Decreto Bollette ed impatti sul mercato energetico: l'intervento sui Conti Energia

A distanza di diversi mesi dalla divulgazione della prima bozza (originariamente denominata “Decreto Energia” poi ribattezzata definitivamente “Decreto Bollette”) il 21 febbraio u.s. è finalmente entrato in vigore il Decreto-Legge n. 21/2026 (il “Decreto”) recante plurime novità normative e regolatorie di non marginale rilievo per il settore energetico.

Attesa la portata delle innovazioni introdotte, con la presente rubrica, Energy Law Italy inaugura uno spazio di analisi delle principali misure introdotte dal Decreto, riservando un approfondimento dedicato a ciascuna modifica normativa con particolare attenzione alle loro potenziali declinazioni pratiche.

Con tale approfondimento – già anticipato su Quotidiano Energia il 26 febbraio u.s. (https://www.quotidianoenergia.it/module/news/page/entry/id/529083) – ci concentriamo sugli impatti del Decreto in relazioni agli impianti incentivati attraverso i Conti Energia.

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Al fine di affrontare l’elevata incidenza degli oneri generali di sistema sulla bolletta elettrica (derivanti dalla componente ASOS destinata al sostegno delle fonti rinnovabili) il Decreto e, in particolare, l’art. 2, introduce dei meccanismi di rimodulazione e fuoriuscita dagli incentivi dedicati agli impianti fotovoltaici di cui alle prime quattro edizioni del “Conti Energia”.

IL “NUOVO” SPALMA-INCENTIVI

In particolare, è introdotto un meccanismo di spalma-incentivi su base volontaria, rivolto agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW che beneficiano dei premi fissi del Conto energia e le cui convenzioni con il GSE sono in scadenza a partire dal 1° gennaio 2029.

Con riferimento a tali impianti, ai sensi dell’art. 2, co. 1 del Decreto, i soggetti interessati possono, esclusivamente su base volontaria, entro il 31 maggio 2026, optare: 

• per una riduzione del 15% della tariffa premio spettante nel periodo che intercorre tra luglio 2026 e il 31 dicembre 2027, in cambio di un prolungamento delle convenzioni pari a 3 mesi;

• per una riduzione del 30%, della tariffa premio spettante nel medesimo periodo, in cambio – sempre ai sensi del comma 2 – di un prolungamento delle convenzioni pari a 6 mesi.

Per il periodo oggetto di estensione (pari a 3 o 6 mesi), è prevista l’applicazione da parte del GSE di una tariffa mediata (i.e., pari alla media delle tariffe premio oggetto di riduzione).

Come detto, tale facoltà deve essere esercitata entro il 31 maggio 2026 e, in tal caso, è previsto che il GSE provveda all’aggiornamento delle relative convenzioni.

EXIT STRATEGY

Oltre alla rimodulazione, l’art. 2, co. 4 del Decreto prevede anche la possibilità di una fuoriuscita anticipata dal regime incentivante, in cambio di un corrispettivo, entro un contingente massimo di 10 GW. 

Tale facoltà deve essere esercitata entro il 30 settembre 2026 e la relativa fuoriuscita diventa effettiva a decorrere dal 1° gennaio 2028.

A tal fine, la norma prevede che per quanto riguarda gli impianti che hanno aderito agli schemi di riduzione della tariffa di cui al “nuovo” spalma-incentivi sia previsto un accesso prioritario alla fuoriuscita anticipata.

Per quest’ultimi, il corrispettivo riconosciuto a fronte della fuoriuscita è pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi maturati per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e la scadenza della convenzione[1]. 

In altri termini, è prevista l’erogazione immediata di una somma, stimata, che i soggetti titolari avrebbero ricevuto in futuro, ridotta del 10%.

Di converso, per gli impianti che non hanno aderito al “nuovo” spalma-incentivi, per l’adesione al meccanismo della fuoriuscita è previsto il ricorso a una procedura competitiva, gestita dal GSE e da svolgersi entro il 30 giugno 2027 con le seguenti modalità:

1. i soggetti richiedenti presentano offerte espresse in termini di ribasso percentuale rispetto al valore base determinato ai sensi del punto ii);

2. il valore base, espresso in euro per MW, è calcolato dal GSE per ciascun impianto ed è pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e la scadenza del contratto di incentivazione (ai fini di tale calcolo, la stima della produzione attesa è determinata sulla base della media della produzione storica dell'impianto nel corso dell'ultimo quinquennio);

3. il GSE provvede a classificare le offerte pervenute in ordine decrescente rispetto al beneficio atteso per il sistema, fino a concorrenza del limite della potenza residua del contingente di 10 GW.

In definitiva, si prevedono due livelli di accesso all’“exit strategy”, nel limite della potenza complessiva di 10 GW: in via prioritaria per gli impianti che hanno aderito volontariamente al nuovo “spalma-incentivi”; in via secondaria, ove vi sia ancora “spazio”, per gli impianti che non hanno aderito a tale riduzione, tramite procedura competitiva.

MODALITÀ E CONDIZIONI DI PAGAMENTO DEI CORRISPETTIVI

Quanto alle modalità per il pagamento dei corrispettivi in favore dei soggetti selezionati (tramite accesso prioritario o procedura competitiva) è previsto che il corrispettivo sia pagato, a decorrere dal 2028, in rate costanti per dieci anni nel corso dei quali il relativo importo è rivalutato sulla base di un tasso di interesse determinato dal GSE che non dovrà essere superiore al 6%[2].

In ogni caso, è bene precisare che l’accesso al meccanismo e l’erogazione del corrispettivo sono subordinati al rinnovo integrale degli impianti ammessi. Difatti, l’art. 2, co. 4 del Decreto prevede che ai fini dell’erogazione del corrispettivo: 

1. gli impianti a fonti rinnovabili devono essere oggetto di interventi di rifacimento integrale tra il 1° gennaio 2028 ed il 31 dicembre 2030 e il rinnovo deve incrementare la producibilità dell’impianto almeno del doppio rispetto a quanto era previsto per il periodo di incentivazione residua (salvo che non si tratti di impianti con moduli collocati a terra in area agricola o con moduli non collocati a terra per i quali l’incremento della producibilità può essere pari al 40%);

2. per la realizzazione di tali interventi devono essere utilizzati esclusivamente moduli fotovoltaici iscritti al Registro delle tecnologie per il fotovoltaico[3]

In quest’ottica, il Decreto introduce una modifica al D.Lgs 190/2024 (“TU Rinnovabili”) estendendo il regime semplificato dell’attività libera agli interventi di rifacimento integrale di impianti solari fotovoltaici esistenti, abilitati o autorizzati, che insistano su aree industriali, a condizione che, a seguito dell'intervento medesimo, l'impianto continui a ricadere interamente in area industriale, a prescindere dalla potenza risultante.

Ancora, il Decreto interviene sulla modalità di remunerazione dell’energia prodotta dagli impianti oggetto di rinnovo disponendo che questi: (i) per quanto riguarda la quota di potenza correlata all’incremento di producibilità, abbiano facoltà di accedere ai meccanismi di supporto di cui agli art. 6 e ss del D.Lgs 199/2021 (es. FER-X; FER-Z); (ii) per quanto riguarda la quota di potenza preesistente all’intervento di rifacimento, abbiano l’obbligo di contrattualizzare l’energia mediante PPA ai sensi dell’art. 28 del D.Lgs 199/2021 o, in alternativa, di accedere ai sopra citati meccanismi di supporto.

Le modalità operative di accesso al meccanismo della fuoriuscita e di contrattualizzazione degli impegni assunti dai soggetti richiedenti sono state demandate – come di consueto - ad un apposito Decreto del MASE da adottarsi entro 90 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 21 maggio p.v.).

I DESTINATARI DEL RISPARMIO GENERATO DALLA MISURA

Le modalità per il riconoscimento dei (potenziali) risparmi generati dai meccanismi in parola sono demandate ad una deliberazione dell’ARERA.

In merito, l’art. 2, co. 8 del Decreto prevede che la riduzione della componente di spesa correlata agli oneri generali di sistema (ASOS) sia applicata:

• per le utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all’illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi con potenza disponibile superiore a 16,5 kW;

• per le utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione.

Diversamente, la riduzione in questione non trova applicazione relativamente:

• ai prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all’articolo 29 del DL 91/2014;

• alle utenze iscritte nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la CSEA (cd. energivori).

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CONSIDERAZIONI PRELIMINARI

Sulla base di quanto riportato nella relazione tecnica:

• la potenziale platea potrebbe comprendere circa 52.419 impianti, per una potenza complessiva di circa 13,3 GW;

• dal 2028 al 2031, considerata la fuoriuscita dal meccanismo dei Conti Energia I-IV può stimarsi una riduzione del costo dei meccanismi, e di conseguenza un minor fabbisogno di approvvigionamento ASOS, per un valore pari a 1.999 milioni per il 2028 e di 1.901 milioni di euro per il 2029, di 1.703 milioni per il 2030 e di 1.083 milioni per il 2031.

Senza voler trascurare le pur apprezzabili ambizioni del Governo di riduzione dei costi energetici, purtroppo le innovazioni in parola rischiano di incontrare una adesione poco significativa.

Lo schema ricorda, in parte, lo “spalma-incentivi” del 2014, con una differenza di non poco conto: in quel caso la rimodulazione era obbligatoria.

Diversamente, nel caso di specie il meccanismo è su adesione esclusivamente volontaria rendendo quindi notevolmente incerti gli esiti e gli effettivi benefici derivanti dalla misura in termini di decremento degli oneri di sistema.

A ben vedere, i criteri finanziari introdotti dal Decreto – caratterizzati da riduzioni delle tariffe e lievi estensioni della durata delle convezioni – non appaiono particolarmente “premianti” per i soggetti che decidono di aderire al nuovo spalma-incentivi.

Ancora, sono da valutare i limiti correlati alle modalità di remunerazione dell’energia prodotta dall’impianto su cui appaiono auspicabili dei chiarimenti da parte del MASE o in sede di conversione in Legge.

Lo stesso vale per le condizioni industriali connesse al meccanismo di fuoriuscita che si palesano particolarmente impegnative e rendono la scelta degli operatori tutt’altro che agevole: l’obbligo di rifacimento integrale, il rispetto di incrementi di producibilità tassativi, i tempi stringenti di conclusione dei lavori e l’utilizzo esclusivo di determinati moduli trasformano l’uscita anticipata dal regime incentivante in un’operazione industriale complessa che rischia di rendere poco attrattiva l’adesione agli schemi in questione e la conseguente rinuncia ai correnti (certi) flussi di cassa derivanti dai Conti Energia.

La fuoriuscita e i conseguenti interventi di rifacimento richiedono, infatti, investimenti rilevanti e una revisione complessiva dell’assetto amministrativo, contrattuale e finanziario funzionale alla vita del relativo impianto. Il riferimento è, tra l’altro, alla necessità di rinegoziare i contratti relativi alla disponibilità delle aree di impianto e, correlativamente, di rinegoziare o reperire nuovi finanziamenti.

Proprio con riferimento a tale fronte, se, da un lato, l’estensione del regime dell’attività libera agli interventi di rifacimento integrale può essere vista di buon occhio, dall’altro, bisognerà comprendere come tale regime iper-semplificato andrà ad incidere sulla revisione delle condizioni di bancabilità dei progetti in parola, attesi i maggiori profili di rischio discendenti dall’assenza di un titolo abilitativo espresso e di adeguate forme di pubblicità legale. 

In definitiva, l’attuale struttura dei meccanismi appare caratterizzata da profili di incertezza tali da reputare, quantomeno in via preliminare, difficilmente raggiungibile il contingente di 10 GW ambito dall’esecutivo, ancora di più se si considera che le finestre di adesione scadono in tempi molto rapidi (31 maggio e 30 settembre p.v.) rendendo ancor meno agevoli le imprescindibili valutazioni commerciali dei player di mercato interessati dalle disposizioni in commento.

Si tratta ora di attendere e valutare le reazioni del mercato energetico anche alla luce dei provvedimenti attuativi di competenza del MASE e delle modifiche che saranno eventualmente introdotte in sede di conversione in Legge del Decreto attualmente in discussione alla Camera.

[1] I flussi di cassa sono attualizzati utilizzando un tasso determinato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura (cfr. Art. 2, co. 4, lett. b), num. 2 del Decreto).

[2] Il tasso è determinato tenendo conto del costo medio del capitale che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici (cfr. Art. 2, co. 4, lett. e) del Decreto).

[3] Cfr. Decreto Legge 181/2023.