Strumenti di supporto allo sviluppo di impianti rinnovabili (DM FER X)

Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni al MASE in relazione alla Consultazione sulla regolamentazione della promozione degli impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato di cui agli articoli 6 e 7 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n.199 - “DM FER X”.

È positivo che il MASE abbia accolto la proposta di Elettricità Futura di adeguare le tariffe all'inflazione. 

Tuttavia, l'Associazione segnala elementi mancanti o migliorabili, ritenendo necessario:

• assicurare più procedure annuali, attualmente la proposta ne prevede solo una;
• evitare penalizzazioni per interventi di repowering;
• prevedere tempistiche più ampie di entrata in esercizio degli impianti, in particolare per il fotovoltaico;
• prevedere che le cauzioni per ritardi nella realizzazione dei progetti siano proporzionate alla potenza dell’impianto;
• chiarire alcuni aspetti tecnici relativi ai due modelli proposti.

Leggi il testo integrale delle osservazioni

Osservazioni generali

Si accoglie con favore la consultazione promossa dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) sulle logiche alla base del futuro schema di decreto per la regolamentazione degli incentivi per gli impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato di cui agli articoli 6 e 7 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n.199.

Rimandando ai successivi quesiti puntuali per il dettaglio del contributo alla consultazione, si anticipano di seguito alcune osservazioni preliminari.

In primis sarebbe auspicabile che fosse reso noto l’articolato completo dello schema di decreto, in assenza del quale, dall’analisi dei soli principi posti in consultazione, risulta complesso comprendere appieno - e di conseguenza commentare – il meccanismo di sostegno che sarà adottato. Fondamentale, inoltre, sarà completare al più presto il quadro delle ulteriori e numerose regole in corso di adozione fortemente connesse allo schema consultato, tra cui, ad esempio, l’individuazione delle aree idonee, l’identificazione e l’incentivazione dei sistemi agrivoltaici, il sostegno delle comunità energetiche, ecc.

Ciò premesso, rispetto alle proposte in consultazione, si ritiene anzitutto condivisibile l’adozione, nell’immediato, di un modello “centralizzato asset-based”, che appare più funzionale nel breve periodo e basato su uno schema già noto, e la successiva implementazione di un modello “de-centralizzato”, da affiancare al primo nel medio/lungo periodo. Si ritiene in ogni caso necessario che il DM contenga sia la completa definizione del modello “centralizzato asset-based” e i rispettivi contingenti sia, al minimo, i criteri per l’implementazione del modello “de-centralizzato” e i relativi contingenti. In particolare, i contingenti proposti dovranno essere dimensionati in modo tale da lasciare adeguato spazio alle iniziative di libero mercato, quali ad esempio i PPA. L’evoluzione verso il modello “de-centralizzato”, affine alle dinamiche commerciali dei contratti di lungo termine tra privati (c.d. PPA), presuppone inoltre la preventiva disponibilità su larga scala, e a costi sostenibili, di sistemi flessibili per la composizione dei profili di energia richiesti - i.e. gli accumuli energetici - che siano totalmente decarbonizzati. Un contributo nell’evoluzione di un simile meccanismo potrebbe essere offerto dall’Electricity Market Design in esame presso la Commissione Europea, dalla prevista contestuale definizione di linee guida unionali sulla progettazione dei Contract for Differences (CfD), nonché dall’implementazione effettiva del meccanismo di supporto per le risorse di stoccaggio secondo il decreto legislativo n. 210 del 2021, e più in generale, dall’evoluzione del quadro normativo e regolatorio connessi. Si rileva ad ogni modo l’esigenza di garantire, nel medio/lungo periodo, in capo all’operatore adeguata discrezionalità rispetto alla scelta dello strumento più idoneo per lo sviluppo degli impianti, ovvero i modelli proposti dal documento di consultazione o le iniziative di libero mercato.

Si apprezza inoltre l’adeguamento, tanto delle tariffe a base d’asta, quanto della tariffa aggiudicata, all’andamento delle dinamiche inflattive (sia nel periodo tra l’aggiudicazione e l’avvio dell’impianto, sia durante il periodo di esercizio). Si propone però, per la prima indicizzazione, l’identificazione di un indice maggiormente rappresentativo dell’effettivo andamento dei costi delle tecnologie rinnovabili rispetto all’indice generico dei prezzi al consumo citato in consultazione (indici più rappresentativi sarebbero, ad esempio, quelli internazionali che tengono conto dell’evoluzione dei prezzi delle materie prime, come l’acciaio e il rame).

Si condivide infine la necessità di adottare contingenti ad asta separati per tecnologia, diversamente dalle aste disciplinate dal DM FER 2019, corredati quindi di tariffe a base d’asta dedicate e rappresentative del costo specifico della tecnologia stessa.

Le procedure d’asta, in linea con i principi del D. Lgs 199/2021 di recepimento della RED II, dovranno essere suddivise in almeno due o più contingenti per ogni anno del quinquennio 2024-28, per garantire continuità e consentire agli operatori una adeguata programmazione degli investimenti (in Germania e Francia il calendario d’asta prevede da 2 a 4 sessioni all’anno per singola tecnologia). 

Si ritiene comunque utile segnalare alcuni aspetti mancanti o migliorabili degli indirizzi proposti per la predisposizione dello schema di Decreto, quali ad esempio le necessità di:

• assicurare un numero adeguato di procedure con relativi contingenti, tali da agevolare la programmazione degli investimenti in capo agli operatori (anche prevedendo più procedure all’anno, ad es. almeno tre, come attualmente previsto dal DM FER 1);
• scongiurare eventuali penalizzazioni sulla base d’asta per interventi di repowering, attualmente previsti dal DM FER 1, prevedendo per tale tipologia di interventi contingenti dedicati;
• garantire continuità fra il livello di prezzo attualmente previsto e il prezzo di esercizio del CfD posto a base d’asta, al fine di assicurare agli investitori indicazioni di prezzo stabili;
• definire più puntualmente la composizione del basket dei “rifacimenti”, qualificando anche “le integrali ricostruzioni parziali”, che non sembrano essere identificati nelle proposte indicate e chiarire a quale contingente siano riferibili gli interventi di potenziamento;
• superare, con particolare riferimento agli interventi di rifacimento, l'attuale modalità di riconoscimento degli incentivi e dell'energia incentivata che ha determinato la scarsa partecipazione dei progetti ai precedenti bandi (cfr. soglia massima del 50% di energia incentivata prevista dai DM FER 2016 e 2019). Diversamente, interventi di rifacimento particolarmente onerosi e complessi che possono garantire il mantenimento in esercizio di impianti datati anche di grande taglia, incrementandone al contempo rendimento e producibilità, dovrebbero poter accedere ad un'incentivazione analoga o quantomeno vicina a quella prevista per le nuove installazioni;
• applicare un meccanismo di salvaguardia al curtailment di tutti gli impianti, compresi quelli già in esercizio, quelli che non partecipino a meccanismi di incentivazione e quelli che non hanno avuto possibilità di accesso agli stessi (ad es. FV su terreno agricolo), nei casi in cui la regolazione dell’incentivo avvenga sulla base dell’energia elettrica producibile in luogo della produzione netta immessa (ad es. nei casi di eventuali fermate derivanti da ordini impartiti dai gestori delle reti al di fuori del mercato per il servizio del dispacciamento). Applicare un simile meccanismo permetterebbe di tutelare qualsiasi impianto da eventuali limitazioni imposte dal TSO, evitando forme di discriminazione tra gli impianti o di arbitraggio tra soggetti sottoposti a diverso trattamento economico a fronte di una limitazione al dispacciamento;
• rendere note, chiare ed oggettive le logiche alla base degli algoritmi di selezione delle offerte ad asta per valorizzare le esternalità positive o negative relative alla localizzazione degli impianti FER nelle diverse zone di mercato;
• mantenere, in linea con quanto disposto dal DM FER 1, la possibilità per gli operatori di scegliere la data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto, purché compresa nei 18 mesi successivi all’entrata in esercizio dello stesso.

IL CONTESTO NORMATIVO E L’EVOLUZIONE ATTESA

Spunti di consultazione

Q1. Si condivide la necessità di far evolvere il disegno dei Cfd convenzionali con l’obiettivo di assicurare il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al minor costo per il consumatore finale, mediante la promozione di soluzioni di investimento e gestione delle risorse efficienti, nonché di una più corretta allocazione dei rischi tra i diversi attori del sistema?

In generale si condivide la necessità di assicurare il raggiungimento degli obiettivi a minor costo per il consumatore finale. Tuttavia, al fine di garantire il successo di una simile proposta e scongiurare una localizzazione non ottimale dal punto di vista della producibilità degli impianti, si ritiene indispensabile promuovere un disegno dei contratti per differenze, semplice, chiaro e che massimizzi flessibilità per tutti gli operatori del mercato garantendo al contempo un suo efficiente sviluppo. Maggiore è il grado di flessibilità del meccanismo di incentivazione, maggiore sarà l’interesse da parte degli operatori a partecipare alle aste. Inoltre, è opportuno che la progettazione del meccanismo di sostegno pubblico alle fonti rinnovabili tenga conto, in termini di contingenti messi in asta, dello sviluppo per il tramite di contratti di lungo termine privati (PPA). Il successo del meccanismo dipenderà, inoltre, anche dal parallelo sviluppo delle reti e dalla velocizzazione dell’iter per le connessioni e per il permitting che sia in linea con i tempi previsti dalle tempistiche di legge.

Preme sottolineare, altresì, che tra le criticità evidenziate dall’applicazione dell’attuale strumento CfD, quella inerente alla fase di operation connessa alla programmazione e manutenzione degli impianti non appare completamente condivisibile. Generalmente le fasi di manutenzione degli impianti sono programmate indipendentemente dal valore dell’energia riscontrabile nel mercato. Di solito le manutenzioni vengono effettuate tenendo conto della disponibilità della risorsa rinnovabile e avviate nei periodi in cui questa è più scarsa, in modo da avere un impatto inferiore sul Sistema in termini di fornitura di energia.

Per quanto riguarda gli impianti idroelettrici, poi, sarebbe necessario rivedere, per l’accesso agli incentivi, le modalità sancite dall’art. 3 del DM 4 luglio 2019, in particolare quelli previsti al punto 5) lett. c) punti 1) e 2), che spesso determinano il mancato accesso all’incentivo pur in presenza di una concessione a derivare regolarmente rilasciata dall’Ente preposto a seguito di idonea istruttoria e conforme ai dettami del PRTA approvati dalle Regioni. Ritenere sufficiente l’acquisizione della concessione a derivare, oltre che semplificare le procedure permetterebbe di ripristinare numerosi progetti ed aumentare la produzione di energia da fonte rinnovabile riducendo i tempi per il raggiungimento degli obiettivi nazionali.

Si condivide, infine, l’approccio che prevede l’utilizzo di coefficienti solo per i progetti in cui l’iter autorizzativo non sia iniziato prima della pubblicazione di questo decreto.

a) Schema di decreto in esame - modello centralizzato asset-based

Spunti di consultazione

Q2. Si condividono le logiche alla base del modello centralizzato asset-based?

Si condivide l’indicizzazione dei prezzi a base d’asta e dei prezzi di aggiudicazione, sebbene sarà necessario dettagliare il meccanismo e gli indici presi a riferimento per l’aggiornamento delle tariffe e garantire la copertura dei costi per gli investimenti sostenuti in caso di variazione negativa di tali indici.

Per implementare la proposta posta in consultazione, si potrebbe valutare di inserire un floor pari a 0 all'indicizzazione tra il momento di pubblicazione delle graduatorie e l'entrata in esercizio dell'impianto. Si suppone, infatti, che gli ordini di acquisto dei componenti necessari alla realizzazione dell'impianto vengano effettuati immediatamente a valle dell'inclusione in posizione utile all'interno delle graduatorie.

Si condivide la proposta di pagamento dell’energia producibile in luogo di quella immessa così come formulata. Si ritiene però necessario un coordinamento con meccanismi quali quello della mancata produzione eolica (MPE), già oggi ampiamente usato, e con i meccanismi previsti nel nuovo Testo Integrato Dispacciamento Elettrico (TIDE) relativi alla modulazione straordinaria e che entreranno in vigore dal 1° gennaio 2025.

Di seguito, si riportano alcuni ulteriori spunti per ottimizzare il modello proposto:

• prevedere che per gli impianti che partecipino al meccanismo vengano rilasciate le Garanzie d’origine per l’energia immessa in rete;
• consentire la partecipazione solo con una quota parte di impianto al meccanismo, in modo tale da tenere una parte per un eventuale partecipazione al modello de-centralizzato con profilo standard o per permettere al produttore di siglare PPA o agire a mercato in modalità merchant;
• garantire una corretta valutazione della base d’asta, per non ripetere quanto accaduto nel contesto dell’attuale meccanismo incentivante DM 4 luglio 2019, ossia la mancata saturazione dei contingenti. Se il valore base d’asta risulterà essere troppo ridotto, gli operatori non saranno incentivati ad investire in quelle località dove la risorsa rinnovabile (sole, vento) è scarsa. Qualora gli impianti di potenza superiore a 1 MW fossero costretti ad abilitarsi ai servizi di dispacciamento, proposta che non si ritiene condivisibile - si veda risposta Q24 - sarà necessario considerare anche tali costi nella formulazione della base d’asta;
• l’aggiornamento annuale dei coefficienti non permette di dare un segnale chiaro agli operatori, i quali si trovano a decidere localizzazione ed investimenti in impianti utility scale con anni di anticipo rispetto alle procedure d’asta, anche in conseguenza del fatto che gli iter autorizzativi sono dispendiosi in termini di tempo.

Si coglie l’opportunità, infine, per richiedere chiarimenti in merito:

• alle modalità di calcolo dell’energia producibile dell’impianto;
• al funzionamento, nello specifico, dell’algoritmo; infatti, al fine di permettere e orientare le decisioni sviluppo, è opportuno che i coefficienti per tenere conto delle esternalità positive/negative, nonché l’entità di premi e penalità, vengano definiti in tempi congrui (almeno un anno) rispetto all’avvio della procedura competitiva e sulla base di criteri e metodologie trasparenti e soggetti alla consultazione degli stakeholders.
• al grado di dettaglio dei segnali locazionali, sottolineando la necessità che questi tengano conto dell’accesso alla rete ed in linea con la mappatura delle aree idonee e di qualsivoglia limite altrimenti imposto. Inoltre, il segnale locazionale implicherebbe che solo progetti sviluppati in certe aree (aree idonee?) possono partecipare alle aste, discriminando quindi gli altri progetti.

b) Evoluzione dei Cfd – modello de-centralizzato con profilo standard

Spunti di consultazione

Q3. Si ritiene condivisibile l’assunto per cui gli operatori privati rappresentino i soggetti in grado di gestire in modo più efficiente il rischio relativo alla combinazione di tecnologie da realizzare date le esigenze del Sistema?

Si condivide il percorso di un disegno di mercato in cui gli operatori possano essere, con i dovuti strumenti, tra cui un sistema de-centralizzato di supporto allo sviluppo delle FER, maggiormente coinvolti e responsabilizzati rispetto al proprio ruolo ed effetti sul sistema elettrico, in grado di gestire i rischi collegati all’evoluzione e transizione del sistema elettrico in ottica di decarbonizzazione.

In linea di principio, infatti, si condivide l’opportunità di far evolvere il meccanismo dei CfD convenzionali verso un modello maggiormente orientato al mercato, proseguendo nel percorso di responsabilizzare maggiormente gli operatori di mercato, anche alla luce del forte incremento di capacità rinnovabile che il nuovo DM avrà l’obiettivo di abilitare. In quest’ottica, l’introduzione di un modello de-centralizzato come quello proposto nella consultazione, potrebbe avere natura sperimentale, consentendo di accelerare il processo di piena integrazione delle FER del mercato secondo un principio di gradualità, a tutela di tutti gli operatori del settore e consentendo agli stessi di gestire in maniera efficiente il complesso del proprio portafoglio di produzione. I principi generali e gli eventuali contingenti dedicati al nuovo modello potrebbero quindi essere definiti già all’interno del nuovo DM, prevedendo una consultazione dedicata - anche in un secondo momento - sugli aspetti di dettaglio del modello de-centralizzato da adottare, in una fase successiva, una volta sviluppata maggiore capacità di accumulo e sviluppate le nuove piattaforme di scambio quali il time shifting o nuove piattaforme di breve/medio termine per lo scambio di certificati FER.

Si ritiene tuttavia necessario mantenere, nell’eventualità di introduzione del modello de-centralizzato, il parallelismo con il modello centralizzato. Questo in quanto la complessità del nuovo sistema di profilo standard metterebbe in difficoltà gli operatori di mercato di dimensioni minori e meno strutturati.

Q4. Si condivide la struttura generale del modello de-centralizzato con profilo standard?

In linea generale, si condivide la struttura proposta in quanto tale CfD consentirebbe al sistema di approvvigionarsi secondo le esigenze e agli operatori di partecipare appieno al mercato.  Stante l’esposizione ai rischi legati a prezzi e volumi, condizione necessaria per lo sviluppo di questo modello è lo sviluppo parallelo di adeguata capacità di storage elettrochimico o di accumulo.

Tuttavia, per avere una visione completa, sono richiesti maggiori dettagli su profili, certificati etc. nonché sui prodotti di time-shifting (volumi, durata, prezzo, modalità di allocazione). Si ritiene anche che andrebbe dettagliato meglio il meccanismo nei casi in cui i certificati non siano assegnati sulla base dell’immissione effettiva.

Ad ogni modo, è auspicabile che non si limiti il profilo del contratto a forme standard “peak load” e/o baseload, ma si possano offrire anche altre tipologie di profili, ad esempio, profili più vicini possibile ad un solare con parziale load shifting così da favorire anche lo sviluppo di sistemi di accumulo.

Data la formula del corrispettivo orario, si ritiene che debbano essere effettuate delle ulteriori valutazioni su come gestire il rischio zonalità. Il profilo offerto seppur slegato da un asset sottostante potrebbe comunque essere riferito ad una zona di mercato in modo tale che anche il modello de-centralizzato possa consentire un hedging del rischio zonale. Discorso simile potrebbe valere per i certificati emessi dal GSE, al fine di valorizzare una quota minima di rinnovabile su base annua proveniente da impianti di nuova realizzazione.  Si sottolinea che in tale modello, il produttore potrebbe necessariamente avvalersi del supporto di un servizio di trading/energy management da parte di un utente del dispacciamento per la gestione attiva del profilo di produzione vs. profilo standard e quindi per la copertura dal relativo rischio volume. Si suggerisce, quindi, di prevedere fin da subito che l’utente del dispacciamento possa fungere da aggregatore di più impianti rinnovabili, e che possa partecipare direttamente alle aste intestandosi i flussi di cassa del CfD, su apposita delega dello produttore.

Sarebbe, in quest’ottica, opportuno anche chiarire il ruolo del GSE in questo modello, in merito, soprattutto, al rilascio di certificati attestanti la produzione di energia da FER. A tal fine, si suggerisce di assicurare che il processo sia il più efficiente possibile, senza aggravi burocratici per gli operatori.

Si richiede, infine, di chiarire se i due modelli di CfD potrebbero coesistere oppure se sono da considerarsi mutuamente esclusivi.

SCHEMA DI DECRETO PER L’AMMISSIONE AL MECCANISMO DI SUPPORTO DI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI CON COSTI DI GENERAZIONE VICINI ALLA COMPETITIVITÀ DI MERCATO

a) Ammissibilità e metodo e stima della sovvenzione per tonnellata di emissioni di CO 2 equivalente evitate

Spunti di consultazione

Q5. Si condividono le disposizioni previste per i potenziamenti e gli impianti multi-sezione?

In generale si condividono le disposizioni proposte, poiché potrebbero garantire la possibilità di finanziare l’impianto con un mix ottimale tra meccanismo di sostegno pubblico e PPA, con migliori risultati in termini di efficienza per il sistema e di flessibilità per lo sviluppatore.

In merito ai potenziamenti di impianti esistenti con nuove sezioni e alla loro possibilità di accesso al meccanismo, si ritiene che debba essere valutata solo la potenza della/delle nuova/nuove sezioni ai fini del criterio di accesso al meccanismo – minore o uguale/maggiore di 1 MW - e non la potenza complessiva.

Ad ogni modo, al fine di garantire maggiore flessibilità allo schema proposto, si suggerisce di:

• consentire agli impianti multi-sezione di essere sottesi a più meccanismi contemporaneamente (distinti per singole sezioni);
• rimettere in capo all’operatore la facoltà di incentivare una percentuale di impianto che dovrà completamente rispettare i requisiti tecnico-amministrativi oppure isolare la sola sezione che dovrebbe rispettare i medesimi requisiti;
• consentire l’accesso al meccanismo con una quota parte dell’impianto senza la creazione di sottocampi o altre modifiche progettuali che appesantiscano lo sviluppo delle iniziative, richiedendo peraltro una definizione della strategia sul “route to market” nelle fasi inziali del progetto, quando ancora è difficile determinare accuratamente tale aspetto strategico. Si considera dunque preferibile lasciare che la quota parte venga determinata semplicemente esprimendo una percentuale da applicare alla produzione registrata dal contatore d’impianto.

Per quanto riguarda, invece, gli interventi di rifacimento si rimanda a quanto indicato nelle osservazioni generali.

Si ritiene altresì necessario includere espressamente tra le tecnologie incentivate anche l'agrivoltaico, chiarendo peraltro che la tecnologia fotovoltaica può riferirsi anche ad impianti realizzati su aree a destinazione d'uso agricolo.

È infine opportuno chiarire che, nell’ambito di applicazione dell’ammissione al meccanismo di supporto, siano considerati anche gli impianti nuovi, poiché questi non sembrano espressamente inclusi.

Q6. Si condivide la metodologia descritta applicabile per la stima della sovvenzione per tonnellata di Co2 equivalente evitate?

Da un punto di vista teorico è condivisibile. Si suggerisce comunque di continuare ad utilizzare come parametro per le procedure competitive il prezzo in termini di €/MWh.

Q7. Nell’ambito della metodologia descritta si ritiene preferibile riferirsi solo alle emissioni evitate in fase di esercizio degli impianti ovvero si ritiene necessario un approccio LCA che considera l’intero ciclo di vita delle fonti e tecnologie energetiche?

Nell’eventualità di un utilizzo di tale metodologia, si suggerisce di considerare come riferimento lo stesso adottato nel mercato ETS, basato sulle emissioni in fase di esercizio.

b) Uso e ambito di applicazione proposti delle procedure di gara competitive ed eventuali eccezioni

i. Aspetti generali del meccanismo di supporto

Spunti di consultazione

Q8. Si condivide e si ritiene congruo un obiettivo di potenza di 5 GW nei 5 anni di applicazione per impianti in accesso diretto? In alternativa, si è in possesso di elementi (pipeline di progetti, autorizzazioni in corso, etc.) che consentano di stimare diversamente tale obiettivo?

L’obiettivo di potenza di 5 GW nei 5 anni di applicazione per impianti in accesso diretto appare sottostimato se confrontato con il significativo contributo attribuito alle soluzioni di piccola/media taglia previste sia dalle elaborazioni TERNA (Documento di Descrizione degli Scenari 2022 – FT55) che dalla proposta di aggiornamento del PNIEC inviata a Bruxelles. Con specifico riferimento al fotovoltaico, si segnala l’esigenza di includere tra le diverse tipologie realizzative mature, oltre agli impianti a terra e su tetto, anche i sistemi agrivoltaici (ammettendo anche impianti collocati su suolo agricolo) e flottanti. Per questi ultimi, in particolare, stante l’inadeguatezza del contingente previsto nello schema di DM FER 2, e considerato il livello di sviluppo sul territorio, è auspicabile un’inclusione nel presente Decreto “FER X”; a tal riguardo si segnala l’esistenza di una pipeline in Italia di oltre 2 GW con potenzialità fino a 7/8 GW.

Q9. Si condivide e si ritiene congrua la stima dei contingenti per l’accesso per il tramite di procedure competitive? In alternativa, si è in possesso di elementi (pipeline di progetti, autorizzazioni in corso, etc.) che consentano di stimare diversamente tale obiettivo?

Si condivide la necessità di adottare contingenti ad asta separati per tecnologia, contrariamente alle aste disciplinate dal DM FER 2019, corredati quindi di tariffe a base d’asta dedicate e rappresentative del costo specifico della tecnologia stessa.

Rispetto alla congruità della stima dei contingenti si condivide l’opportunità che siano sin da subito sufficientemente ambiziosi da accompagnare non solo la realizzazione della nuova potenza rinnovabile necessaria al raggiungimento degli obiettivi al 2030, ma anche dei numerosi progetti di rifacimento o integrale ricostruzione che andranno a sostituire potenza da FER già oggi installata ed in esercizio. Rivedere al rialzo il contingente nelle procedure successive potrebbe non consentire di recuperare il ritardo dati i tempi degli iter autorizzativi e dei tempi di costruzione e messa in esercizio.

Si ritiene in ogni caso opportuno che i contingenti vengano valutati ed aggiornati periodicamente per tenere conto dell’effettivo andamento delle aste e della realizzazione dei progetti, e del parallelo ed auspicabile sviluppo anche dei contratti di lungo termine privati (PPA). Si potrebbe poi valutare l’opportunità di creare un cluster “ibrido” a cui assegnare impianti che combinano la presenza di più tecnologie (es. fotovoltaico+storage).

Si ritiene comunque necessario segnalare che:

• per quanto riguarda le nuove installazioni idroelettriche, anche considerati i target 2030 il contingente dovrebbe essere stabilito in almeno 400-500 MW;
• per quanto riguarda i rifacimenti, considerata la necessità di superare l'attuale metodo di calcolo per la quota di energia incentivata che negli ultimi anni ha costituito il fattore limitante per la presentazione di nuovi progetti, vista l'importanza di rinnovare il parco impianti esistente con particolare riguardo ad impianti datati anche di grande taglia, si chiede di prevedere un contingente non inferiore a 4 GW.

Q10. Con riferimento agli impianti solari fotovoltaici si condivide l’individuazione di un unico contingente oppure si ritiene opportuno separare il fotovoltaico a terra da quello su tetto in virtù dei costi e delle specificità delle due soluzioni?

Potrebbe rivelarsi opportuno prevedere per il fotovoltaico la separazione dei contingenti in modo tale da avere una rappresentazione più fedele della capacità realizzabile degli impianti utility scale e quelli su tetto, in quest’ottica, distinguendo tra:

• impianti fotovoltaici su tetto;
• impianti fotovoltaici a terra;
• impianti fotovoltaici flottanti;
• altri impianti fotovoltaici (es. aree industriali, cave ripristinate, discariche, etc,).

Si ritiene indispensabile, in ogni caso, chiarire meglio a cosa si riferisca il contingente di 45 GW, se includa o meno, ad esempio, gli impianti agrivoltaici e, nel caso affermativo, che tipologia di impianti (ad es. se includa o meno gli impianti che possono accedere ai fondi del PNRR). Si ricorda che attualmente l’unico riferimento normativo per il settore rimane l’articolo 65, comma 1-quater del decreto-legge 24 gennaio 2012, n.  1, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 marzo 2012, n. 27, che stabilisce che il divieto di accesso agli incentivi FER non si applica a impianti agrivoltaici che adottino soluzioni integrative innovative con montaggio dei moduli elevati da terra, senza dare alcuna indicazione su caratteristiche. L’ammissione di impianti fotovoltaici in area agricola non dovrebbe essere subordinata a vincoli relativi al consumo di suolo (così come individuati nella bozza di DM Aree Idonee); l’adozione di tali vincoli comporterebbe un incremento dei costi a livello di sistema (legati ai maggiori CAPEX) che rischierebbero di vanificare le modifiche implementate al meccanismo di supporto con l’obiettivo di incrementare il grado di efficienza del sistema.

Q11. Si condividono i requisiti di accesso individuati?

Si condividono in generale i requisiti d’accesso alle procedure competitive. È necessario, tuttavia, specificare meglio quale documentazione sarà richiesta per soddisfare tali requisiti.

Inoltre, andrebbero meglio specificate le condizioni sottostanti al concetto di “avvio lavori” (apertura del cantiere, investimenti irreversibili, attività propedeutiche per la delimitazione del cantiere, indagini geognostiche, inizio attività di costruzione).  

Si ritiene necessario specificare che gli impianti che sono risultati idonei, ma che sono stati iscritti in posizione non utile nei registri e nelle graduatorie delle aste del DM 4 luglio 2019, sempre che entrino in esercizio successivamente all’ammissione in posizione utile nelle graduatorie redatte ai sensi del futuro decreto FERX, possano dare avvio ai lavori prima dell’iscrizione alle procedure competitive di cui al decreto FERX.

Per la definizione dell’importo della cauzione definitiva, sarebbe opportuno continuare ad utilizzare la metodologia applicata nelle aste vigenti.

Infine, si ritiene che il rispetto del DNSH rischi di duplicare i criteri ambientali già richiesti nella valutazione di impatto ambientale.

Q12. Si condividono le logiche alla base della procedura di valutazione accelerata per i progetti di grandi dimensioni? Si ritiene che essa debba riportare altro oltre quanto già previsto?

Si condividono le logiche alla base della procedura di valutazione accelerata per i progetti di grandi dimensioni, si richiede tuttavia di chiarire meglio quali benefici concreti tale procedura garantisca agli operatori. Con l’occasione, in continuità con le regole attuali, si chiede di garantire la partecipazione alle aste anche ai progetti con titoli autorizzativi semplificati (PAS, edilizia libera, manutenzione ordinaria per impianti FV ricadenti nella fattispecie dell’art. 22 Bis del 199/2021 etc.). Si segnala la necessità che i termini previsti per gli adempimenti del GSE siano considerati perentori e rigorosamente rispettati.

Q13. Si condivide l’approccio proposto per superare la totale restituzione degli incentivi netti fruiti in caso di recesso anticipato dal contratto?

Nel caso si adottasse lo schema proposto, sarebbero necessari alcuni interventi correttivi al fine di non penalizzare gli operatori rispetto all’attuale schema basato sulla totale restituzione dell’incentivo netto fruito il cui valore, anche nel caso di individuazione di un differente meccanismo di valorizzazione basato sul costo standard dell’investimento, non dovrebbe mai esser superato. Si richiede quindi chiarezza circa la portata delle penali previste ed il loro calcolo. Come già espresso, maggiore è il grado di flessibilità del meccanismo di incentivazione - anche in termini di possibilità di uscita anticipata - maggiore sarà l’interesse da parte degli operatori a partecipare alle aste. Pertanto, si propone di prevedere che l’uscita anticipata dal periodo di incentivazione dopo un tot. di anni (es. 5) possa avvenire senza applicazione della penale.

Si richiede inoltre di chiarire ove il periodo di flessibilità di 18 mesi tra entrata in esercizio ed entrata in esercizio commerciale venga mantenuto. Tale previsione è attualmente di grande valore, in quanto consente la stipula di contratti PPA a breve/medio termine e stimola il loro sviluppo.

In ogni caso, si ritiene necessario l’inserimento all’interno dello schema di convenzione di una clausola che impedisca al GSE di apportare modifiche unilaterali al contratto in essere col produttore.

ii. Caratteristiche specifiche delle procedure competitive

Spunti di consultazione

Q14. Si condivide l’introduzione di cauzioni al fine di dissuadere condotte in grado di generare ritardi ovvero la mancata realizzazione dei progetti?

Si condivide l’introduzione di cauzioni al fine di dissuadere comportamenti non diligenti e di garantire la qualità del progetto, dall’altro lato, si ritiene necessario che tali misure rispecchino un principio di proporzionalità per evitare di impattare in modo eccessivo sul conto economico dei soggetti investitori; in tal senso, si potrebbe ipotizzare, ad esempio, che la cauzione sia in funzione della potenza nominale dell’impianto, così come definita da norma CEI 0-16.

In numerose circostanze i ritardi maturano a causa del mancato rispetto delle deadline nei processi autorizzativi. Pertanto, il buon funzionamento dei CfD necessita del buon funzionamento del permitting.

Q15. Si condividono le logiche alla base della definizione dei contingenti e dei coefficienti individuate al fine di garantire la disponibilità nei diversi periodi futuri di predefinite quantità energia da fonte rinnovabile in coerenza con gli obiettivi di decarbonizzazione e con l’esigenza di garantire la sicurezza del sistema elettrico al minor costo per il consumatore finale? Si ritiene opportuno individuare ulteriori parametri alla base dell’analisi?

I contingenti devono essere resi noti ex ante agli operatori e devono tener conto dello sviluppo per il tramite di PPA.

Quanto alla prevista adozione di un algoritmo di selezione delle offerte ad asta per valorizzare le esternalità positive o negative relative alla localizzazione degli impianti FER nelle diverse zone di mercato, ai fini della formazione della graduatoria, riteniamo importante che i relativi criteri di selezione siano sviluppati tramite un adeguato processo di consultazione con gli stakeholders, resi noti agli operatori in tempi congrui, identificati in modo chiaro, misurabili in modo oggettivo e idonei a tenere in debita considerazione l’effettiva disponibilità della risorsa rinnovabile, in particolare quella eolica. Il tutto deve avvenire in coerenza con gli obiettivi di decarbonizzazione e con la ripartizione fra le regioni dell’obiettivo nazionale stabilito in attuazione delle disposizioni di cui all’articolo 20, comma 2 del decreto legislativo n. 199 del 2021.

Allo stesso modo, tali criteri devono valorizzare i benefici degli interventi di integrale ricostruzione, di rifacimento e potenziamento che necessariamente non devono essere legati a vincoli di localizzazione essendo gli stessi realizzati su impianti esistenti.

Si segnala che nell’ambito del calendario delle procedure competitive è necessario prevedere più sessioni d’asta per ogni anno, rispetto alla proposta di prevederne solo una all’anno nel quinquennio 2024-2028, al fine di garantire continuità nella presentazione dei progetti di volta in volta autorizzati e conseguentemente un'accelerazione per l'entrata in esercizio degli impianti.

Q16. Si condivide la previsione di un aggiornamento annuale di contingenti e coefficienti sulla base della variazione dei parametri individuati?

I tempi per autorizzare impianti utility scale sono mediamente superiori all’anno, per cui si ritiene che un aggiornamento annuale dei coefficienti e dei contingenti non dia un corretto segnale agli operatori di mercato e quindi non favorisca un maggiore sviluppo di impianti laddove è presente una particolare esigenza di Sistema. È opportuno mettere a disposizione degli operatori tutte le informazioni con congruo anticipo, per consentire agli stessi di aggiornare i business plan o prendere decisioni ad hoc.

Si chiede pertanto di:

• indicare i contingenti già all’interno del decreto e
• valutare un aggiornamento dei coefficienti di aggiustamento da applicare alle offerte al ribasso in fase di definizione della graduatoria con cadenza biennale/triennale.

iii. Criteri di selezione dei progetti in esito alle procedure competitive e tempi di realizzazione delle iniziative

Spunti di consultazione

Q17. Si condivide la scelta del criterio di priorità basato sulla massima riduzione offerta rispetto al prezzo di esercizio in esito all’applicazione coefficienti?

Si condivide il criterio di priorità basato sulla massima riduzione offerta rispetto al prezzo di esercizio in esito all’applicazione coefficienti, ma si chiede di renderli noti con largo anticipo (almeno 2 anni), tenendo conto delle tempistiche autorizzative e della pianificazione finanziaria degli investimenti, che necessitano una programmazione adeguata. Per tale motivo, si segnala l’opportunità di non applicarli alle offerte presentate nelle prime procedure d’asta, e per le aste successive si propone una loro introduzione graduale.

Si concorda, inoltre, con l’opportunità di applicarli alle offerte solo ai fini della formazione della graduatoria, e non ai fini della determinazione del prezzo di esercizio aggiudicato (l’applicazione dei coefficienti non deve comportare penalizzazioni sul premio).

Q18. Si condividono i criteri di preferenza proposti?

Per quanto riguarda il Punto c) si parla di regole operative non esplicitate.

Per quanto riguarda il Punto d) si parla di modalità previste non esplicitate.

Come riportato in precedenza, potrebbero essere previste priorità per impianti che restituiscono un beneficio territoriale in virtù della loro particolare tecnologia (es. flottante).

Q19. Si condividono i tempi massimi individuati per la realizzazione degli interventi?

Le tempistiche appaiono eccessivamente stringenti; tali vincoli andrebbero a introdurre un elemento di eccessiva rigidità che non favorirebbe la partecipazione alle aste, considerando peraltro che i ritardi nella realizzazione degli interventi spesso sono dovuti a circostanze che non dipendono dagli sviluppatori (es. iter autorizzativo, iter di connessione alla rete, etc.). Le deadline dovrebbero comunque essere prorogabili al verificarsi di impedimenti dovuti a circostanze non imputabili agli operatori.

Nello specifico, non si ritengono sufficienti i 18 mesi previsti per gli impianti fotovoltaici, per i quali si chiede quantomeno di uniformare il valore ai tempi previsti per l’eolico, considerando l’attuale durata media di realizzazione di tali impianti, determinata dai ritardi per l’ottenimento dei titoli autorizzativi o della connessione alla rete.

Per gli interventi di integrale ricostruzione si chiedono 40 mesi in ragione della complessità degli interventi, che prevedono anche lo smantellamento degli impianti preesistenti.

Infine, per quanto riguarda i progetti idroelettrici, sia di nuova installazione che di rifacimento, si chiede di mantenere l'attuale incremento delle tempistiche pari ad almeno 12 mesi per progetti che prevedono lavori geologici o per impianti a bacino con potenza maggiore di 10 MW.

Q20. Si condividono le previsioni individuate nel caso di mancato rispetto dei termini al fine di dissuadere comportamenti opportunistici?

In linea generale, seppure lo scopo della disposizione appaia condivisibile, si ritiene che l’obiettivo del nuovo schema debba essere quello di favorire e migliorare la partecipazione alle aste rispetto agli ultimi anni, introducendo elementi di flessibilità. Si ritiene invece che le previsioni possano rappresentare un elemento di rigidità che dissuaderebbe dalla partecipazione alle aste, penalizzando gli operatori anche laddove i ritardi maturati siano imputabili a fattori esterni non dipendenti dalla loro volontà.

Si ritiene altresì eccessivamente penalizzante l’esclusione dalla graduatoria e l’escussione della fidejussione dopo soli 9 mesi di ritardo, considerando in particolare i tempi attuali di approvvigionamento di componenti critici e ritardi a cascata ad essi connessi.

c) Principali parametri del processo di assegnazione degli aiuti Spunti di consultazione

Q21. Si condivide la previsione per cui, la mancata comunicazione di entrata in esercizio entro il termine dei 30 giorni comporta la decadenza dal diritto di accesso al meccanismo di supporto?

Non si condivide, in quanto si ritiene eccessivamente penalizzante, la proposta di introdurre un termine così stringente oltre il quale prevedere la decadenza dal diritto di accesso agli incentivi. Al fine di scoraggiare comportamenti opportunistici, mantenendo comunque un sistema flessibile, si propone di:

• ampliare il termine per la comunicazione dell’avvio dell’esercizio da 30 a 60 giorni;
• prevedere un sistema di alert preventivo del GSE;
• consentire un possibile ravvedimento in caso di decorrenza del termine massimo, che potrebbe consistere nel:

1. prevedere un periodo di tolleranza oltre i 60 giorni dall’entrata in esercizio dell’impianto, pari a massimo 2 mesi, in cui l’impianto non percepirà alcun incentivo senza perdere il diritto allo stesso; tale periodo verrà poi decurtato dal periodo complessivo di incentivazione;
2. oltre il periodo di tolleranza, applicare la decadenza dagli incentivi.

RQ22. Si concorda con l’applicazione del prezzo del Mercato del Giorno Prima determinato nel periodo rilevante delle transazioni e nella zona di mercato in cui è localizzato l’impianto contrattualizzato, ovvero si preferiscono soluzioni alternative ad es. prezzi di riferimento basati sulla media mensile dei prezzi MGP o ponderati su profili di produzione?

Per quanto concerne il modello centralizzato asset based, si concorda con l’applicazione del prezzo del Mercato del Giorno Prima determinato nel periodo rilevante delle transazioni e nella zona di mercato in cui è localizzato l’impianto contrattualizzato, in continuità con le regole attuali, in quanto rappresenterebbe, nel breve periodo, la soluzione che minimizza al meglio il rischio profilo per l’operatore e garantisce maggiore certezza nell’investimento.  Altre soluzioni (es. medie mensili, applicazione di profili standard etc.), potranno essere implementate parallelamente all’adozione del Decreto. Per quanto concerne, invece, il futuro modello de-centralizzato, che presuppone una gestione più evoluta da parte degli operatori., si segnala che sarebbe più opportuno determinare, ad esempio, il prezzo di riferimento come una media ponderata sull’energia (immessa o producibile) dei prezzi zonali relativa alle zone di localizzazione degli impianti nel portafoglio. Alternativamente si potrebbe considerare il PUN introducendo forme di copertura di lungo termine della CCT.

Non si condivide, infine, il fatto che il GSE unilateralmente possa apportare modifiche al contratto col produttore (si potrebbe al massimo cercare di disciplinare già eventuali variazioni alla normativa che riguardino il “prezzo di riferimento”).

Q23. Si concorda con le modalità definite per l’aggiornamento del prezzo di aggiudicazione alla data di entrata in esercizio attesa degli impianti?

Apprezziamo la previsione relativa all’adeguamento tanto delle tariffe a base d’asta quanto della tariffa aggiudicata, all’andamento delle dinamiche inflattive (sia nel periodo tra l’aggiudicazione e l’avvio dell’impianto, sia durante il periodo di esercizio). Si propone però, per la prima indicizzazione, l’identificazione di un indice maggiormente rappresentativo dell’effettivo andamento dei costi delle tecnologie rinnovabili rispetto all’indice generico dei prezzi al consumo citato in consultazione (potrebbero essere considerati ad esempio gli indici utilizzati per l’analoga indicizzazione nelle procedure d’asta per le rinnovabili in Francia).

Infine, si potrebbe valutare l’inserimento di una clausola che preveda anche per gli accessi diretti di tutte le tipologie di impianti l’adeguamento della tariffa all’inflazione.

Q24. Si concorda con la taglia individuata di 1 MW per consentire l’opzione di abilitazione alla fornitura di servizi di dispacciamento?

Non si concorda con la previsione in quanto introdurrebbe un elemento di rigidità eccessiva che mal si concilia con le previsioni del TIDE previste da ARERA, oltre a complicare ulteriormente la stima dei costi che l’abilitazione a questi servizi comporta. Si segnala, infatti, che la stessa ARERA con delibera 345/2023/R/eel di approvazione del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) prevede la facoltà, e non l’obbligo, per le fonti rinnovabili non programmabili di abilitarsi. Inoltre, obbligare la partecipazione alle risorse MSD potrebbe costituire una distorsione in quanto le eventuali offerte in MSD non sarebbero a mercato (l’operatore comunque riceverebbe il premio di aggiudicazione) e questo potrebbe condizionare i segnali di prezzo a scapito degli altri impianti che vi partecipano. Dunque, in ragione del progressivo aumento della taglia media degli impianti ed in attuazione anche delle disposizioni del TICA, che prevedono la connessione in MT di impianti con potenza minore di 6 MW, si ritiene quantomeno congruo aumentare la taglia per consentire l’opzione di abilitazione alla fornitura di servizi di dispacciamento. In ogni caso, il requisito dell’abilitazione non dovrebbe essere obbligatorio ma dovrebbe essere lasciata all’operatore la scelta della strategia ottimale per ottemperare agli impegni previsti dal CfD; infatti, il ruolo delle FER (il principale) è quello di decarbonizzare il sistema elettrico (e quindi massimizzare la produzione energetica da FER) e non prestare servizi di dispacciamento.

Q25. Si condividono le proposte volte a mitigare le problematiche relative all’operation dei Cfd convenzionali disincentivando l’offerta della capacità contrattualizzata a prezzi inferiori ai propri costi marginali e ridurre al tempo stesso il rischio volume sostenuto dai titolari della medesima capacità prevedendo in taluni casi che i pagamenti siano riconosciuti sulla base dell’energia elettrica producibile dall’impianto, in luogo della produzione netta immessa?

Si apprezza la proposta di riconoscere i pagamenti CFD sulla base dell’energia elettrica producibile dall’impianto, in luogo della produzione netta immessa, nei casi di ordini impartiti dai gestori delle reti al di fuori del mercato per il servizio del dispacciamento e disposti da Terna sul Mercato del Bilanciamento e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento mediante l’accettazione di offerte a scendere.

Nei casi in cui il produttore decida di non immettere energia in rete in presenza di prezzi zonali nulli o negativi nel Mercato del Giorno Prima (o MGP), si chiede che la regolazione dei pagamenti avvenga – nei limiti della differenza tra prezzo di aggiudicazione e il maggior valore tra prezzo di mercato e zero (0) - sulla base dell’energia elettrica producibile dall’impianto, a prescindere dalla partecipazione nel Mercatato del Bilanciamento (MB). Oltretutto, la previsione contenuta nel testo della consultazione secondo cui l’operatore debba offrire potenza a salire in MB a prezzo nullo (o negativo) affinché siano riconosciuti i pagamenti in caso di prezzi MGP nulli o negativi, implica che l’operatore debba abilitarsi anche per i servizi a salire.

d) Principali ipotesi su cui si basa la quantificazione utilizzata per dimostrare l'effetto di incentivazione, la necessità e la proporzionalità

Spunti di consultazione

Q26. Premesso che oggetto del presente provvedimento sono tecnologie mature, e che l’approvvigionamento attraverso aste separate è connesso al diverso valore dell’energia prodotta derivante dal diverso profilo di produzione atteso, si condivide la scelta di un prezzo di esercizio unico per tecnologia indipendente dalla potenza?

Si condivide la scelta di applicare un prezzo di esercizio unico per tecnologia indipendente dalla potenza;

Si segnala che tra i costi di esercizio dovranno necessariamente essere considerati costi specifici delle diverse tecnologie, quali, ad esempio, oneri e canoni per l'utilizzo della risorsa, che spesso differiscono in funzione della taglia e della localizzazione degli impianti (es. canoni e oneri concessori per impianti idroelettrici ivi incluso il riconoscimento di energia gratuita agli enti concedenti).

Q27. Si condividono le logiche alla base della definizione del prezzo di esercizio?

Si condivide la metodologia per la definizione del prezzo di esercizio ma si richiede che venga data trasparenza sui driver tecnici ed economici utilizzati e che siano il più possibile aggiornati e aderenti alle dinamiche dei costi di produzione delle diverse tecnologie.

Q28. Si condividono le logiche alla base dell’aggiornamento del prezzo di esercizio per tener conto dell’inflazione?

Come già anticipato, si apprezza la volontà del Sistema di farsi carico del rischio dovuto alle dinamiche inflattive, attraverso l’aggiornamento dei prezzi di esercizio posti a base d’asta per tenere conto dell’inflazione. Si propone però, per la prima indicizzazione, l’identificazione di un indice maggiormente rappresentativo dell’effettivo andamento dei costi delle tecnologie rinnovabili rispetto all’indice generico dei prezzi al consumo citato in consultazione (potrebbero essere considerati ad esempio gli indici utilizzati per l’analoga indicizzazione nelle procedure d’asta per le rinnovabili in Francia).