Con la presente nota, si intende riepilogare le principali novità introdotte nella nuova bozza del c.d. “Decreto Fer X” circolata il 31 maggio 2024, nonché commentare alcuni degli elementi critici rimasti irrisolti o emersi con la nuova bozza.
Per avere, dunque, una visione complessiva della struttura e dei contenuti del Decreto Fer X, si rimanda al nostro articolo già pubblicato in data 10 aprile 2024[1].
Contingenti di potenza messi a gara
I contingenti di potenza di volta in volta messi a gara non sono fissi, ma sono determinati, dal MASE (con il supporto tecnico di Terna e del GSE) sulla base, inter alia:
della curva di domanda;
della tecnologia;
di specifici coefficienti individuati per ciascuna zona di mercato;
dell’evoluzione attesa della domanda elettrica;
del numero di procedimenti autorizzativi avviati e conclusi;
dell’evoluzione attesa della rete di trasmissione, nonché
dei tempi di realizzazione, della vita utile e dei costi delle diverse tecnologie di fonte rinnovabile.
La curva di domanda è determinata dall’interpolazione di cinque coppie di quantità/prezzo dell’energia elettrica secondo quanto meglio dettagliato nell’Allegato 2 alla nuova bozza di decreto.
Rispetto agli altri meccanismi di incentivazione l’integrazione della regolazione del mercato è davvero marcata ma le ragioni appaiono evidenti: evitare un eccessivo aggravio sulle tariffe elettriche tenuto conto della rilevante potenza che dovrebbe essere incentivata ma anche per evitare di aggravare l’instabilità della rete e ottimizzare la gestione in sicurezza del sistema, tenuto conto del carattere non programmabile dei volumi di energia che saranno prodotti.
Nel complesso, i contingenti incentivabili sono stati ridotti per il fotovoltaico di potenza maggiore di 1 MW (da 45 a 40 GW) e incrementati per gli impianti fotovoltaici che accedono direttamente tramite iscrizione al registro, ossia quelli aventi potenza uguale o inferiore a 1 MW (da 5 a 10 GW).
Tra gli impianti fotovoltaici incentivabili ai sensi della nuova bozza, infine, rientrano ora anche gli impianti installati su specchi d’acqua.
Le tariffe
L’offerta di riduzione percentuale non è più necessariamente almeno pari al 2%, ma verrà di volta in volta determinata con la pubblicazione del bando.
Per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, la base di asta è ora diversa a seconda di condizioni di costo particolarmente elevate e condizioni di costo particolarmente basse. In particolare, sono stati infatti introdotti:
il prezzo di esercizio superiore e
il prezzo di esercizio inferiore,
rispettivamente pari a Euro 95 ed Euro 70 sia per l’eolico che per il fotovoltaico.
Nello specifico, il “prezzo di esercizio superiore” è definito come il prezzo posto a base d’asta in caso di condizioni di costo particolarmente elevate.
Il “prezzo di esercizio inferiore”, invece, è il prezzo posto a base d’asta in caso di condizioni di costo particolarmente basse.
Il “prezzo di aggiudicazione”, dunque, dovrebbe essere quello di esercizio (superiore, inferiore o, comunque, fissato in questo intervallo) decurtato della percentuale di ribasso offerta e accettata in asta. Tuttavia, la bozza di decreto, nel definire il “prezzo di aggiudicazione” sembra non aver considerato l’introduzione dei prezzi di esercizio rispettivamente superiore e inferiore, riferendosi solamente a quello superiore.
Questo disallineamento tra prezzo di aggiudicazione e prezzo di esercizio superiore/inferiore è replicato anche nella disciplina delle modalità di esecuzione delle offerte (art. 4, comma 3) e nella determinazione della curva di domanda.
I rapporti con i long-term PPA e il Mercato per il Servizio del Dispacciamento
Nella precedente versione della bozza di decreto era previsto che la quota di potenza non incentivata potesse essere oggetto di un contratto di approvvigionamento di energia elettrica a lungo termine (c.d. Long-Term PPA).
Tale previsione non aveva ragion d’essere dal momento che, a prescindere dall’incentivazione, tutta l’energia prodotta dall’impianto rimane comunque nella disponibilità del produttore.
Nella nuova bozza del decreto, dunque, è stato eliminato il riferimento alla quota parte di energia non incentivata e, ad oggi, pertanto, anche se l’intera potenza dell’impianto è oggetto di incentivazione, il produttore può liberamente sottoscrivere un Long-Term PPA per valorizzare tutta l’energia prodotta dall’impianto.
L’intervenuta sottoscrizione di un Long-Term PPA è peraltro ancora prevista tra i criteri di priorità.
Restano però da comprendere tanti aspetti relativi all’interazione tra il meccanismo CFD del Fer X e detto Long-Term PPA tra cui la natura fissa o necessariamente indicizzata e variabile del corrispettivo.
Quanto all’obbligo di partecipare al Mercato per il Servizio del Dispacciamento, lo stesso è stato esteso a tutti gli impianti aventi una potenza superiore a 1 MW, ossia a tutti quegli impianti che parteciperanno alle aste.
In questo solco, si inserisce la previsione secondo la quale il pagamento del prezzo di aggiudicazione da parte del GSE avviene sulla base della producibilità (anziché dell’effettiva immissione) nei casi di impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini impartiti dai gestori delle reti o in esito a ordini di dispacciamento disposti da Terna sul mercato del bilanciamento (MB; tipicamente ordini di limitazione della produzione ossia dell’immissione in rete) e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento. Ciò porta ad una maggiore integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili nelle logiche di mercato e, al contempo, di ridurre il rischio volume sostenuto dai medesimi impianti.
Allo stato, risulta, infine, irrisolto il rapporto tra la determinazione della tariffa incentivante di cui al Fer X e il corrispettivo che sarà fissato dal GSE, previa emanazione del relativo Decreto Ministeriale, per il c.d. “secondo Energy Release” di cui al D.L. n. 181/2023.
In particolare, si ricorda che tale ultimo meccanismo è strutturato come segue:
da un lato, le imprese energivore, a fronte del rispetto di alcuni impegni relativi alla realizzazione potranno acquistare energia elettrica da fonti rinnovabili e le relative garanzie d’origine in via anticipata per un periodo di 3 (tre) anni mediante la stipula di un contratto per differenza a due vie rispetto ad un prezzo prefissato dal GSE stesso (“Primo Contratto”) e a fronte dell’assunzione, da parte delle imprese energivore di determinati impegni (si v. infra);
dall’altro lato e dall’entrata in esercizio degli Impianti (come di seguito definiti), le imprese energivore stipulano con il GSE un contratto per differenza avente ad oggetto la restituzione, per una durata di 20 (venti) anni, della quantità di energia elettrica anticipata (e delle relative garanzie d’origine) nel periodo di cui al punto che precede (“Secondo Contratto”).
Per poter accedere al meccanismo, le imprese energivore dovranno impegnarsi, al momento della conclusione del Primo Contratto, a realizzare impianti addizionali e quindi nuova capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. In alternativa, le imprese energivore possono impegnarsi ad acquistare da soggetti terzi, tramite appositi contratti di approvvigionamento a termine l’energia rinnovabile oggetto di nuova realizzazione (Long-Term Corporate PPA). In questo secondo caso, l’impresa energivora si impegna anche per conto dei terzi produttori nei confronti del GSE per la futura restituzione dell’energia elettrica anticipata.
Ebbene, non è ancora chiaro se le relative tariffe aggiudicate ad esito delle aste di cui al FER X saranno considerate nella determinazione del corrispettivo che il GSE richiederà per l’acquisto dell’energia elettrica da parte delle imprese energivore secondo il meccanismo di cui al D.L. n. 181/2023.
Si segnala, in ogni caso, che la bozza in esame non dovrebbe essere quella definitiva. Il Direttore Generale del MASE, Noce, ha infatti recentemente dichiarato che il Ministero sta recependo le indicazioni di ARERA dirette a rendere più competitive le aste. Nel proprio parere del 6 giugno ARERA ha suggerito, in particolare (i) di introdurre un limite al numero di manifestazioni di interesse che si possono avanzare con riferimento a ciascun progetto (questo dovrebbe portare alla possibilità di partecipare a non più di tre procedure competitive nel periodo 2024-2028); (ii) di scartare (per una quota pari a una capacità minima calcolata in termini di numero di offerte o di percentuale rispetto al contingente minimo previsto dall'asta) le offerte che si si posizionano nelle ultime posizioni utili anche in caso di offerte inferiori rispetto al contingente minimo.
L’11 giugno 2024, Noce ha, infine, dichiarato che il MASE mira ad ottenere un’approvazione “temporanea” del decreto da parte della Commissione europea per un periodo “transitorio” fino al 31 dicembre 2025, al fine di avviare le procedure competitive già entro il 2024. Ne consegue, dunque, che, una volta finito tale periodo “transitorio”, sarà necessario procedere con una nuova approvazione dello schema incentivante per il successivo periodo fino al 2028.
Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj.
[1] www.advant-nctm.com/news/articoli/la-nuova-bozza-di-d-m-fer-x-modifiche-rilevanti-e-novita-principali.
