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10/04/2024
Energia e Infrastrutture

La nuova bozza di D.M. “FER X”: modifiche rilevanti e novità principali

  1. Introduzione

A partire dai primi giorni di marzo ha cominciato a circolare una nuova bozza di decreto ministeriale del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (c.d. “FER X” e, di seguito anche, il “Decreto”), attuativo degli artt. 6 e 7 del D. Lgs. n. 199/2021 e recante disposizioni per la definizione di nuovi meccanismi di supporto per l’energia prodotta da fonti energetiche rinnovabili. Di seguito vengono analizzati gli aspetti di maggiore rilevanza della bozza di Decreto.

Il FER X ha lo scopo di sostenere la produzione di energia da parte di impianti alimentati da fonti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato e in particolare tramite le seguenti tipologie di impianti:

(i) impianti solari fotovoltaici;
(ii) impianti eolici;
(iii) impianti idroelettrici
(iv) impianti di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.

Riguardo le definizioni introdotte, devono segnalarsi, inter alia:

  • l’“integrale ricostruzione di un impianto diverso da idroelettrico”, la quale indica un intervento realizzato su un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori di ricostruzione, preesisteva un altro impianto di produzione di energia elettrica, di cui possono essere riutilizzate le sole infrastrutture elettriche, le opere infrastrutturali interrate e gli edifici connessi al funzionamento dell’impianto preesistente[1];
  • l’“impianto multi-sezione”, ossia l’impianto composto da più sezioni che confluiscono su un unico punto di connessione alla rete e che soddisfa i seguenti requisiti: l’unicità del soggetto titolare delle sezioni di impianto; la presenza di autonoma apparecchiatura di misura dell’energia prodotta in ogni sezione[2] e la connessione in parallelo alla rete dell’ultima sezione entro e non oltre due anni dalla data di entrata in esercizio della prima sezione;
  • la “potenza nominale di un impianto”, somma, espressa in MW, delle potenze elettriche nominali degli alternatori (ovvero, ove non presenti, dei generatori) che appartengono all’impianto stesso, ove la potenza nominale di un alternatore è determinata moltiplicando la potenza apparente nominale, espressa in MVA, per il fattore di potenza nominale riportati sui dati di targa dell’alternatore medesimo, in conformità alla norma CEI EN 60034, con le seguenti eccezioni:

i. per gli impianti eolici, la potenza è la somma delle potenze nominali dei singoli aerogeneratori che compongono l’impianto, come definite ai sensi della normativa CEI EN 61400; laddove il singolo aerogeneratore abbia una potenza nominale uguale o inferiore a 0,5 MW, si applica la definizione di cui supra;
ii. per gli impianti idroelettrici, la potenza è pari alla potenza nominale di concessione di derivazione dell’acqua;
iii. per gli impianti fotovoltaici, la potenza nominale è determinata dal minor valore tra la somma delle singole potenze nominali di ciascun modulo fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni STC (Standard Test Condition) e la potenza nominale del gruppo di conversione cc/aa, come definite dalle pertinenti norme del Comitato elettrotecnico italiano (CEI), espressa in kW.

Sono altresì incentivati, ai sensi della bozza di Decreto, oltre agli interventi di nuova costruzione, gli interventi di riattivazione di impianti dismessi, di integrale ricostruzione ed i potenziamenti di impianti esistenti[3], anche con riferimento ad impianti per i quali è prevista la sottoscrizione di contratti di approvvigionamento di energia elettrica a lungo termine. Relativamente a quest’ultima ipotesi, l’accesso al meccanismo di supporto è consentito in funzione della potenza complessiva dell’impianto e limitatamente alla quota di potenza per la quale non sia stato sottoscritto il contratto di approvvigionamento dell’energia elettrica a lungo termine[4].

Seconda l’attuale bozza, il Decreto prevede una durata della sua applicazione:

  • fino al 31 dicembre 2028 o,
  • per gli impianti di potenza nominale inferiore o uguale ad 1 MW, alla data di raggiungimento della somma di 5 GW di potenza finanziata, qualora tale data risulti antecedente al termine del 31 dicembre 2028.

Il contingente di energia incentivabile con le procedure d’asta per il quinquennio 2024-2028 ammonta ad un totale di 62,15 GW, riservando:

(a) 45 GW per il fotovoltaico[5];
(b) 16,5 GW per l’eolico;
(c) 0,63 GW per l’idroelettrico;
(d) 0,02 GW per i gas residuati dai processi di depurazione.

 

  1. Impianti FER con potenza uguale o inferiore a 1 MW

Secondo l’art. 3 della bozza di Decreto, accedono direttamente al meccanismo di supporto gli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (di seguito “Impianti FER”) con potenza inferiore o uguale a 1 MW, a patto che i relativi lavori siano stati avviati successivamente all’entrata in vigore del Decreto (per la determinazione della data di avvio dei lavori si osservi quanto esposto a proposito dell’art. 3, commi 5 e 6 infra) e che gli stessi impianti siano in possesso dei requisiti prestazionali e di tutela ambientali “necessari anche per rispettare il principio del “Do No Significant Harm (DNSH)[6], nonché i requisiti di cui all’Allegato 2 e declinati nelle regole operative di cui all’articolo 10”.

Tali impianti beneficiano di un prezzo di aggiudicazione pari al prezzo di esercizio, definito dall’Allegato 1 della bozza di Decreto per ogni fonte, come segue:

  • per la fonte fotovoltaica: 85 €/MWh[7];
  • per la fonte eolica: 80 €/MWh;
  • per la fonte idraulica: 110 €/MWh;
  • per i gas residuati dai processi di depurazione: 100 €/MWh.

 

  1. Impianti FER con potenza superiore a 1 MW

Di contro, gli Impianti FER di potenza superiore ad 1 MW accedono al meccanismo di supporto previsto dal Decreto, attraverso la partecipazione a procedure competitive, nei limiti di contingenza sopra indicati, dove i partecipanti sono tenuti ad offrire un ribasso sui prezzi di aggiudicazione sopra indicati. Il ribasso offerto non può essere inferiore al 2% dei suddetti prezzi di aggiudicazione.

Per poter risultare aggiudicatari, devono essere integrati i seguenti requisiti:

a) possesso del titolo autorizzativo o, su richiesta del produttore, del provvedimento favorevole di valutazione d’impatto ambientale di cui al D. Lgs. n. 152/2006 (“VIA”)[8];
b) preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva;
c) conformità ai requisiti prestazionali e alle norme nazionali ed unionali in materia di tutela ambientale necessari anche per rispettare il principio DNSH, nonché ai requisiti di cui all’Allegato 2 del Decreto e declinati nelle regole operative.
d) possesso di una dichiarazione di un istituto bancario attestante la capacità finanziaria ed economica del soggetto partecipante in relazione all’entità dell’intervento, tenuto conto della redditività attesa dall’intervento stesso e della capacità finanziaria ed economica del gruppo societario di appartenenza, ovvero, in alternativa, l’impegno del medesimo istituto a finanziare l’operazione.

Riguardo il tema del rispetto del principio DNSH, rilevante tanto per l’accesso diretto al meccanismo di sostegno tanto per la partecipazione alle procedure competitive per l’accesso allo stesso, è utile ricordare che, ai sensi del Regolamento (UE) n. 241/2021 (istitutivo del Dispositivo di Ripresa e Resilienza)[9], nell’ambito dei singoli Piani nazionali possono essere finanziate esclusivamente le misure che rispettano il principio DNSH. L’introduzione di tale principio si deve al Regolamento (UE) n. 2020/852 (c.d. Regolamento Tassonomia), il quale introduce una classificazione delle attività economiche sostenibili sulla base del loro impatto su sei obiettivi ambientali e, in particolare, definisce un’attività economica arrecante un danno significativo:

  1. alla mitigazione dei cambiamenti climatici, se tale attività conduce a significative emissioni di gas a effetto serra;
  2. all’adattamento ai cambiamenti climatici, se tale attività conduce ad un peggioramento degli effettivi negativi sul clima attuale e futuro previsto sull’attività stessa o sulle persone, sulla natura o sugli attivi;
  3. all’uso sostenibile e alla protezione delle acque e delle risorse marine, se tale attività nuoce al buono stato o al buon potenziale ecologico dei corpi idrici, comprese le acque di superficie e sotterranee e al buono stato ecologico delle acque marine;
  4. all’economia circolare, compresi la prevenzione ed il riciclaggio di rifiuti, se:
  • tale attività conduce a inefficienze significative nell’uso dei materiali o nell’uso diretto o indiretto di risorse naturali quali le fonti energetiche non rinnovabili, le materie prime, le risorse idriche e il suolo, in una o più fasi di vita dei prodotti, anche in termini di durabilità, riparabilità, possibilità di miglioramento, riutilizzabilità o riciclabilità dei prodotti;
  • tale attività comporta un aumento significativo della produzione, dell’incenerimento o dello smaltimento dei rifiuti, ad eccezione dell’incenerimento di rifiuti pericolosi non riciclabili;
  • lo smaltimento a lungo termine dei rifiuti potrebbe causare un danno significativo e a lungo termine all’ambiente;
  1. alla prevenzione e alla riduzione dell’inquinamento, se tale attività comporta un aumento significativo delle emissioni di sostanze inquinanti nell’aria, nell’acqua o nel suolo, rispetto alla situazione preesistente al suo avvio;
  2. alla protezione e al ripristino della biodiversità e degli ecosistemi, se tale attività nuoce in misura significativa alla buona condizione e alla resilienza degli ecosistemi o nuoce allo stato di conservazione degli habitat e delle specie, compressi quelli di interesse per l’Unione[10].

Oltre alle particolari cause di esclusione previste dal comma 4, il comma 5 dell’art. 3 della bozza di Decreto nega l’accesso agli incentivi agli impianti i cui lavori di realizzazione siano stati avviati prima della presentazione dell’istanza di partecipazione alle stesse procedure competitive. A tal proposito, il comma 6 dello stesso art. 3 ribadisce che l’avvio dei lavori coincide con il momento dell’assunzione della prima obbligazione che rende l’investimento irreversibile (e.g. l’ordine delle attrezzature o l’avvio dei lavori di costruzione, non rientrando in quest’ultimi l’acquisto dei terreni e le opere propedeutiche quali l’ottenimento dei permessi e lo svolgimento di studi preliminari di fattibilità). A tal proposito, essendo tale disposizione pressoché identica a quella contenuta nel D.M. 15 settembre 2022 (recante incentivi per la produzione di biometano), sembra potersi applicare anche in quest’ambito l’interpretazione resa dal GSE in una FAQ successiva all’entrata in vigore dello stesso D.M. 15 settembre 2022 e riguardante la data di avvio dei lavori, in cui si chiariva, inter alia, che “non costituisce un fermo impegno alla realizzazione dell’impianto la stipula di un contratto di fornitura la cui validità è (sospensivamente) condizionata all’ammissione in posizione utile in una graduatoria indetta dal GSE”[11].

In aggiunta, si segnala che ai fini della partecipazione alle procedure competitive, i soggetti responsabili sono tenuti a presentare una cauzione provvisoria e una cauzione definitiva (le cui modalità di erogazione, di escussione e, con specifico riferimento alla cauzione provvisoria, anche il suo ammontare, saranno individuate dalle regole operative del GSE di cui all’art. 10 della Decreto). Con specifico riferimento alla cauzione definitiva, l’ammontare è fissato nella misura del 10% del costo dell’investimento (così come determinato dall’Allegato 1 della bozza di Decreto)[12]. Tale previsione rappresenta un’innovazione, poiché il D.M. 4 luglio 2019 (c.d. “FER 1”), all’art. 15, comma 3, stabilisce che la cauzione definitiva sia determinata nella misura del 10% del costo di investimento previsto per la realizzazione dell’impianto, “convenzionalmente fissato al 90% dei costi di cui alla tabella 1 dell’Allegato 2 del decreto 23 giugno 2016”.

Per le procedure svolte nel 2024, i prezzi di esercizio posti a base d’asta sono quelli indicati nell’Allegato 1 della bozza di Decreto, cioè gli stessi prezzi indicati per l’accesso diretto al meccanismo di sostegno sopra indicati. Degna di menzione è anche la previsione del comma 5 dell’art. 4, in forza della quale i valori dei prezzi di esercizio saranno aggiornati, in fase di pubblicazione dei singoli bandi, da parte del GSE su base mensile, facendo riferimento all’indice nazionale dei prezzi al consumo per l’intera collettività, al fine di tener conto dell’inflazione media cumulata tra la data di entrata in vigore del Decreto ed il mese di pubblicazione del bando afferente alla singola procedura.

Nell’ambito della partecipazione alle aste, a parità di ribasso percentuale offerto all’esito dell’applicazione dei coefficienti di cui all’art. 4, comma 8, costituiscono criteri di priorità:

a) la rimozione integrale della copertura in eternit o comunque contenente amianto (esclusivamente per gli impianti fotovoltaici), per cui è altresì prevista una correzione del prezzo di aggiudicazione, vedi infra;
b) la realizzazione su aree identificate come idonee in attuazione dell’art. 20 del D. Lgs. n. 199/2021 (c.d. “Decreto aree idonee”);
c) la presenza di un sistema di accumulo dell’energia a servizio dell’impianto che garantisca almeno una modulazione giornaliera dell’energia elettrica, secondo i criteri definiti nelle regole operative di cui all’art. 10 del Decreto;
d) la sottoscrizione di un contratto di approvvigionamento di energia (c.d. “Power Purchase Agreement” o “PPA”) di lungo termine di durata almeno decennale, con le modalità previste dall’art. 3, comma 9;
e) l’anteriorità della data ultima di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.

A proposito dei tempi massimi per la realizzazione degli interventi a seguito della partecipazione alle procedure competitive, l’art. 7 stabilisce le seguenti tempistiche d’entrata in esercizio per gli impianti di nuova costruzione che risultino in posizione utile nelle rispettive graduatorie:

a) 21 mesi per gli impianti fotovoltaici;
b) 34 mesi per gli impianti eolici;
c) 54 mesi per gli impianti idroelettrici;
d) 54 mesi per gli impianti di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.[13]

Con riferimento ai nuovi rifacimenti, il Decreto prevede, invece, i seguenti termini per l’entrata in esercizio:

  • 19 mesi per gli impianti eolici;
  • 39 mesi per gli impianti idroelettrici;
  • 27 mesi per gli impianti di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.[14]

Il mancato rispetto dei suddetti termini comporta una decurtazione del prezzo di aggiudicazione nella misura dello 0,2% per ogni mese di ritardo per i primi nove mesi, e dello 0,5% per i successivi sei mesi, nel limite massimo di quindici mesi, oltre il quale il GSE dichiara la decadenza dalla graduatoria ed escute la cauzione definitiva.

 

  1. Previsioni comuni a tutti gli impianti

Un’importante novità inserita nell’art. 9, comma 3, della bozza di Decreto, consiste nell’aggiornamento da parte del GSE del prezzo di aggiudicazione sulla base del tasso di variazione annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevati dall’ISTAT, per tenere conto dell’inflazione registrata:

a) nel periodo intercorso tra la data in cui si tiene la procedura competitiva e la data di entrata in esercizio attesa dell’impianto, con un’indicizzazione sul 100% del prezzo di aggiudicazione;
b) nell’arco temporale della durata del contratto a partire dalla data di entrata in esercizio effettiva dell’impianto, con una indicizzazione parziale del prezzo di aggiudicazione commisurata alla quota dei costi di gestione e manutenzione dello stesso impianto, così come definita nelle regole operative.

Entro 60 giorni dalla data di pubblicazione del Decreto, Terna S.p.A., in collaborazione con il GSE, trasmetterà al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”), per la sua approvazione, una proposta di progressione temporale dei contingenti messi a disposizione per i successivi 5 (cinque) anni, articolata per tipologia, secondo il formato della Tabella 1 di cui all’art. 4 della bozza di Decreto. Entro lo stesso termine, Terna S.p.A. ed il GSE trasmetteranno al MASE, per la sua approvazione, una proposta di coefficienti da applicare alle offerte di riduzione del prezzo di esercizio presentate per ciascuna zona di mercato ai fini della definizione delle graduatorie (art. 4, commi 7 e 8).

Ai sensi dell’art. 9, comma 4, della bozza di Decreto, sia per gli impianti che accedono direttamente agli incentivi, sia per quelli che partecipano alle aste, il GSE eroga il contributo previsto per un periodo pari alla vita utile convenzionale degli impianti, indicata nell’Allegato 1 (i.e. 20 anni per gli impianti di ogni fonte).

Secondo lo stesso art. 9, l’erogazione del prezzo di aggiudicazione si configura come:

a) pagamento da parte del GSE al produttore, a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, di una tariffa omnicomprensiva per gli impianti di potenza non superiore a 200 kW. Di conseguenza il GSE provvede al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica prodotta, ferma restando la facoltà dei titolari di tali impianti di aderire al meccanismo di cui all’art. 9, comma 1, lett. b (c.d. “contratto per differenza a due vie”);
b) pagamento da parte del GSE al produttore, a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, di un contributo di importo pari alla differenza tra il prezzo di aggiudicazione determinato in esito a procedura d’asta e il maggior valore tra 0 e il prezzo zonale dell’energia elettrica, restando al produttore la disponibilità dell’energia elettrica prodotta e la possibilità di valorizzare quest’ultima sul mercato. Qualora la suddetta differenza risulti positiva, il GSE eroga tale differenza sotto forma di corrispettivo; nel caso di differenza negativa, il GSE conguaglia o provvede a richiedere al titolare la differenza.

Giova altresì segnalare che, ai sensi dell’art. 9, comma 5 (ferme restando le determinazioni dell’ARERA in materia di dispacciamento) gli impianti che accedono alle procedure competitive ed aventi potenza superiore a 6 MW hanno un obbligo di abilitazione alla fornitura di servizi di dispacciamento secondo le modalità di cui al comma 8, lett. b. Di contro, per gli impianti aventi potenza inferiore a tale soglia che partecipano alle procedure competitive, tale abilitazione è facoltativa.

Una previsione altrettanto importante è contenuta al comma 6 dello stesso art. 9 della bozza di Decreto, secondo cui il GSE calcola l’ammontare dei pagamenti del prezzo di aggiudicazione sulla base dell’energia producibile dell’impianto, in luogo della produzione netta immessa in rete, nei casi di:

a) impianti soggetti a fermate derivanti da ordini impartiti dai gestori delle reti al di fuori del mercato per il servizio del dispacciamento al fine della risoluzione di vincoli di rete locali e/o da cause di forza maggiore;
b) prezzi zonali nulli o negativi sul Mercato del Giorno Prima, ma nei limiti della somma del programma in entrata nel Mercato del Bilanciamento e della potenza offerta a prezzo nullo, o negativo, a salire sul Mercato del Bilanciamento;
c) impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini di dispacciamento disposti da Terna S.p.A. sul Mercato del Bilanciamento e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento mediante l’accettazione di offerte a scendere che devono essere presentate a prezzo non inferiore a zero[15].

Secondo quanto previsto dall’art. 10 della bozza di Decreto, la proposta di regole operative per l’accesso agli incentivi dovrà essere emanata dal GSE e trasmessa al MASE, per l’approvazione, entro 30 (trenta) giorni dall’entrata in vigore dello stesso Decreto.

Le regole operative definiranno, tra l’altro, i modelli per le istanze per l’accesso diretto al meccanismo di supporto e la partecipazione alle procedure di accesso allo stesso, le modalità di accesso semplificato per gli impianti che hanno accesso diretto agli incentivi di cui al Decreto anche in modo integrato con l’iter di connessione semplificato del modello unico ai sensi dell’art. 25, comma 4, del D. Lgs. n. 199/2021, le modalità di erogazione ed escussione della cauzione provvisoria e definitiva, gli obblighi a carico dei soggetti beneficiari ed il calendario di dettaglio delle procedure da svolgere e le modalità con le quali viene automaticamente riallocata la potenza eventualmente non assegnata. Ai sensi del comma 3 del medesimo art. 8, il GSE emana il primo avviso pubblico entro 30 giorni dall’entrata in vigore del Decreto.

Per quanto riguarda le condizioni di cumulabilità degli incentivi di cui al Decreto, l’art. 12 chiarisce che il meccanismo di sostegno sia cumulabile con:

a) contributi in conto capitale (nella misura massima del 40% del costo dell’investimento) esclusivamente per gli impianti di nuova costruzione;
b) fondi di garanzia e fondi di rotazione;
c) agevolazioni fiscali nella forma di credito di imposta o di detassazione dal reddito di impresa degli investimenti in macchinari ed apparecchiature.

In tali casi di cumulo degli incentivi con contributi in conto capitale, il prezzo di aggiudicazione è rimodulato applicando il fattore percentuale (1 – F), dove F rappresenta il parametro che varia linearmente da 0 (laddove non vi sia nessun contributo in contro capitale) a 35% (laddove il contributo in conto capitale assegnato o riconosciuto sia pari al 40% del costo dell’investimento (Allegato 1, punto 2). Si registra pertanto, rispetto alle previsioni del D.M. “FER 1”, a parità di entità di contributo in conto capitale, un aumento del fattore percentuale di riduzione dell’incentivo.

A titolo di esempio, nel caso di contributo in conto capitale pari al 40% del costo dell’investimento, il prezzo di aggiudicazione per un impianto fotovoltaico di nuova costruzione pari a 85,00 €/MWh sarà ridotto nella misura del 35% e sarà dunque pari a 55,25 €/MWh.

Due ulteriori ipotesi di correzione del prezzo di aggiudicazione (tra loro cumulabili) sono previste dallo stesso Allegato 1 (punto 2) della bozza di Decreto per:

i. gli impianti fotovoltaici in sostituzione di eternit o amianto (+35 €/MWh);
ii. gli impianti fotovoltaici realizzati su coperture qualora la potenza dell’impianto sia inferiore o uguale a 1 MW (+10 €/MWh).

Infine, l’Allegato 1 (punto 3) della bozza di Decreto prevede che, per gli interventi di integrale ricostruzione, rifacimento e potenziamento, al prezzo di aggiudicazione, determinato con le modalità di cui all’art. 9, si applichino le condizioni e le modalità previste dal D.M. “FER 1”, facendo riferimento ai costi di investimento previsti per la realizzazione dell’impianto di cui alla Tabella 1 dello stesso Allegato 1 alla Bozza di Decreto.

 

  1. Progetti di grandi dimensioni

La procedura di valutazione accelerata per i progetti di grandi dimensioni, prevista dall’art. 6 della bozza di Decreto, rappresenta sicuramente un elemento di notevole interesse per gli operatori del settore. Tale procedura prevede, per gli impianti di potenza superiore a 10 MW, la possibilità per il proponente[16] di formulare una specifica richiesta, congiunta alla domanda di autorizzazione unica, affinché il GSE esamini il progetto in via telematica parallelamente al procedimento di istruttoria di cui all’art. 5 del D. Lgs. n. 28/2011 e, entro 30 giorni dalla data di rilascio dell’autorizzazione unica, rilasci al proponente una qualifica di idoneità alla richiesta di accesso al meccanismo di supporto.

La conseguenza per gli impianti dotati della qualifica di idoneità risiede nel fatto che, qualora quest’ultimi partecipino alla prima gara utile ai sensi del Decreto, essi non siano tenuti all’invio della documentazione afferente all’ottenimento del titolo abilitativo.

 

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, Giovanni De Luca e Ernesto Rossi.

 

[1] Se gli impianti realizzati sono ubicati su aree interessati da vincoli sopravvenuti alla realizzazione dell’impianto preesistente, l’intervento di ricostruzione può riguardare solo le opere, le infrastrutture e gli edifici non ricadenti nelle zone vincolate.

[2] Ognuna avente autonomo codice sezione e codice “UP” così come identificati nel sistema Gaudì di Terna.

[3] Per gli interventi di potenziamento l’accesso al meccanismo di supporto è consentito limitatamente alla nuova sezione di impianto ascrivibile al potenziamento.

[4] In tal caso, il requisito dell’obbligo di abilitazione alla fornitura dei servizi di dispacciamento di cui all’art. 9, comma 5 (vedi infra) è da intendersi rispettato per la potenza complessiva dell’impianto.

[5] L’Allegato 2 della bozza di Decreto fissa i requisiti specifici per l’accesso agli incentivi per ogni tipologia di impianto. Con riferimento agli impianti fotovoltaici, viene specificato che gli impianti fotovoltaici includono gli impianti agrivoltaici (Allegato 2, punto 3).

[6] Il principio del “Do No Significant Harm” (“DNSH”) consiste nel “non arrecare un danno significativo” all’ambiente. Alla luce dell’art. 10 della bozza di Decreto, le regole operative del Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A. (di seguito il “GSE”) disciplineranno i requisiti costruttivi, prestazionali e di tutela ambientale cui devono conformarsi gli impianti anche al fine di rispettare il principio DNSH e gli schemi di avviso pubblico per ciascuna delle procedure previste, in conformità al medesimo principio.

[7] Sono compresi gli impianti fotovoltaici su terreni agricoli ai sensi dell’art. 4-ter, comma 2, del D.L. n. 181/2023 (c.d. “Decreto Energia”), convertito con Legge n. 11/2024.

[8] Art. 3, commi 2 e 3 della bozza di Decreto.

[9] Regolamento (UE) n. 241/2021, consultabile al link: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:32021R0241 .

[10] Art. 13 del Regolamento (UE) n. 2020/852, consultabile al link: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:32020R0852 .

[11] FAQ pubblicata in data 21 aprile 2023 sul portale di Assistenza Clienti del sito del GSE, consultabile al seguente link: https://supportogse.service-now.com/csm?id=faq&sys_id=2f2bc31ec3d2a114ff379b6ce00131d2.

[12] Ai sensi dell’Allegato 1, punto 1, della Bozza di Decreto, il costo dell’investimento è fissato a:

  • 900 €/kW per il fotovoltaico;
  • 1.300 €/kW per l’eolico;
  • 4.800 €/kW per l’idroelettrico;
  • 7.000 €/kW per i gas residuati dai processi di depurazione.

[13] Per gli impianti nella titolarità delle Pubbliche Amministrazioni, i termini sono incrementati di sei mesi.

[14] Idem.

[15] Le previsioni di cui all’art. 9, comma 6, lett. b) e c), non si applicano agli impianti non soggetti all’obbligo di abilitazione alla fornitura di servizi di dispacciamento e agli impianti per cui tale abilitazione non venga decisa. Per gli impianti non abilitati di potenza superiore a 200 kW ed inferiori a 6 MW, l’erogazione è sospesa nelle ore in cui si registrino sul Mercato del Giorno Prima prezzi pari a 0 o negativi, ove previsto nel regolamento del mercato elettrico italiano, per un periodo superiore a 6 ore consecutive. Pertanto, il periodo di diritto al meccanismo di supporto è calcolato al netto delle ore totali in cui si è registrata la sospensione (art.9, comma 7).

[16] Deve osservarsi che, ai fini dell’art. 6, sono esclusi gli impianti di titolarità delle amministrazioni locali, previsti e finanziati nell’ambito delle misure sperimentali ed innovative del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza.

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