FerX, i risultati delle consultazioni del MASE. Per il fotovoltaico chiesti contingenti separati a terra/su tetto

Il Ministero dell’Ambiente e dello Sviluppo energetico (MASE) ha pubblicato i pareri pervenuti tra il 7 agosto e il 25 settembre 2023 dai soggetti interessati alla consultazione pubblica sull’atteso Decreto ministeriale Fer X. Il decreto ha lo scopo di sostenere gli impianti rinnovabili che partecipano alle procedure di gara pubbliche bandite dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) con costi di generazione vicini alla competitività di mercato.

Hanno partecipato alla consultazione 46 soggetti riconducibili per la maggior parte a imprese operanti nel settore energetico e associazioni di categoria. Tra queste, il 7% sono piccole-medie imprese (PMI) di settore, il 43% grandi imprese e il 32% associazioni di categoria. Inoltre, circa il 52% ritiene di partecipare direttamente ai bandi che saranno pubblicati, percentuale che sale al 70% se si includono le associazioni che parteciperanno indirettamente tramite i propri iscritti.

Passando ai temi della consultazione, gli argomenti che hanno suscitato il maggior interesse sono stati quelli relativi al contesto normativo e alla sua evoluzione, agli aspetti generali del meccanismo di supporto, ai tempi di realizzazione degli interventi, alle logiche alla base della restituzione degli incentivi in caso di recesso anticipato dal contratto e dell’aggiornamento del prezzo di esercizio.

Relativamente al contesto normativo e la sua evoluzione, oltre il 90% dei partecipanti è complessivamente d’accordo con la necessità di far evolvere il disegno dei Contratti per differenza (CfD) convenzionali e ritiene in generale valide le logiche alla base del modello centralizzato asset-based, mentre per quanto attiene l’evoluzione verso un modello decentralizzato con profilo standard il 58% dei partecipati ha espresso parere favorevole.

Nell’approccio centralizzato asset based il Sistema elettrico nazionale si assume la responsabilità – e i rischi connessi – di definire il quantitativo, la localizzazione e la tipologia di fonti rinnovabili da realizzare al fine di garantire il perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione al minor rapporto costi/benefici per il Sistema.

Nel modello de-centralizzato con utilizzo di profilo standard, il Sistema si assume la responsabilità di definire il quantitativo e la localizzazione delle fonti rinnovabili da realizzare al fine di garantire il perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione al minor costo per il Sistema, ma lascerebbe agli operatori di mercato la responsabilità e i rischi connessi, alla scelta del mix di tecnologie da realizzare.

In relazione agli aspetti generali del meccanismo di supporto, il 63% dei partecipanti condivide l’approccio proposto per superare la totale restituzione degli incentivi netti fruiti in caso di recesso anticipato dal contratto, solamente il 53% ritiene congrua la stima dei contingenti per l’accesso per il tramite di procedure competitive, mentre il 97% accoglie positivamente i requisiti di accesso individuati.

In merito alle tempistiche di realizzazione degli impianti l’83% dei soggetti ha espresso di essere in disaccordo con le tempistiche individuate, chiedendo per la maggior parte un innalzamento delle stesse. Per quanto riguarda le logiche alla base dell’aggiornamento del prezzo di esercizio per tener conto dell’inflazione si evidenzia un forte apprezzamento da parte della quasi totalità della platea.

Tra i temi emersi nelle risposte rientra la richiesta degli operatori di “tenere in considerazione per la definizione di tutte le tempistiche e dei relativi eventuali oneri a carico dell’operatore, gli effettivi tempi di connessione degli impianti e di ottenimento dei titoli autorizzativi”. Infine, ulteriore tema ricorrente è quello dei Power Purchase Agreement (PPA), poiché molti soggetti ritengono che il meccanismo “debba tenere maggiormente in considerazione la loro diffusione, essendo considerati un aiuto allo sviluppo di nuova capacità da fonti energetiche rinnovabili che non genera aggravi per il consumatore elettrico”.

Al proposito, vengono effettuate diverse proposte tra cui una definizione dei prezzi e dei contingenti, considerati troppo corposi, adeguata alla diffusione dei PPA. Infatti, per due operatori il modello considerato più compatibile con i PPA è quello de-centralizzato. Inoltre, uno di questi evidenzia che “è presente un’incongruenza legata alla prospettata impossibilità di concludere PPA con riferimento all’energia prodotta dalla sezione interessata dal Cfd, in quanto in teoria tale disposizione è in contrasto con il principio per il quale l’energia prodotta rimane nella totale disponibilità del produttore”. Specificatamente per i PPA, viene anche richiesto di aumentarne la standardizzazione e di introdurre meccanismi per ridurre l’onere e i rischi connessi al sistema delle garanzie.

Per quanto concerne l’accesso diretto, un obiettivo di 5 GW viene ritenuto non soddisfacente dalla maggior parte dei soggetti partecipanti: il 66% ritiene che non sia corretto e la maggior parte che sia basso. Dai pareri, si legge nel documento, emerge che “non tiene in considerazione il significativo contributo attribuito alle soluzioni di piccola/media taglia, previsto sia dalle elaborazioni TERNA (Documento di Descrizione degli Scenari 2022 – FT55) sia dalla proposta di aggiornamento del PNIEC inviata a Bruxelles, l’importanza in generale della generazione diffusa, molto utile nella gestione della rete da parte dei TSO/DSO, e l’esperienza maturata con il vigente DM 4 luglio 2019 (c.d. FER1), che ha dimostrato che la percentuale di aggiudicazione di impianti di piccola taglia (inferiore a 1 MW) è stata maggiore di quella di impianti di taglia medio-grande”.

Per quanto riguarda, invece, l’acceso tramite asta, poco più della metà dei soggetti rispondenti concorda con i contingenti individuati. Tuttavia, congiuntamente alla risposta positiva sono state proposte diverse modifiche (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, etc.).

In particolare, per i progetti fotovoltaici la maggior parte dei soggetti (80%) auspica contingenti separati tra il fotovoltaico a terra e su tetto, “vista la possibilità di evitare la concorrenza tra piccoli impianti e grandi istallazioni, e la peculiarità delle due tipologie d’istallazione, quale ad esempio il tempo di installazione e i diversi costi per lo sviluppo e la messa in esercizio”.

Per il fotovoltaico, inoltre, viene suggerito un aumento pari a 24 o a 27 mesi e per i rifacimenti (repowering e revamping) pari a 36 o 42 mesi in quanto “è necessario considerare sia la fase di costruzione, e i relativi tempi di fornitura dei materiali/componenti, sia la messa in esercizio”. Infine, si evidenzia la richiesta di chiarimento rispetto alla possibilità che il contingente per il fotovoltaico si riferisca anche ai rifacimenti.

Il decreto Fer X è particolarmente atteso dagli operatori del settore ma sui tempi di emanazione si hanno poche certezze. Nelle ultime uscite pubbliche il ministro dell’Ambiente, Gilberto Pichetto Fratin, ha ribadito che al MASE è in corso l’interlocuzione per mandare la bozza da sottoporre al vaglio della Commissione europea.

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