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Incentivi alle fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico, il parere dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico

Procede l’iter del decreto per incentivare la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico. Ecco le osservazioni sul decreto dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico.

Cosa prevede la nuova bozza di decreto

Resta il tetto di 5,8 miliardi di euro stabilito nel decreto del 2012, ma vengono aggiornate le modalità di calcolo.

Possono accedere ai meccanismi di incentivazione, previa iscrizione negli appositi registri:

gli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, se la relativa potenza non è superiore alla potenza di soglia;
gli impianti ibridi, la cui potenza complessiva non è superiore al valore di soglia della fonte rinnovabile impiegata;
gli impianti oggetto di un intervento di rifacimento totale o parziale, nei limiti di contingenti;
gli impianti oggetto di un intervento di potenziamento, qualora la differenza tra il valore della potenza dopo l’intervento e quello della potenza prima dell’intervento non sia superiore al valore di soglia vigente per impianti alimentati dalla stessa fonte.
Il decreto fissa inoltre i contingenti di potenza per i registri:

Eolico onshore: 60 MW;
Idroelettrico: 80 MW;
Geotermoelettrico: 30 MW;
Biomasse e Biogas: 112 MW;
Oceanica (comprese maree e moto ondoso): 6 MW;
Solare termodinamico: 10 MW.
per le aste:

Eolico onshore: 800 MW (100 in più rispetto al precedente decreto);
Eolico offshore: 30 MW (non previsto nel precedente decreto);
Geotermoelettrico: 20 MW (non previsto nel precedente decreto);
Solare termodinamico: 110 MW.
e per i rifacimenti (gli incentivi ai rifacimenti saranno assegnati con le modalità previste per i registri e non più per le aste, come prevedeva invece il decreto del 2012):

Eolico onshore 40 MW;
Idroelettrico: 30 MW;
Geotermoelettrico: 20 MW.  (FONTE)

LA BOZZA DEL DECRETO

 

PARERE DELL’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

Gli incentivi previsti nello schema di decreto riprendono la struttura vigente e disciplinata dal decreto interministeriale 6 luglio 2012. Più in dettaglio: – nel caso di impianti fino a 500 kW, sono di tipo feed in tariff (cioè l’energia elettrica è nella disponibilità del GSE) riconosciuti alla produzione netta di energia elettrica immessa in rete e sono differenziati per fonte e potenza; – nel caso di impianti di potenza superiore a 500 kW, sono di tipo feed in premium e sono calcolati come differenza oraria, qualora positiva, tra la cosiddetta “tariffa base” (differenziata per fonte e potenza) e il prezzo zonale orario e si sommano ai ricavi di vendita dell’energia elettrica che rimane nella disponibilità del produttore. Tali incentivi sono riconosciuti alla produzione netta di energia elettrica immessa in rete e possono essere applicati, su base volontaria, anche per gli impianti di taglia inferiore, in alternativa alla feed in tariff. Prima di tutto si apprezza l’impiego prevalente di uno strumento incentivante di tipo feed in premium poiché esso lascia l’energia elettrica nella disponibilità dei produttori, evitando che essa sia interamente commercializzata dal GSE. Ciò è, infatti, coerente con le osservazioni più volte formulate dall’Autorità (con particolare riferimento al parere 182/2012/I/efr e, da ultimo, alla Relazione 308/2015/I/efr) nonché con la comunicazione della Commissione europea, 2014/C 200/01, in materia di aiuti di Stato. L’attuale schema di decreto interministeriale, come si legge anche nella sua motivazione, verrà superato a decorrere dal 2017. A tal fine, si ritiene opportuno iniziare a valutare schemi incentivanti diversi da quelli che sono stati applicati fino ad oggi e più coerenti con l’evoluzione del sistema elettrico e le relative esigenze. In particolare, nella Relazione 308/2015/I/efr, l’Autorità ha già evidenziato l’importanza e la necessità che gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, anche non programmabili, prestino servizi di rete e partecipino più attivamente al mercato elettrico. Al fine di promuovere tale cambiamento di paradigma, si ritiene necessario innovare gli schemi incentivanti affinché non si limitino a incentivare l’intera quantità di energia elettrica prodotta o immessa in rete indipendentemente dalle modalità di utilizzo degli impianti. A mero titolo di esempio, l’incentivo potrebbe prevedere una premialità correlata alla prestazione di servizi di rete, quali la riserva primaria, secondaria o terziaria, o, più in generale, alla fornitura di servizi di regolazione della frequenza e/o della tensione. L’Autorità intende formulare una proposta al Governo, ai sensi dell’articolo 2, comma 12, lettera a), della legge 481/95, in merito alla definizione di strumenti incentivanti in grado di perseguire gli obiettivi sopra esposti e, al tempo stesso, compatibili con la comunicazione della Commissione europea, 2014/C 200/01, in materia di aiuti di Stato. Nel seguito vengono discussi separatamente i punti dello schema di decreto per i quali si ravvisano possibili criticità. 1. Ammissione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili al meccanismo incentivante Lo schema di decreto prevede che l’accesso agli incentivi sulla base di tre diverse procedure: a) accesso diretto per impianti di più piccola taglia (comunque non superiore a 250 kW), con soglie differenziate per fonte; b) iscrizione a registro per impianti di potenza fino a 5 MW, anche in alternativa all’accesso diretto per gli aventi diritto; c) accesso a seguito di partecipazione a procedure competitive di aste al ribasso per impianti di potenza superiore a 5 MW. Nell’ambito delle procedure di cui alle lettere b) e c), non viene consentito l’accesso agli incentivi nel caso di impianti per i quali i lavori di realizzazione vengono avviati prima del loro inserimento nelle nuove graduatorie finalizzate all’accesso agli incentivi, con l’unica eccezione degli impianti per i quali è già stata fatta richiesta di accesso agli incentivi ai sensi del decreto interministeriale 6 luglio 2012. Al riguardo, al fine di preservare le iniziative già avviate, si ritiene opportuno prevedere che il nuovo schema di decreto consenta l’accesso agli incentivi anche agli impianti per i quali i lavori di realizzazione vengono avviati prima del loro inserimento nelle nuove graduatorie. Si richiede, pertanto, la soppressione dell’articolo 4, commi 5 e 6, dello schema di decreto. 2. Disposizioni in merito all’ammissione di impianti “ex zuccherifici” agli strumenti incentivanti Lo schema di decreto, all’articolo 19, prevede che gli impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero1 continuano ad accedere agli incentivi del decreto interministeriale 18 Dicembre 2008 (cioè ai certificati verdi e allo strumento incentivante che ne prenderà il posto), nel limite complessivo di 120,5 MW elettrici.

Si ritiene che tale previsione possa comportare esiti inefficienti nella selezione degli investimenti da ammettere agli incentivi, con conseguente aumento degli oneri complessivi in capo alla collettività e una non efficiente allocazione delle risorse disponibili. Infatti, i predetti impianti, qualora di potenza superiore a 5 MW, non parteciperebbero alle procedure concorsuali previste, a parità di taglia, nel caso degli altri impianti di nuova realizzazione, continuando ad accedere a uno strumento incentivante non più applicabile. Si ritiene, pertanto, che l’articolo 19 dello schema di decreto debba essere soppresso, affinché a tutti gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici si applichino le medesime procedure e il medesimo trattamento. 3. Quantificazione dell’incentivo da riconoscere agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici Come già evidenziato in premessa, lo schema di decreto definisce una “tariffa base” differenziata per fonte e per potenza. Nel caso feed in tariff, essa coincide con l’importo unitario onnicomprensivo erogato dal GSE al produttore mentre, nel caso feed in premium, essa costituisce il punto di partenza per il calcolo dell’incentivo aggiuntivo alla valorizzazione dell’energia elettrica che rimane nella disponibilità del produttore. Il valore unitario della tariffa base dovrebbe essere calcolato in modo tale da coprire i costi efficienti di produzione dell’energia elettrica da diverse fonti e tecnologie, garantendo un’adeguata remunerazione del capitale investito e promuovendo l’evoluzione tecnologica. Pertanto, la tariffa base dovrebbe assumere valori diversi nel caso in cui l’impianto, anche di nuova realizzazione, sia costituito da componenti rigenerati (come esplicitamente consentito all’articolo 2, comma 1, lettera a), dello schema di decreto) rispetto al caso in cui sia costituito da componenti nuovi. Diversamente si rischierebbe di sovra remunerare impianti realizzati con componenti rigenerati che, peraltro, potenzialmente, prima della rigenerazione, potrebbero anche già aver avuto accesso a precedenti strumenti di incentivazione. Si ritiene quindi opportuno prevedere che, nel caso in cui vengano utilizzati componenti rigenerati, la tariffa base, riportata nell’Allegato 1 allo schema di decreto, assuma un valore inferiore a quello spettante nel caso in cui vengano utilizzati componenti nuovi. Potrebbe anche essere opportuno meglio puntualizzare il significato del termine “componente rigenerato”. Nello schema di decreto, infatti, con tale termine si intende “un componente già utilizzato che a seguito di lavorazioni specifiche, se necessarie, viene riportato alle normali condizioni di operatività”: al riguardo, al fine di evitare che un componente rigenerato sia semplicemente un componente già usato in altre installazioni (potenzialmente già incentivate), si ritiene opportuno prevedere che esso sia un componente già utilizzato e riportato alle normali condizioni di operatività a seguito di interventi richiedenti lavorazioni specifiche o a seguito di sostituzione delle parti rotanti.

Infine, si segnala un’incongruenza in relazione agli impianti oggetto di integrale ricostruzione, per i quali nelle definizioni (articolo 2, comma 1, lettera b), dello schema di decreto) viene ammesso l’utilizzo di componenti rigenerati mentre nell’Allegato 2 si parla esclusivamente di nuovi componenti. 4. Criteri di calcolo del feed in premium nei casi di prezzo zonale orario superiore rispetto alla tariffa base ovvero negativo Come già evidenziato in premessa, lo schema di decreto prevede che, nel caso di impianti di potenza superiore a 500 kW, gli incentivi siano di tipo feed in premium e sono calcolati come differenza oraria, qualora positiva, tra la tariffa base e il prezzo zonale orario, sommandosi ai ricavi di vendita dell’energia che rimane nella disponibilità del produttore. Il medesimo testo prevede altresì che, qualora la differenza oraria tra la tariffa base e il prezzo zonale orario fosse negativa, l’incentivo verrebbe convenzionalmente assunto pari a zero. In tale caso, pertanto, il ricavo complessivo del produttore sarebbe pari al prezzo zonale orario, superiore alla tariffa base. Invece, nel caso di impianti di potenza fino a 500 kW, gli incentivi di tipo feed in tariff, garantirebbero al produttore un ricavo onnicomprensivo costante, indipendentemente dall’andamento dei prezzi di mercato. In quest’ultimo caso, pertanto, il ricavo del produttore non potrà mai essere superiore alla tariffa incentivante appositamente determinata. Pertanto, al fine di evitare disparità di trattamento tra gli impianti di potenza fino a 500 kW e quelli di potenza superiore, si ritiene opportuno prevedere che l’incentivo di tipo feed in premium sia calcolato come differenza oraria, sia positiva che negativa, tra la tariffa base e il prezzo zonale orario, modificando in tal senso quanto riportato nell’Allegato 1 allo schema di decreto. Ciò, peraltro, consentirebbe di equiparare, negli effetti economici complessivi sul sistema, il feed in premium alla feed in tariff, sgravando la componente tariffaria A3 qualora i prezzi zonali orari siano superiori alle tariffe base. Inoltre, qualora in Italia dovesse essere introdotta la possibilità di presentare offerte a prezzi negativi, occorrerebbe tenere in debito conto quanto previsto dalla Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020 dove la commissione europea prevede che siano adottate misure volte a garantire che i produttori non siano incentivati a generare energia elettrica a prezzi negativi. Quantomeno sarebbe opportuno prevedere un meccanismo che, almeno, non accresca le distorsioni sui mercati comunque indotte dalla presenza di strumenti incentivanti2 . Al riguardo, lo schema di decreto prevede che, in tali casi, ai fini del calcolo del feed in premium, il prezzo zonale orario negativo sia convenzionalmente posto pari a zero, evitando quindi che l’incentivo risulti addirittura superiore alla tariffa base. Si ritiene che tale disposizione non sia sufficiente a contenere le predette distorsioni nelle ore, particolarmente critiche, in cui il prezzo di mercato dovesse risultare negativo. Si potrebbe prevedere che, nelle medesime ore nelle quali sul mercato dovesse formarsi un prezzo negativo, non sia erogato l’incentivo, eventualmente consentendone il recupero al termine del periodo di diritto. Quest’ultima previsione potrebbe essere estesa anche agli impianti che beneficiano della feed in tariff. 5. Criteri di calcolo del costo indicativo degli incentivi Lo schema di decreto conferma la soglia di 5,8 miliardi di euro (già introdotta dal decreto interministeriale 6 luglio 2012) in termini di costo indicativo massimo annuo superato il quale non vengono più riconosciuti nuovi incentivi, definendo criteri puntuali per il calcolo di tale costo indicativo. A tal fine, lo schema di decreto prevede di considerare, nel caso degli impianti per i quali i produttori hanno scelto volontariamente di accedere allo “spalma incentivi” di cui al decreto legge 145/13 (come attuato dal decreto interministeriale 6 novembre 2014), il valore dell’incentivo antecedente all’operazione di rimodulazione. Si ritiene, al riguardo, che il costo indicativo massimo annuo debba essere il più possibile coerente con il costo atteso su base annua, considerando quindi, nel caso degli impianti di cui sopra, il valore dell’incentivo a valle dell’operazione di rimodulazione. Si ritiene opportuno, pertanto, modificare in tal senso l’articolo 27, comma 1, punto v), dello schema di decreto. 6. Precisazioni in merito all’applicazione degli incentivi di cui al decreto interministeriale 18 dicembre 2008 Lo schema di decreto, all’articolo 25, comma 2, introduce puntualizzazioni in merito all’applicazione del previgente decreto interministeriale 18 dicembre 2008 (relativo ai certificati verdi e alla tariffa fissa onnicomprensiva di cui alla legge 244/07). Esso, in particolare dispone che, per gli impianti che beneficiano dei certificati verdi o della tariffa onnicomprensiva di cui al decreto interministeriale 18 dicembre 2008, la locuzione “energia immessa nel sistema elettrico” vada intesa come energia netta prodotta dai medesimi impianti e che, ai fini del medesimo decreto, i consumi attribuibili ai servizi ausiliari siano calcolati secondo le modalità di cui all’articolo 22, comma 3, del decreto interministeriale 6 luglio 2012 (sulla base di valori definiti a forfait). Al riguardo, si osserva che l’energia elettrica incentivata corrisponde all’energia immessa in rete ai soli fini dell’attribuzione della tariffa fissa onnicomprensiva, mentre, ai fini del rilascio dei certificati verdi, essa corrisponde a quella prodotta netta. In considerazione di ciò, si ritiene opportuno, nello schema di decreto, fare riferimento alla sola tariffa fissa onnicomprensiva. In più, pur in relazione alla sola tariffa fissa onnicomprensiva di cui al decreto interministeriale 18 dicembre 2008, appare improprio specificare che “la locuzione energia immessa nel sistema elettrico vada intesa come energia netta prodotta dai medesimi impianti”: infatti, come già esposto, tale tariffa non trova applicazione per l’intera quantità di energia elettrica prodotta ma solo per quella immessa in rete. Si ritiene quindi più corretto precisare, in luogo di quanto attualmente riportato nell’articolo 25, comma 2, dello schema di decreto, che “la locuzione energia immessa nel sistema elettrico vada intesa come energia elettrica prodotta da impianti oggetto di incentivazione e immessa in rete, al netto di quella eventualmente prelevata attraverso punti di connessione distinti ai fini dell’alimentazione dei servizi ausiliari dei medesimi impianti”. Per quanto sopra detto, risulta superflua la precisazione successiva, secondo cui i consumi ausiliari avrebbero dovuto essere calcolati secondo le modalità di cui all’articolo 22, comma 3, del decreto interministeriale 6 luglio 2012, di cui pertanto si chiede la soppressione. Peraltro tale disposizione comporterebbe, qualora venisse confermata, l’installazione di un’apparecchiatura per la misura dell’energia elettrica prodotta lorda, attualmente non prevista, nonché l’esigenza di un aggiornamento delle istruttorie di ammissione agli incentivi. 7. Tempistiche di erogazione degli incentivi Nella Relazione 308/2015/I/efr, l’Autorità ha evidenziato che, nel 2016, oltre ai costi derivanti dalle tariffe incentivanti che sostituiranno i certificati verdi, si sosterranno i costi associati al ritiro, da parte del GSE, dei certificati verdi invenduti. Infatti le tariffe incentivanti che prenderanno il posto dei certificati verdi (in analogia agli altri feed in premium attualmente vigenti) potrebbero essere erogate dal GSE il secondo mese successivo a quello della produzione di energia elettrica anziché, come avviene per i certificati verdi, quando sceglie il produttore e comunque entro tre anni dall’emissione. Ci si attende pertanto che, nel 2016, il costo totale imputabile ai certificati verdi (derivante dalla fine del meccanismo dei certificati verdi e dalle nuove tariffe incentivanti che ne prenderanno il posto) subisca un rilevante aumento rispetto al 2015 e che, in particolare, sia superiore a 5 miliardi di euro. Tale aumento, combinato con le variazioni attese su altri strumenti incentivanti, porta a ritenere che gli oneri derivanti dal pagamento degli incentivi a valere sul conto A3 nel 2016 potranno superare abbondantemente i 14 miliardi di euro (a fronte di circa 12,5 miliardi di euro attesi per il 2015). Appare pertanto necessario valutare l’introduzione, nello schema di decreto, di apposite misure finalizzate a rendere sostenibile tale rilevante incremento di oneri, allocandone una parte anche agli anni successivi al 2016. Al riguardo, si ritiene opportuno:

a) prevedere che il pagamento degli incentivi che sostituiscono i certificati verdi sia effettuato alla fine del sesto mese successivo a quello che segue ciascun trimestre (anziché su base mensile), in coerenza con le attuali disposizioni in merito al ritiro, da parte del GSE, dei certificati verdi ai sensi dell’articolo 20, comma 3, del decreto interministeriale 6 luglio 2012. In tal modo, l’onere in capo alla componente A3 nel 2016, derivante dai certificati verdi e dallo strumento che ne prenderà il posto, risulterebbe confrontabile con quello sostenuto nel 2015, evitando il picco che altrimenti si otterrebbe. Successivamente al 2016, si potrebbe prevedere che il pagamento degli incentivi che sostituiscono i certificati verdi sia gradualmente anticipato, fino a ottenere un’erogazione su base mensile, in relazione alle produzioni del secondo mese precedente, entro (ad esempio) il 2019; b) orientare, in subordine, i produttori che dispongono di certificati verdi invenduti a chiederne il ritiro, da parte del GSE, successivamente al 2016, almeno in relazione a quelli non in scadenza nell’anno medesimo3 . A tal fine si potrebbe prevedere che i certificati verdi ritirati dal GSE dopo il 2016 (e comunque entro l’ultima scadenza del 2018) siano valorizzati, a conguaglio, al loro prezzo di ritiro, maggiorato (ad esempio) sulla base della variazione percentuale dell’indice Istat dei prezzi al consumo nell’anno di ritiro rispetto al 2016.

PARERE DELL’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

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