf
