Il MASE ha avviato una consultazione pubblica sui nuovi modelli dei contratti per differenza e sui criteri d’accesso al meccanismo incentivante per gli impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici e di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione
Decreto FERX, le novità in consultazione
(Rinnovabili.it) – Tempo di revisioni per i meccanismi di incentivazione delle rinnovabili italiane. L’8 agosto il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha posto in consultazione sul proprio sito lo schema del Decreto FERX, testo riportante le nuove modalità di eccesso per gli incentivi alle green energy nazionali. Le modifiche, richieste dal decreto di recepimento della RED II europea (decreto legislativo n. 199 del 2021), interessano solamente gli “impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato”. Ossia quelli fotovoltaici, idroelettrici, eolici e di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.
Ma il documento apre le porte anche a interventi di riattivazione di sistemi dismessi, di repowering di impianti esistenti e a interventi tecnologici configurati come multi-sezione. In quest’ultimo caso si prevede che il meccanismo incentivante riguardi solamente la sezione di impianto per la quale non sia stato sottoscritto un contratto di lungo termine. Tra le grandi novità introdotte con il Decreto FERX, l’idea di introdurre una nuova metodologia di calcolo che determini l’ammontare delle sovvenzioni concesse per tonnellata di CO2 equivalente evitata.
“Stiamo spingendo al massimo le rinnovabili attraverso un insieme di norme, interventi e provvedimenti che puntano ad una svolta strategica per il settore”, ha dichiarato in una nota stampa il ministro dell’Ambiente Gilberto Pichetto. “Questo decreto che rivede e attualizza i meccanismi di supporto ‘storici’ […] rappresenta un altro tassello della politica ambientale del governo per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione al minor costo per il consumatore finale, dando maggiori certezze alle imprese ed incrementando la nostra indipendenza e sicurezza energetica”.
I nuovi incentivi alle rinnovabili
Il decreto FERX dovrebbe disciplinare le modalità di assegnazione delle risorse stanziate per le FER italiane nel periodo 2024-2028. Come disposto dal decreto legislativo n. 199 del 2021 per gli impianti rinnovabili di potenza inferiore al MW, l’accesso sarà diretto; non servirà dunque, la presentazione preliminare di progetti per la partecipazione a bandi di selezione o registri.
Per quelli di taglia uguale o superiore al MW l’assegnazione degli incentivi avverrà tramite procedure competitive con offerte al ribasso, nei limiti dei contingenti di potenza previsti. Nel dettaglio per il fotovoltaico il decreto FERX prevede un contingente totale disponibile di 45 GW; per l’eolico di 15 GW; per l’idroelettrico di 130 MW; per i gas residuati 20 MW; per gli interventi di rifacimento/repowering 2 GW.
Per i progetti di taglia superiore a 10 MW, il proponente potrà avvalersi di una procedura di valutazione accelerata, da inoltrare assieme alla domanda di autorizzazione unica. “In tal caso – si legge nello schema di decreto – entro 30 giorni dalla data di rilascio del provvedimento di autorizzazione, il GSE rilascia al proponente una qualifica di idoneità alla richiesta di accesso al meccanismo”.
La progressione dei contingenti
A Terna, in collaborazione con GSE il compito di formulare una proposta sulla progressione temporale dei contingenti messi a disposizione negli anni 2024-2028 e una proposta di coefficienti da applicare alle offerte di riduzione del prezzo di esercizio presentate per ciascuna zona di mercato ai fini della definizione della graduatoria. La determinazione di contingenti e coefficienti sarà legata all’evoluzione attesa della domanda di energia elettrica e della capacità di generazione verde “sia in esito alle aste già concluse sia rispetto alla realizzazione di iniziative a mercato”. Ma avranno un peso anche le richieste di autorizzazione monitorate dal GSE, gli obiettivi reginali assegnato con il burden sharing, i profili di produzione delle differenti tecnologie, lo sviluppo della rete elettrica (accumuli compresi), tempi di realizzazione e costi.
Decreto Incentivi Rinnovabili, i criteri di selezione
Nel caso in cui le istanze di partecipazione superino il contingente, a parità di valore del ribasso percentuale offerto, verranno valutati una serie di criteri di priorità: dalla contestuale rimozione dell’amianto nel caso del fotovoltaico, alla realizzazione delle nuove installazioni in siti designati come aree idonee, passando per la presenza di un sistema d’accumulo. Il pagamento dei prezzi di aggiudicazione da parte del GSE avviene secondo precise modalità:
- per gli impianti di potenza non superiore a 200 kW, l’energia elettrica prodotta è ritirata e venduta direttamente dal Gestore, erogando, sulla produzione netta immessa in rete, una tariffa omnicomprensiva.
- per gli impianti di potenza superiore a 200 kW o che hanno rinunciato alla prima opzione, l’energia elettrica prodotta resta nella disponibilità del produttore, che provvede autonomamente alla valorizzazione sul mercato. In questo caso si legge nello schema del Decreto FERX, “il GSE calcola la differenza tra il prezzo di aggiudicazione e il maggior valore tra zero e il prezzo di riferimento individuato nel prezzo del Mercato del Giorno Prima determinato nel periodo rilevante delle transazioni e nella zona di mercato in cui è localizzato l’impianto contrattualizzato e: i. ove tale differenza sia positiva, eroga un corrispettivo pari alla predetta differenza, sulla produzione netta immessa in rete; ii. nel caso in cui tale differenza risulti negativa, conguaglia o provvede a richiedere al soggetto titolare un corrispettivo pari alla predetta differenza sulla produzione netta e immessa in rete”.
Decreto FERX, nuovi modelli per i CfD
Il Documento prevede un’evoluzione dei convenzionali Contratti per differenza a due vie (CfD). Nel dettaglio propone un modello principale definito “centralizzato asset-based”, in cui il Sistema elettrico si assume i rischi relativi sia alla localizzazione che alla tipologia di risorse da realizzare; un secondo modello, definito “de-centralizzato con profili standard”, da mettere in campo più avanti, in cui il Sistema elettrico si assume il solo rischio localizzazione, lasciando al mercato la decisione sulla tipologia di risorsa da realizzare e i rischi connessi.
