Decreto rinnovabili - cosa ne pensa l’ARERA
Nel suo parere sul decreto di incentivazione delle energie rinnovabili l’ARERA esprime un generale apprezzamento, ma non manca di sottolineare qualche criticità. Ora si attende il punto di vista della Conferenza Stato-Regioni.
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A pochi giorni dal via libera del Ministero dell’Ambiente, arriva il parere dell’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) sul decreto di incentivazione delle energie rinnovabili.
Bene i meccanismi delle aste competitive e dei registri, che però andrebbero migliorati anche attraverso contingenti differenziati per fonte e per area geografica, sottolinea l'Autorità. Attenzione ai PPA, i contratti di lungo termine: uno strumento che l’Autorità definisce utile e che potrebbe contribuire allo sviluppo delle rinnovabili, ma che desta qualche perplessità.
Ecco, nel dettaglio, le principali annotazioni di ARERA sul decreto FER.
L’Authority esprime anzitutto un generale apprezzamento per gli aspetti migliorativi introdotti nello schema di decreto e richiama alcuni aspetti che richiedono particolare attenzione.
Soglia di separazione tra feed in tariff e feed in premium variabile
Bene la revisione al ribasso rispetto al precedente decreto ministeriale, da 500 kW a 100 kW, della soglia al di sotto della quale l’energia elettrica immessa viene commercialmente ritirata dal GSE anziché rimanere nella titolarità del produttore.
Tale previsione, infatti, aumenta la platea degli impianti in relazione ai quali i produttori partecipano direttamente al mercato dell’energia elettrica.
Registri e procedure concorsuali per la selezione degli impianti incentivati
Pienamente condivisibile anche l’estensione dell’allocazione degli incentivi attraverso aste competitive, riducendo la taglia minima di ammissione da 5 MW a 1 MW, essendo tale strumento il migliore per favorire la concorrenza fornendo adeguate garanzie sugli investimenti e ridurre in tal modo i costi per i consumatori.
L’asta competitiva fornisce, infatti, un incentivo esplicito alla produzione di energia elettrica che, se gli offerenti sono liberi di fare offerte al ribasso senza limiti di prezzo, fa emergere il costo reale delle rinnovabili, favorendo al contempo le tecnologie più competitive e, pertanto, meno costose per i consumatori.
Inoltre, tale meccanismo, ripetuto nel tempo per contingenti limitati, consente al legislatore e al regolatore di monitorare più opportunamente la riduzione del costo medio delle tecnologie e, quindi, di valutare il momento in cui tale strumento non sia più necessario.
Tale intervento andrebbe nella direzione, più volte auspicata dall’Autorità, di estendere l’uso di incentivi espliciti nei confronti di configurazioni impiantistiche che ad oggi beneficiano di forme di incentivazione implicita e opaca.
Tuttavia, per rendere l’asta pienamente efficiente, sarebbe necessario:
- rimuovere il floor price (o almeno ridurlo ulteriormente rispetto a quanto prospettato nello schema di decreto rinnovabili), al fine di consentire che eventuali riduzioni significative di costo legate ad evoluzioni tecnologiche o a particolari situazioni di mercato, rispetto alla “tariffa base” fissata nello schema di decreto, si traducano in corrispondenti riduzioni di costo per i consumatori;
- utilizzare come criterio di selezione la minore tariffa spettante richiesta e non la percentuale di riduzione richiesta rispetto alla tariffa base, ovvero, in alternativa, prevedere che tutte le tipologie impiantistiche partecipanti all’asta, a parità di gruppo, abbiano la stessa tariffa base.
Altrettanto condivisibile è la scelta di prevedere, nel caso dei registri (cioè nel caso di impianti, o relativi aggregati, aventi potenza inferiore a 1 MW), la possibilità di richiedere la riduzione della tariffa incentivante da applicare. Tuttavia la riduzione percentuale offerta sulla tariffa di riferimento e il conseguente valore della tariffa spettante non compaiono nei primi punti ai fini dell’individuazione delle priorità, a differenza di quanto succede nel caso delle aste.
L’Autorità ritiene opportuno che tali aspetti economici siano considerati prioritari rispetto a tutti gli altri, o, almeno, rispetto al collegamento elettrico tra l’impianto di produzione e le colonnine di ricarica (che potrebbero essere direttamente connesse alla rete pubblica) e rispetto agli aggregati, al fine di evitare forme di incentivazione implicita non controllabile e di contenere i costi degli strumenti incentivanti, e che il criterio di selezione sia basato sulla tariffa effettivamente spettante, ovvero sulla riduzione percentuale offerta solo nei casi in cui le tariffe base di tutte le tipologie e taglie di impianto appartenenti allo stesso gruppo siano uguali.
Inoltre, anche in questo caso, sarebbe opportuno rimuovere o ridurre ulteriormente il floor price. Peraltro la scelta di rimuovere il floor price dai registri e dalle aste è utile anche al fine di poter favorire ulteriori riduzioni dei valori delle tariffe incentivanti spettanti qualora le riduzioni automatiche dei valori delle tariffe incentivanti base siano inferiori alle riduzioni dei costi impiantistici associati all’evoluzione tecnologica dei prossimi anni.
Infine, in relazione sia alle aste sia ai registri, si propone di sostituire, tra i criteri di priorità, la data di completamento della domanda di partecipazione alla procedura con la data di ottenimento dell’autorizzazione alla realizzazione dell’impianto, elemento più idoneo a qualificare l’attività del soggetto proponente.
Definizione dei contingenti incentivabili
Più in generale, per favorire uno sviluppo coerente e razionale del settore e massimizzare la penetrazione delle rinnovabili garantendo un’efficiente allocazione delle risorse non solo economiche, ma anche connesse all’utilizzo del territorio e della rete - aspetti tutti da considerare se si vogliono raggiungere gli sfidanti obiettivi al 2030 - sarebbe opportuno avviare delle azioni finalizzate a realizzare studi (e a mantenerli aggiornati) volti ad individuare il miglior mix di fonti rinnovabili in ciascuna area del Paese in relazione al profilo e alla distribuzione dei carichi, alla disponibilità delle fonti rinnovabili e al profilo orario degli impianti che dovrebbero sfruttare le predette fonti, nonché alla disponibilità di infrastrutture di trasporto, ovvero alla necessità di un loro potenziamento, dimensionando così i contingenti in funzione delle necessità nel tempo e dello stato delle infrastrutture e al tempo stesso garantendo uno sviluppo armonico, coordinato e, in ultima analisi, efficiente del sistema elettrico.
Si ritiene pertanto opportuno che i contingenti, sia per le aste sia per i registri, siano differenziati per fonte ed eventualmente anche per area geografica, al fine di tenere conto delle caratteristiche della rete e del sistema elettrico.
Infatti gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati dalle diverse fonti rinnovabili, oltre a diversi costi di produzione, hanno un impatto diverso sul sistema elettrico e sui mercati elettrici (ad esempio, la produzione da impianti eolici è molto più concentrata, in termini spaziali, rispetto alla produzione da impianti fotovoltaici; viceversa, in termini temporali, la produzione fotovoltaica è concentrata nelle medesime ore diurne, mentre la produzione eolica può essere maggiormente distribuita nelle ore del giorno e della notte).
È quindi importante conoscere ex ante come tali impianti di produzione vengano dislocati sul territorio, per valutare il conseguente impatto sui mercati, sul dispacciamento e sulle reti elettriche, al fine di poter intervenire con tempistiche adeguate nell’implementare logiche di gestione finalizzate a massimizzare la penetrazione della generazione da fonti rinnovabili minimizzando al contempo i costi sistemici.
Inoltre la partecipazione di tecnologie differenti alla medesima procedura concorsuale non rappresenta in ogni caso un approccio “tecnologicamente neutro”, anche in presenza di un criterio di selezione basato sulla tariffa spettante, in considerazione del fatto che, anche a parità di tariffa incentivante, il costo complessivo del sistema incentivante è differente in funzione della fonte (differenti sono in particolare il valore dell’energia elettrica prodotta e i costi di dispacciamento, questi ultimi correlati all’aleatorietà della fonte e alla realizzabilità degli impianti di produzione dove è disponibile la fonte anziché dove potrebbero essere maggiormente fruibili).
Peraltro la definizione di contingenti separati per fonte e per area geografica potrebbe avvenire dopo aver interessato anche gli enti autorizzanti, affinché sia possibile sviluppare più velocemente le iniziative sia per quanto riguarda gli impianti di produzione sia per quanto riguarda le reti elettriche.
L’ARERA ritiene, più in generale, che per poter raggiungere gli sfidanti obiettivi entro il 2030, sia necessario prima identificare le aree del territorio in cui è possibile realizzare impianti di produzione, coinvolgendo gli enti e i gestori di rete, e poi definire i contingenti da mettere all’asta, differenziati per fonte e area geografica indirizzando gli operatori a sviluppare iniziative dove esse possono ragionevolmente essere completate in tempi coerenti con gli obiettivi da raggiungere e minimizzando gli impatti e i costi sul sistema.
Restituzione al GSE della differenza positiva tra prezzo di mercato e tariffa incentivante
L’Autorità condivide l’introduzione, nel caso di feed in premium variabile, della previsione secondo cui, qualora il prezzo di mercato sia più alto della tariffa incentivante, il produttore debba restituire la differenza al GSE (rendendo di fatto lo strumento incentivante simile a un contratto per differenza a due vie).
E ritiene opportuno, soprattutto in prospettiva, definire una forma di tutela, nei confronti del GSE, del rischio di controparte che si genererebbe nei casi in cui i produttori si trovassero stabilmente a riconoscere al GSE la differenza tra il prezzo zonale e le tariffe incentivanti.
Al fine di contenere gli oneri che deriverebbero dall’adozione delle più tradizionali forme di garanzia, si potrebbe prevedere che, in caso di inadempienza da parte del produttore e sotto opportune condizioni, il GSE acquisisca il titolo, in tutto o in parte, - ad esempio diventando di diritto utente del dispacciamento del relativo punto di immissione - dell’energia elettrica immessa dall’impianto di produzione affinché possa trattenere i ricavi di vendita dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete dal medesimo impianto a ristoro del credito.
Rifacimenti
Il tema dei rifacimenti, con l’eventuale aumento della potenza installata, dovrebbe essere oggetto di una dettagliata analisi anche in ragione del fatto che, per alcune delle tecnologie oggetto di incentivazione nel decreto, i siti con il maggior potenziale in termini di sfruttamento delle risorse rinnovabili appaiono oggi utilizzati da impianti che, pur essendo da molti anni in esercizio e aventi tecnologie impiantistiche in parte superate, percepiscono ancora incentivi statali.
Il rifacimento di questi impianti tramite l’utilizzo delle tecnologie più recenti potrebbe permettere un migliore sfruttamento delle risorse rinnovabili con un incremento significativo della relativa produzione elettrica, nonché la fornitura dei servizi di rete che faciliterebbero l’integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico.
In tale ottica si potrebbe prevedere che possano partecipare alle procedure concorsuali anche progetti di rifacimento autorizzati relativi ad impianti tuttora incentivati, per poi selezionare quelli che risultano in posizione utile nella graduatoria e che al tempo stesso hanno richiesto una tariffa spettante inferiore al valore (opportunamente stimato) dell’incentivo a cui avrebbe avuto diritto l’impianto nel regime precedente il rifacimento. L’ARERA suggerisce quindi di valutare se sia più efficiente definire un unico gruppo per nuovi impianti, potenziamenti e rifacimenti o mantenere i gruppi distinti al fine di semplificare le procedure ed aumentare la concorrenzialità.
Power Purchase Agreement (PPA)
I contratti di lungo termine o PPA appaiono uno strumento utile e potrebbero contribuire allo sviluppo delle fonti rinnovabili.
Tuttavia, in relazione alle specifiche previsioni inserite nello schema di decreto e in particolare per quanto riguarda la piattaforma per i contratti a lungo termine per le fonti rinnovabili, permangono alcune perplessità.
La stipula di contratti di lungo termine comporta rischi rilevanti legati principalmente agli andamenti dei prezzi di mercato, a loro volta influenzati non solo dalle dinamiche di mercato ma anche da scelte rilevanti di carattere regolamentare (si pensi ad esempio agli strumenti di incentivazione delle fonti rinnovabili, ivi incluse quelle riguardanti le emissioni climalteranti) difficilmente sopportabili dagli operatori, se non per porzioni limitate del loro portafoglio.
Un ulteriore elemento di rischio rilevante è legato alle differenze tra i profili di immissione degli impianti di produzione da fonti rinnovabili e i profili di prelievo dei clienti finali controparti dei contratti (o ai profili dei prodotti standard negoziabili sulle piattaforme di mercato) che devono essere gestite nel mercato.
Tali rischi rendono particolarmente complessa la struttura dei PPA e richiedono l’intervento di soggetti terzi, rispetto al produttore/venditore e al cliente finale/acquirente, in grado di gestirli.
Ciò ha portato, nei casi in cui sono stati effettivamente conclusi contratti di lungo termine legati a produzioni da fonti rinnovabili (prevalentemente da fonte eolica), a schemi contrattuali molto complessi e costruiti intorno alle esigenze specifiche dei contraenti. Le piattaforme di negoziazione hanno, invece, la principale finalità di ridurre i costi di transazione e sono efficaci per transazioni facilmente standardizzabili e di piccole dimensioni (sulle quali l’incidenza di tali costi è più significativa).
Rischia pertanto di essere poco o per nulla efficace una piattaforma di mercato quale quella delineata nello schema di decreto; data la peculiarità, la complessità e, presumibilmente, la scarsa numerosità di simili contrattazioni, appare preferibile promuovere l’incontro bilaterale tra le parti, eventualmente previa manifestazione pubblica (ad esempio, sul sito internet del GSE, in quanto soggetto che rilascia le qualifiche) dei produttori interessati a contrattazioni di lungo termine dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.
Per gli stessi motivi non appare opportuno, né necessario, la definizione di schemi contrattuali standard da parte dell’Autorità. Più in generale, se da un lato i PPA conclusi a condizioni di mercato possono certamente contribuire al raggiungimento degli obiettivi di progressiva decarbonizzazione del settore, i meccanismi di asta con orizzonti temporali sufficientemente lunghi (quali quelli gestiti dal GSE), restano verosimilmente il principale strumento per consentire il raggiungimento degli obiettivi sfidanti che il sistema europeo si è posto. La necessità di definire obiettivi specifici sia in termini di tecnologie necessarie che di distribuzione sul territorio sembra infatti supportare l’adozione di soluzioni che, riducendo i rischi per gli operatori sul periodo di vita utile degli investimenti, consentono il raggiungimento degli obiettivi al minor costo.
Secondo l'ARERA potrebbe anche essere opportuno valutare la possibilità di rinviare a un successivo provvedimento le disposizioni afferenti ai PPA, al fine di definirne le specificità nel modo più efficace in funzione degli obiettivi che si intende perseguire.
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