Il 4 luglio u.s. abbiamo anche noi avuto qualche cosa da festeggiare: è stato infatti finalmente firmato il tanto atteso Decreto FER. Un decreto attraverso il quale vengono disciplinate le modalità di accesso agli incentivi riconosciuti dal GSE per (i) impianti di nuova costruzione, o da considerarsi come nuovi in quanto integralmente ricostruiti e riattivati; (ii) impianti oggetto di potenziamento, rispetto alla potenza inizialmente autorizzata; e (iii) impianti oggetto di rifacimento totale o parziale (la qualificazione degli interventi è rimasta immutata rispetto al DM 23 giugno 2016, il precedente decreto FER).
Il decreto non riguarda però tutti gli impianti che producono energia da fonte rinnovabile, ma solo le fonti e tecnologie “mature” e in specie: gli eolici on shore; i fotovoltaici, purché di nuova costruzione, con componenti nuovi (non rigenerati) e non da realizzarsi su aree agricole; gli idroelettrici e gli impianti che producono gas residuati dai processi di depurazione.
Gli altri impianti (quali, eolici off shore, geotermici, biomasse, biogas, solari termodinamici e impianti che producono energia da fonte oceanica) troveranno la loro disciplina di supporto in un diverso decreto, in corso di redazione, disegnata (si assume) tenendo in debita considerazione la loro innovatività e, di conseguenza, il superiore costo della tecnologia e, quindi, dell’investimento.
Tratti salienti del Decreto FER
I tratti salienti e, in un certo senso, distintivi rispetto al passato, del Decreto FER si possono cosi riassumere.
L’accesso agli incentivi è consentito solo attraverso i registri (per impianti di potenza inferiore a 1 MW) o le aste (per impianti di potenza pari o superiore a 1 MW). A nessun impianto è data la possibilità di avere accesso diretto.
Il Decreto FER prevede 4 gruppi per la procedura a registro e 3 gruppi per le aste, con i seguenti contingenti complessivamente messi a disposizione per le 7 procedure previste:
- Gruppo A, eolico e fotovoltaico (770MW a registro e 5500MW in asta);
- Gruppo A2, solo per registro, fotovoltaico su tetto per rimozione eternit o amianto (800MW, solo per registro);
- Gruppo B, idroelettrico e gas residuati dai processi di depurazione (80MW a registro e 110MW in asta);
- Gruppo C, rifacimenti di eolico, idroelettrico e gas residuati dai processi di depurazione (120MW a registro e 620MW in asta).
Per gli impianti a registro c’è una sostanziale cumulabilità dei contingenti dei gruppi A e B, tale per cui, in ciascuna procedura, la potenza non utilizzata da un gruppo sia trasferita all’altro gruppo in modo da scorrere la graduatoria di aggiudicazione della relativa procedura (si noti che il Decreto non indica espressamente anche il gruppo A2, ma c’è da aspettarsi che il GSE nelle proprie procedure applicative chiarisca come deve essere trattato il contingente di ben 800MW del gruppo A2 previsto per il fotovoltaico su tetto per bonifica eternit o amianto).
Per gli impianti ad asta e registro, a decorrere dalla seconda procedura la potenza messa a
disposizione in ogni gruppo è quella della nuova procedura sommata a quella non aggiudicata nella precedente procedura.
Il meccanismo di funzionamento dei registri e delle aste si muove sulla falsariga del precedente decreto FER. La prima asta e la prima apertura dei registri è prevista per il 30 settembre 2019. Altre 3 procedure sono fissate per gli anni 2020 e 2021, salvo che il decreto non esaurisca prima i suoi effetti a causa del raggiungimento del costo indicativo medio annuo degli incentivi, pari a 5,8 miliardi di Euro, considerando anche i costi dell’energia degli impianti fotovoltaici che saranno incentivati ai sensi dello stesso decreto.
Le differenze (rispetto al decreto FER 2016) si registrano invece con riferimento a una serie di aspetti tutti egualmente rilevanti e pertanto degni di nota.
Innanzitutto è prevista la possibilità – prima esclusa – di cedere l’impianto anche prima della sottoscrizione della convenzione con il GSE; cessione, però, che non è a “costo zero”, in quanto soggiace alla decurtazione dell’incentivo aggiudicato per un importo pari al 50%. Nessuna decurtazione invece è prevista, come in passato, in caso di cessione delle quote o delle azioni della società titolare dell’autorizzazione per costruire ed esercire l’impianto.
L’incentivo è riconosciuto per una durata pari alla vita utile media convenzionale, stabilita in 20 anni sia per l’eolico che per il fotovoltaico, nonché per i gas residuati dai processi di depurazione. Per l’idroelettrico la vita utile media convenzionale è pari a 30 anni per impianti di potenza pari o superiore a 1MW, mentre è stabilita in 25 anni in caso di potenza inferiore (20 anni per gli impianti ad acqua fluente con potenza inferiore o uguale a 400kW). Rispetto alla durata del periodo d’incentivazione, è confermata la possibilità di “vedersi esteso” il periodo nominale in conseguenza di problemi derivanti da: la sicurezza della rete elettrica, eventi calamitosi o altre circostanze simili, purché riconosciuti dalle competenti autorità, nonché cause di forza maggiore riscontrate dal GSE. Di contro, la pur riconosciuta estensione è limitata a un massimo di 12 mesi in caso sia legata a interventi di ammodernamento o potenziamento non incentivato degli impianti (in linea con il termine di 12 mesi per la conclusione dei lavori, che era previsto come condizione per il potenziamento incentivato ai sensi del decreto FER 2016).
In caso di partecipazione alle procedure (sia aste che registro) per interventi di potenziamento, qualora lo stesso impianto per cui si partecipa abbia già subito altri interventi di potenziamento, la partecipazione alle stesse è condizionata al fatto che siano decorsi almeno 3 anni tra l’uno e l’altro intervento. Come prevedibile, non può partecipare alle procedure di registro un impianto che, pur sotto il MW, supera detta soglia a causa dell’incremento complessivo di potenza conseguente a detto incremento.
Interessante novità è legata alla riconosciuta possibilità di partecipazione alle procedure (sia aste che registro) degli “aggregati”, costituiti da più impianti di nuova costruzione appartenenti allo stesso gruppo di tecnologia. Ne segue, pertanto, la possibilità di partecipare con un aggregato d’impianti composto da eolici e fotovoltaici, purché ciascun impianto abbia una potenza unitaria superiore a 20 kW e purché – in caso di partecipazione al registro – l’aggregato di potenza non superi 1 MW; in caso di partecipazione a un’asta, invece, l’aggregato di potenza deve essere uguale o superiore a 1MW, ma a condizione che la potenza unitaria dei singoli impianti partecipanti all’aggregazione non superi 500 kW. La partecipazione in forma aggregata è indicata come uno, anche se non il primo, dei criteri di priorità che dovrà seguire il GSE nella pubblicazione dei risultati delle procedure.
È stata confermata altresì l’impossibilità dello scorrimento della graduatoria, estendendola (l’impossibilità) anche all’ipotesi di rinuncia alla realizzazione dell’intervento, pur se comunicata nei tempi previsti al GSE. In altre parole, mentre nel precedente decreto FER la rinuncia aveva il duplice effetto di consentire, da un lato, l’escussione solo parziale della cauzione versata al GSE e, dall’altro lato, lo scorrimento della graduatoria (a parità di tempistiche per la realizzazione degli interventi), oggi la rinuncia comporta solo l’escussione parziale della cauzione. Il contingente liberato potrà quindi solo andare a incrementare quello previsto per quella determinata tipologia nella procedura successiva, if any, secondo le modalità di calcolo indicate all’art. 20.
Criteri di priorità
Con riferimento ai criteri di priorità, da applicare in ordine gerarchico a ciascuno dei gruppi, vi sono alcune novità da segnalare.
- Impianti a Registro
Vi sono criteri di priorità speciali applicabili per singoli gruppi (e.g.: Gruppo A, realizzazione su discariche o lotti di discariche chiusi e ripristinati, cave esaurite o aree (anche SIN) bonificate; Gruppo A2, impianti su scuole, ospedali, edifici pubblici), cui seguono, in ordine gerarchico:
(i). impianti connessi in parallelo con la rete e con colonnine di ricarica di auto elettriche (a certe condizioni);
(ii). aggregati di impianti;
(iii). maggiore riduzione percentuale offerta sulla tariffa di riferimento;
(iv). minor valore della tariffa offerta;
(v). anteriorità della data di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.
Rispetto al decreto FER 2016 spiccano: (a) il “declassamento”, tra i criteri di priorità, della riduzione offerta sulla tariffa di riferimento (nel decreto FER 2016 la tariffa richiesta era al massimo pari al 90% della tariffa di riferimento, quindi con una riduzione del 10%, mentre nel Decreto FER è possibile una riduzione percentuale fino al 30%) e (b) l’eliminazione del criterio dell’anteriorità del titolo autorizzativo o concessorio, mentre rimane il criterio residuale dell’anteriorità della data ultima di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.
- Impianti ad Asta
Per gli impianti ad asta rimane criterio principe la maggiore riduzione percentuale dell’offerta (e ciascun aggregato d’impianti partecipa con la stessa riduzione percentuale riferita a tutti gli impianti che lo compongono) e, a parità di riduzione, trovano applicazione i seguenti criteri di priorità:
(i). possesso di un rating di legalità (come da decreto FER 2016);
(ii). criteri speciali applicabili per singoli gruppi (e.g.: Gruppo A, realizzazione su discariche o lotti di discariche chiusi e ripristinati, cave esaurite o aree (anche SIN) bonificate);
(iii). anteriorità della data di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.
Anche in questo caso, a parte l’introduzione di criteri speciali applicabili per singoli gruppi, rispetto al decreto FER 2016 si segnala l’eliminazione del criterio dell’anteriorità del titolo autorizzativo o concessorio, sostituito con il criterio residuale dell’anteriorità della data ultima di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.
L’incentivo
A differenza del precedente decreto, l’incentivo percepito dal soggetto beneficiario è del tipo “a due vie” anche per gli impianti che accedono mediante procedura d’asta, per cui si riconosce al produttore la differenza tra la tariffa aggiudicata (in conseguenza del ribasso offerto rispetto alla base d’asta) e il prezzo zonale orario dell’energia laddove tale differenza sia positiva. Nel caso in cui detta differenza risulti negativa, il produttore sarà obbligato a restituire il delta, salva la possibilità di compensazione.
L’erogazione degli incentivi è sospesa nelle ore in cui si registrano prezzi zonali orari pari a zero per un periodo superiore a 6 ore consecutive; tuttavia, il periodo di incentivazione conseguentemente prorogato. La stessa disposizione si riferisce al caso in cui si registrino prezzi negativi, quando saranno introdotti nel regolamento del mercato elettrico italiano.
Gli impianti potranno avere accesso agli incentivi solo a condizione che i relativi lavori di realizzazione risultino, dalla comunicazione d’inizio lavori trasmessa all’amministrazione competente, avviati solo dopo l’inserimento in posizione utile nelle graduatorie. Previsione, quella che precede, che risulta condizionante non solo delle nuove iniziative, ma anche e forse maggiormente di quelle attualmente in corso (N.d.R. già autorizzate), dilatando notevolmente i tempi di implementazione e realizzazione di un progetto, e comportando, sotto il profilo autorizzatorio, la necessità di mantenere il progetto “in attesa” mediante proroga dei termini di inizio e fine lavori (proroga che, almeno per progetti più risalenti, i.e. autorizzati nelle more della sofferta redazione del Decreto FER, è già stata concessa). Unica eccezione è costituita dagli impianti aventi accesso diretto agli incentivi, ai sensi dell’articolo 4 del DM 23 giugno 2016, e da quelli che, pur essendo idonei ai sensi del citato decreto, non si sono qualificati in posizione utile nelle relative graduatorie, questi ultimi a condizione che entrino in esercizio a seguito dell’ammissione in posizione utile nelle graduatorie di cui al Decreto FER.
Con riferimento alla tempistica di esecuzione dei lavori, fermo restando che il Decreto conferma termini massimi per l’entrata in esercizio di ciascuna tipologia di impianto, si segnala l’introduzione di un’ipotesi di decurtazione della tariffa offerta dell’1% all’anno fino alla data di entrata di esercizio dell’impianto, da applicarsi la prima volta decorsi 15 mesi dalla comunicazione di esito positivo della procedura.
Rispetto all’ultima asta di cui al decreto FER 2016, cambia drasticamente la percentuale massima di ribasso che può essere offerta, potendosi arrivare fino al 70% (la soglia era precedentemente fissata al 40%). Inoltre il Decreto FER stabilisce che qualora in una procedura di asta pervengano una o più offerte al massimo ribasso, nelle successive procedure sarà possibile ribassare fino all’80%. Parimenti, una volta creatosi il presupposto per l’innalzamento della soglia di massimo ribasso all’80%, qualora nelle successive procedure dovessero esserci una o più offerte al nuovo tetto di massimo ribasso, le successive procedure consentiranno ribassi fino al 90%.
Tale alta percentuale di ribasso renderà molto più complicata agli operatori l’implementazione della strategia di partecipazione all’asta, in un contesto in cui davvero sorprendente sarebbe immaginare, oggi, la presenza di offerte al massimo ribasso; criterio che ha costituito di contro il comune denominatore dei partecipanti alle aste nel 2016. In altre parole, mentre nell’ultima asta tutti gli aggiudicatari avevano presentato offerte al massimo ribasso, dato che il combinato disposto della base d’asta con la percentuale di ribasso garantiva comunque un adeguato ritorno dell’investimento, quest’ultimo pare non possa essere garantito in caso di offerte a 21 Euro/MW (i.e. massimo ribasso del 70% per eolico e fotovoltaico). Alla luce della formula di calcolo dell’incentivo e della natura “a due vie”, salva l’ipotesi (pur non peregrina) di prezzi (dell’energia) negativi o comunque molto bassi, offrire 21 Euro/MW significa potersi trovare spesso (anche a seconda di dove si trova l’asset considerate le previsioni di prezzi zonali più bassi nel sud Italia) nella condizione di dover restituire la differenza negativa (o di andare in compensazione).
Infine, un breve cenno merita la disciplina riservata agli impianti oggetto di rifacimento totale o parziale, la quale, pur basandosi anch’essa sui meccanismi delle aste e dei registri, risulta in gran parte analoga a quella prevista dal DM 23 giugno 2016.
Occorre altresì notare che l’accesso agli incentivi per la tipologia d’interventi indicata è riservata solo agli impianti che non beneficiano, alla data di pubblicazione della relativa procedura, di alcun incentivo statale sulla produzione di energia.
La norma sconta anche una non secondaria limitazione alla luce del c.d. Destinazione Italia, che, di fatto, preclude la possibilità per gli impianti che non hanno aderito all’opzione di rimodulazione volontaria (la quasi totalità) di accedere a nuove forme di incentivazione, ivi incluso il caso dei rifacimenti, per un periodo di dieci anni decorrenti dal termine del periodo di diritto al regime incentivante di cui attualmente beneficiano (e con riferimento agli impianti più “vecchi” prossimi alla conclusione del periodo di incentivazione).
D’altro canto, proprio le considerazioni appena esposte, in combinato disposto con il livello di maturità che, nell’arco dei prossimi 3/4 anni, potrebbe raggiungere il mercato dei PPA, da un lato, e l’ulteriore riduzione del costo della tecnologia, spiegano la ratio della previsione contenuta nel Decreto FER, alla luce della quale il diritto a percepire l’incentivo potrà essere rinunciato dall’avente diritto in ogni momento (per tutta la durata del periodo di incentivazione), purché dopo che ne è iniziata la percezione, previa la restituzione al GSE del netto percepito fino al momento della rinuncia. Una previsione, questa, che si giustifica (e potrà trovare applicazione) appunto proprio in virtù degli alti ribassi consentiti, verso una base d’asta di per sé aggressiva, da un lato, e del possibile andamento del prezzo dell’energia, dall’altro lato. Tale situazione, grazie ad una possibile più vantaggiosa futura negoziazione di un PPA e/o a una più chiara e/o definita possibilità per le rinnovabili di partecipazione al mercato dei servizi del dispacciamento, potrebbe indurre il soggetto interessato a ritenere più vantaggioso “portare” il progetto in grid parity piuttosto che rimanere vincolato al supporto regolamentare, con tutti i limiti e i controlli che si porta dietro.
Grazie all’assunta maggiore competizione sui prezzi di offerta, è molto probabile che nelle prossime aste abbia un peso decisamente minore nella predisposizione delle graduatorie il possesso del rating di legalità, che aveva creato non pochi problemi sia a quanti ritenevano di possederlo, ma soprattutto a tutte quelli che non erano riusciti a conseguirlo nei tempi richiesti per partecipare.
Limiti alla partecipazione alle procedure per il solare ai sensi del Decreto FER
Tra le principali novità del Decreto FER elenchiamo certamente la “riammissione” del fotovoltaico. Una riammissione che, da un lato, non è andata esente da critiche, sull’assunto che il raggiungimento della grid parity per questa tecnologia appariva ormai un dato acquisito; dall’altro lato, sconta limiti considerati ormai invalicabili che svuotano la portata della stessa. Non da ultimo, per la confermata impossibilità di accedere agli incentivi in caso di impianti da realizzare su aree agricole. La qual cosa implica una serie di effetti. Innanzi tutto, quello più paradossale, se si pensa che l’introduzione del divieto non sta impedendo ai soggetti interessati di convertire aree agricole in aree destinate a ospitare impianti solari (contro la ratio dell’introduzione di tale divieto). Anzi. Complice anche un mancato intervento a supporto della possibilità di stipulare PPA bancabili di lungo termine, il mercato sta registrando una crescita esponenziale di richieste autorizzative per grandi impianti solari da realizzarsi in grid parity su aree agricole. E se si combina questo impedimento (che ricordiamo non vale solo in caso di nuova realizzazione, ma anche in caso di potenziamento o ricostruzione) con la scarsità delle aree industriali (o bonificate o derivanti da discariche esaurite) disponibili, nonché con la circostanza che la fonte solare concorre nello stesso contingente di quella eolica, appare chiaro, ad avviso di chi scrive, quanto scarse siano le possibilità di aggiudicazione dell’incentivo per la fonte solare.
A ciò si aggiunga il fatto che, per coerenza (con il divieto di accedere agli incentivi imposto ad impianti realizzati su aree agricole): (i) non è possibile partecipare alle procedure qualora si sia titolari di impianti fotovoltaici oggetto di totale ricostruzione; (ii) nessun contingente di potenza è messo a disposizione per interventi di rifacimento totale o parziale riguardanti i fotovoltaici; (iii) tra i criteri di priorità per la formazione delle graduatorie spicca quello relativo alla realizzazione su discariche o lotti di discariche chiusi e ripristinati, cave esaurite o aree (anche SIN) bonificate. Uno speciale contingente è dedicato ad impianti sotto 1 MW realizzati in sostituzione di coperture di edifici e fabbricati rurali su cui è previamente operata la sostituzione dell’eternit o dell’amianto, purché la superficie occupata dai moduli non superi quella della copertura rimossa. A tali impianti spetterà peraltro un premio di 12 Euro/MW erogato sull’energia prodotta in aggiunta all’incentivo aggiudicato.
A differenza di quanto previsto per gli altri impianti, i fotovoltaici possono accedere agli incentivi solo se realizzati con componenti nuovi, e non rigenerati.
Fermo tutto quanto precede, il legislatore pare aver voluto introdurre la possibilità di “correttivi” rispetto alla scelta operata di considerare in un unico gruppo impianti eolici e fotovoltaici (ovvero idroelettrici e a gas residuati dai processi di depurazione) in quanto all’art. 20, comma 4, sono indicate le condizioni a ricorrere delle quali, a partire dalla terza procedura e solo per gli impianti ad asta dei gruppi A e B, il GSE forma due distinte graduatorie tra le diverse fonti rinnovabili di cui al relativo gruppo, garantendo alla fonte minoritaria fino ad un massimo del 30% del contingente complessivo.
La contrattazione di lungo termine
In aggiunta a quanto sin qui segnalato, il Decreto FER prevede la creazione di una piattaforma regolata e gestita dal GME per la negoziazione di contratti di lungo termine volta, almeno in linea teorica, a favorire l’incontro tra produttori e clienti finali cercando nelle intenzioni di fornire una risposta alla necessità più volte ribadita anche nella precedente SEN 2017 di sdoganare l’utilizzo dei c.d. PPAs.
Le dinamiche e il funzionamento della piattaforma sono tuttavia demandati a future misure da adottarsi a seguito di consultazione pubblica da avviarsi da parte del GME entro 180 giorni dalla pubblicazione del Decreto e dall’ARERA.
La partecipazione a tale meccanismo è inoltre riservata solo a impianti che si qualifichino per poter partecipare alla piattaforma e aventi tutte le seguenti caratteristiche: (i) di nuova costruzione, integralmente ricostruiti o riattivati o oggetto di rifacimento o ripotenziamento ai sensi del DM 23 giugno 2016, (ii) entrati in esercizio dopo il 1° gennaio 2017 e (iii) non percipienti alcun incentivo statale.
Gli impianti ammessi alla contrattazione a lungo termine in esame non potranno accedere alle procedure di asta o registro di cui al Decreto.
Sembra quindi che il legislatore abbia tentato, seppure senza troppa convinzione, di disciplinare il fenomeno della contrattazione di lungo termine, senza tuttavia imporre un quadro comune (rimane infatti ferma la possibilità di stipulare contratti di lungo termine al di fuori degli schemi in oggetto).
Il Dipartimento di Energy, Project and Infrastructure di Legance è a disposizione per qualsiasi chiarimento ed approfondimento, anche in relazione a fattispecie specifiche.
Per ulteriori informazioni: Cristina Martorana, Giovanni Scirocco, oppure il Vostro professionista di riferimento all’interno di Legance.