martedì, 29 Novembre 2022

Rinnovabili: cosa manca per superare la crisi

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Simona Benedettini
Simona Benedettini è una consulente freelance esperta di regolazione e concorrenza del settore energetico ed energy analyst della Fondazione Ottimisti&Razionali. Simona ha più di dieci anni di esperienza come consulente per operatori pubblici e privati del settore energetico in Italia ed Europa. Ha un Dottorato in Law and Economics ed è stata visiting scholar presso University of Illinois. Simona è autrice di articoli accademici ed editoriali su tematiche energetiche.

Il quindici settembre il Ministro della Transizione Ecologica ha firmato il cosiddetto Decreto Electricity Release. Cosa stabilisce questo decreto? E perché è importante?

Il decreto

Il Decreto Ministeriale, che attua l’articolo 16 bis del Decreto Legge n. 17/2022, definisce le condizioni alle quali il Gestore dei Servizi Energetici – la società pubblica responsabile per la gestione degli incentivi per la promozione dell’efficienza energetica e le fonti rinnovabili – può vendere l’energia elettrica rinnovabile nella sua disponibilità a talune categorie di clienti finali.

I titolari degli impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili e beneficiari di incentivi nelle forme di Tariffa Omnicomprensiva, Ritiro Dedicato, o Scambio Sul Posto cedono, secondo diverse fattispecie, l’energia elettrica da essi prodotta al GSE.

Il provvedimento del Ministero della Transizione Ecologica stabilisce che il GSE possa cedere a sua volta tale energia a un prezzo pari a €210/MWh ad alcune tipologie di clienti detti “prioritari”: clienti finali industriali, piccole e medie imprese, clienti finali localizzati in Sicilia e Sardegna e che partecipano a servizi di risparmio energetico, clienti a forte consumo di energia elettrica, e clienti finali energivori localizzati in Sicilia e Sardegna.

Il GSE dovrà offrire l’energia elettrica nella sua disponibilità sulla piattaforma di mercato gestita dal Gestore dei Mercati Energetici per la compravendita di energia elettrica a lungo termine.

I clienti prioritari che intendono acquistare elettricità nella disponibilità del GSE possono presentare, sulla stessa piattaforma, offerte di acquisto per un ammontare pari almeno a 1GWh annuo, non superiore al 30% del consumo medio degli ultimi tre anni e al 3% della quantità offerta da GSE.

L’elettricità venduta è ripartita pro-quota tra gli acquirenti rispetto ai volumi da loro richiesti sulla bacheca GME e dando priorità ai clienti finali energivori localizzati nelle isole Sicilia e Sardegna

I clienti aggiudicatari delle procedure di cessione stipulano con GSE un contratto finanziario alle differenze a due vie che ha efficacia sino al 31 dicembre 2025 (ossia ha durata di 3 anni). Ciò significa che se la differenza tra il prezzo di cessione (€210/MWh) e prezzo medio mensile di vendita (sul mercato organizzato) dell’elettricità del GSE: 1) è negativa, il cliente riceve questa differenza; 2) è positiva, la restituisce.

Nell’ipotesi in cui, a causa della non programmabilità della generazione elettrica rinnovabile, il GSE non riuscisse a corrispondere ai clienti prioritari la totalità dei volumi acquistati, la quota spettante a ciascun cliente è infatti rideterminata all’inizio di ciascuno dei tre anni di contratto. La revisione dei volumi che il GSE deve consegnare fisicamente ai clienti finali non può tuttavia superare il 30% del volume aggiudicato. È su questo volume che si calcola la differenza tra prezzo di cessione e prezzo di mercato su cui si fonda il funzionamento del contratto alle differenze a due vie sopra descritto.

Allo stesso modo, il decreto prevede che il prezzo di cessione di €210/MWh possa essere rivisto in virtù di condizioni più favorevoli di mercato o dell’adozione del Regolamento europeo che prevede l’adozione di un tetto di €180/MWh ai ricavi di vendita delle tecnologie di generazione elettrica rinnovabile.

La rilevanza del decreto

Il decreto attua un ulteriore intervento del Governo a sostegno delle bollette delle imprese, successivamente all’azzeramento degli oneri generali di sistema, la riduzione dell’IVA sulle fatture relative ai consumi gas e il credito di imposta sui maggiori costi per l’acquisto di elettricità e gas.

Non va dimenticato, infatti, che, oltre al contesto economico e sociale più in  generale, le difficoltà finanziarie dei clienti finali possono riflettersi sull’intero comparto energetico. La morosità dei consumatori, infatti, si riverbererebbe a catena sui fornitori e da questi sui gestori delle infrastrutture di rete, in particolare i distributori. A questi ultimi, infatti, i venditori debbono corrispondere importi nelle forme di garanzie e corrispettivi per i servizi di trasporto di elettricità e gas sulle proprie reti.

Oltre a questo, però, il decreto ha una sua rilevanza perché fornisce una accelerazione, sebbene attraverso un significativo intervento pubblico, all’avvio di un mercato per i Power Purchase Agreement (PPA) e soprattutto all’avvio della piattaforma GME di negoziazione di tali contratti.  

Sebbene questi strumenti fossero già oggetto di attenzione del legislatore, grazie al decreto legge 199/2021 che ha recepito l’ultima direttiva europea in materia di rinnovabili, difficilmente sarebbero stati oggetto di attuazione in tempi brevi in assenza di crisi.

Questo nonostante la Direttiva EU del 2018 sulle rinnovabili sottolinei la rilevanza dei PPA sia per promuovere le rinnovabili sia per trasferire i benefici di prezzo di tali fonti ai clienti finali.

Una rilevanza, quella dei PPA, che la Commissione Europea ha ribadito anche nella sua ultima proposta di Regolamento UE sul contrasto al caro energia dove incita gli Stati Membri a rimuovere qualsiasi ostacolo alla diffusione di tali contratti.

Se l’Italia ha compiuto passi avanti sui PPA, attraverso la creazione di una piattaforma di negoziazione che anche ricorrendo a contratti standard favorisce l’incontro tra domanda e offerta, occorre ora lavorare su meccanismi che possano rendere tale piattaforma liquida. E, più in generale, stimolare la diffusione dei PPA ricorrendo a meccanismi di mercato che permettano soluzioni personalizzate per domanda e offerta.  

Da una parte occorre semplificare e accelerare ulteriormente i processi autorizzativi e di connessione alle reti degli impianti rinnovabili. Dall’altra occorre intervenire anche con meccanismi di garanzia pubblica, come accade in Norvegia e Spagna, a mitigazione del rischio di controparte. Altro fattore che i produttori rinnovabili percepiscono come rilevante per la stipula di PPA.

Ancora una volta la crisi energetica nella sua drammaticità offre spazi per cambiamenti in positivo nel funzionamento dei mercati che, se perseguiti, potranno portare benefici ambientali e di prezzo ben oltre l’orizzonte transitorio di questa crisi.

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