Autori

Alessia Francesca Sblendido

Associate

In data 23 aprile 2024 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”) ha pubblicato gli esiti della consultazione pubblica sul Decreto FER X avvenuta nel periodo 7 agosto 2023 – 25 settembre 2023 (la “Consultazione”).

L’obiettivo della Consultazione è stato quello di raccogliere osservazioni e spunti dalle parti interessate ad accedere al meccanismo incentivante di cui al Decreto FER X.

Alla Consultazione hanno partecipato 46 soggetti¹ riconducibili per la maggior parte a grandi imprese operanti nel settore energetico ovvero ad associazioni di categoria (i “Soggetti Partecipanti”).

1. Osservazioni generali

I temi sui quali i Soggetti Partecipanti alla Consultazione auspicano maggiori chiarimenti sono i seguenti:

• la definizione, le tempistiche di applicazione, la messa a disposizione e la metodologia per l’applicazione dei coefficienti sul prezzo d’aggiudicazione;
• le caratteristiche dell’algoritmo di selezione e dei relativi criteri di priorità compresa la loro modalità d’utilizzo;
• la definizione, le tempistiche di applicazione e la messa a disposizione dei dati dei contingenti;
• le casistiche in cui le variazioni della normativa di riferimento comportano la possibilità di modifica del contratto da parte del Gestore
• dei Servizi Energetici (“GSE”), in quanto in molti non condividono la possibilità che la società apporti unilateralmente modifiche allo stesso e in particolare al prezzo di riferimento;
• la documentazione per l’accesso al meccanismo. Viene chiesto, ad esempio, di chiarire se si può accedere con la sola autorizzazione ambientale positiva (“VIA”) o se bisogna aver completato l’iter di Autorizzazione Unica (“AU”), e se, in assenza di particolari vincoli, è possibile per il proponente optare per la Procedura Abilitativa Semplificata (“PAS”) oppure per la Dichiarazione di Inizio Lavori Asseverata (“DILA”);
• le tipologie di interventi che hanno accesso al meccanismo, e in particolare quali interventi di “rifacimento” e “potenziamento” siano inclusi e in quale contingente;
• la richiesta degli operatori di tenere in considerazione per la definizione di tutte tempistiche e dei relativi eventuali oneri a carico dell’operatore, gli effettivi tempi di connessione degli impianti e di ottenimento dei titoli autorizzativi;
• la richiesta di una maggior diffusione del Power Purchase Agreement (“PPA”), considerati un aiuto allo sviluppo di nuova capacità da fonti energetiche rinnovabili che non genera aggravi per il consumatore elettrico.

2. Aspetti generali del meccanismo di supporto e procedure competitive

L’obiettivo del raggiungimento di 5 GW previsto dal Decreto FER X viene considerato non soddisfacente dalla maggior parte dei Soggetti Partecipanti.

Per quanto riguarda, invece, l’accesso tramite asta, la maggior parte dei Soggetti Partecipanti ha concordato con i contingenti individuati. Molti, tuttavia, hanno proposto delle modifiche, quali ad esempio:

• aumento di uno specifico contingente;
• creazione di nuovo contingente;
• meccanismi di riallocazione della potenza non assegnata;
• ridefinizione dei contingenti al fine di favorire lo sviluppo dei PPA.

In particolare, per gli impianti fotovoltaici la maggior parte dei Soggetti Partecipanti ha richiesto contingenti separati tra il fotovoltaico a terra e il fotovoltaico su tetto, vista la peculiarità delle due tipologie d’istallazione.

Con riferimento ai requisiti di accesso individuati, i Soggetti Partecipanti hanno proposto alcune modifiche ritenendole necessarie. In particolare:

• l’incremento della soglia di potenza per l’accesso diretto;

• l’aggiunta dei criteri ESG per determinare l’accesso al meccanismo;
• la reintroduzione del requisito specifico che attesti la capacità finanziaria ed economica del soggetto partecipante in relazione all’entità dell’intervento;
• l’aumento della percentuale applicata per la quantificazione della cauzione provvisoria;
• la determinazione della cauzione definitiva tramite la metodologia applicata nelle aste vigenti.

I Soggetti Partecipanti hanno apprezzato le logiche alla base della procedura di valutazione accelerata (alcuni hanno richiesto di utilizzarla indipendentemente dalla potenza).

In merito alla restituzione degli incentivi netti fruiti in caso di recesso anticipato dal contratto, è opinione diffusa che la metodologia individuata sia efficace. In particolare, però, viene chiesto (i) di diminuire la percentuale per la determinazione della penale, ritenuta un limite massimo eccessivo soprattutto per impianti utility scale, (ii) di eliminarla nel caso che l’uscita sia dovuta alla sottoscrizione di un PPA ovvero avvenga dopo un dato periodo, (iii) di calcolarla come il minimo tra gli incentivi fruiti e un corrispettivo massimo definito in maniera proporzionale in funzione della potenza complessiva dell’impianto e del periodo residuo di contrattualizzazione eventualmente con un cap del 20% del costo di investimento standard dell’impianto.

In merito alla definizione dei coefficienti e dei contingenti, da un lato i Soggetti Partecipanti hanno espresso parere favorevole, dall’altro hanno rilevato la necessità di conoscere con tempistiche adeguate le procedure d’asta, i coefficienti e i criteri di selezione, nonché la necessità di prediligere specifiche categorie d’intervento, di raggiungere gli obiettivi 2030 e di non ostacolare lo sviluppo dei PPA.

3. Criteri di selezione dei progetti e tempi di realizzazione delle iniziative

La maggior parte dei Soggetti Partecipanti ha concordato con l’introduzione del criterio di priorità basato sulla massima riduzione offerta rispetto al prezzo di esercizio in esito alle procedure competitive determinato tramite i coefficienti.

Con riferimento, invece, ai tempi massimi individuati per la realizzazione degli interventi, diversi Soggetti Partecipanti hanno proposto per una o più fonti l’innalzamento dei tempi previsti, chiedendo di tenere in considerazione parametri quali: la potenza e/o la tipologia d’intervento, l’ottenimento dei titoli autorizzativi, i tempi di realizzazione della connessione e quelli dovuti agli approvvigionamenti.

4. Tempistiche e parametri di assegnazione

In merito alla tempistica prevista per la comunicazione della data d’entrata in esercizio dell’impianto, la maggior parte dei Soggetti Partecipanti ha ritenuto che sia esigua e ne ha richiesto l’innalzamento, vista l’ingente mole di documentazione necessaria per la richiesta d’accesso da trasmettere al GSE.

In relazione alla scelta del riferimento per il prezzo, la maggior parte dei Soggetti Partecipanti ha ritenuto preferibile l’utilizzo del prezzo del Mercato del Giorno Prima perché cautelativo nei confronti dei produttori e del mercato e perché caratterizzato da complessità e incertezza inferiore rispetto ad altre soluzioni.

In merito all’utilizzo dell’energia elettrica producibile dall’impianto, in luogo della produzione netta immessa per il riconoscimento dei pagamenti, la maggior parte degli operatori ha apprezzato la riduzione del rischio volume in capo ai produttori rinnovabili. Tuttavia, ad avviso di molti operatori, si rischia di introdurre una discriminazione in capo agli altri impianti rinnovabili, non contrattualizzati nell’ambito degli strumenti previsti dal Decreto FER X che sarebbero esclusi da tale agevolazione.

5. Definizione e aggiornamento del prezzo di aggiudicazione e di esercizio

Relativamente alla definizione di un prezzo di esercizio unico, i Soggetti Partecipanti hanno evidenziato sia che per ogni tecnologia vi sono dei costi specifici che spesso differiscono in funzione della taglia e/o della localizzazione degli impianti, sia che il costo di produzione dell’energia (“LCOE”) è prevalentemente determinato dal costo di investimento (Capex), che nel comparto delle rinnovabili è caratterizzato da forti economie di scala.

La maggior parte dei Soggetti Partecipanti ritiene necessario che venga data trasparenza sui driver tecnici ed economici utilizzati per la definizione e l’aggiornamento dei prezzi, e contemporaneamente che gli stessi siano il più possibile aggiornati e aderenti alle dinamiche dei costi delle materie prime e in generare ai costi di produzione delle diverse tecnologie.

Con riferimento, invece, all’aggiornamento del prezzo d’aggiudicazione e di esercizio in funzione delle dinamiche inflattive, la maggior parte degli operatori è d’accordo. Alcuni Soggetti Partecipanti hanno proposto l’utilizzo di un indice maggiormente rappresentativo dell’effettivo andamento dei costi delle tecnologie rinnovabili rispetto all’indice generico dei prezzi al consumo citato nella Consultazione.

Infine, alcuni operatori hanno espresso l’opportunità di considerare per il calcolo dell’inflazione la data effettiva di entrata in esercizio dell’impianto in

luogo della “data di entrata in esercizio attesa degli impianti”, al fine di evitare comportamenti opportunistici degli operatori.

Per maggiori dettagli si invita a contattare il nostro Team Energy e a visionare gli esiti della Consultazione al seguente  link >

Scarica l’alert redatto dal Team Energy >

1. Dei 46 soggetti che hanno partecipato alla Consultazione, circa il 52% ritiene di partecipare direttamente ai bandi che saranno pubblicati, la percentuale sale al 70% se si includono le associazioni che parteciperanno indirettamente tramite i propri iscritti. Si evidenzia infine che una quota pari al 9% dei partecipanti non ha fornito alcuna risposta nel merito. ↩︎