Nuovo Decreto FER

Publication June 2016

Quando nuovo non significa innovativo, molto rumore per poco (o nulla). Si rimane in attesa di un altro decreto che dia continuità e stabilità al quadro normativo.

Introduzione

Dopo un’estenuante attesa durata più di un anno, il 30 giugno 2016 è finalmente entrato in vigore il decreto ministeriale emesso dal Ministero dello Sviluppo Economico (MSE), di concerto con il Ministro dell’Ambiente e con il Ministro delle Politiche Agricole, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 150 del 29 giugno 2016, che disciplina il nuovo sistema di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse da quella solare fotovoltaica (Nuovo Decreto FER).

L’iter di approvazione del Nuovo Decreto FER ha suscitato grande clamore ed ha coinvolto, a livello consultivo, sia l’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI) sia la Conferenza delle Regioni, che sono state chiamate a rendere il loro parere sullo schema di decreto in corso di emanazione1. La bozza è stata stravolta innumerevoli volte e raffinata fino all’ultimo con l’arrivo del via libera, in data 28 aprile 2016, da parte della Commissione Europea, che ne ha validato la conformità rispetto alla disciplina sugli aiuti di Stato.

Molto rumore per poco (o nulla). In generale, e senza considerare gli impianti cosiddetti “sotto-soglia” come gli eolici fino a 60 kW e gli idroelettrici fino a 250 kW, il Nuovo Decreto FER andrà a disciplinare, nella migliore delle ipotesi, circa sei mesi di attività e dunque difficilmente consentirà agli operatori del settore di programmare gli investimenti. L’ammissione agli incentivi previsti dal Nuovo Decreto FER terminerà decorsi trenta giorni dal raggiungimento della prima data tra:

  1. il 1° dicembre 2016 (ovvero il 1° dicembre 2017 per gli impianti cosiddetti “sotto-soglia” – come mini-eolici e mini-idro – che hanno accesso diretto agli incentivi senza passare per i meccanismi di aste e registri); e
  2. quella in cui sarà raggiunta la soglia di 5,8 miliardi di Euro in termini di costo indicativo massimo annuo2. Al 31 marzo 2016 il costo indicativo cumulato annuo era pari a 5,6 miliardi di Euro, ad un passo dal tetto di 5,8 miliardi di Euro. Ciò, da un lato, non faceva ben sperare le imprese che attendevano di poter accedere ai nuovi incentivi con riferimento ad impianti da poco autorizzati e, dall’altro lato, faceva intravedere il rischio che il nuovo regime potesse terminare addirittura prima del dicembre 2016.

Uniche note positive sono rappresentate dalla nuova metodologia di calcolo del costo indicativo cumulato annuo (di cui si dirà infra) e dalla potenziale disponibilità di risorse derivanti dall’eventuale mancata realizzazione di impianti già assegnatari di incentivi mediante asta o registro (al 31 maggio 2016, il costo indicativo cumulato registrato dal GSE è infatti sceso a 5,55 miliardi di Euro rispetto a quanto registrato al 31 marzo 2016). Valorizzando questi fattori, si potrebbe ipotizzare che, nonostante il tetto di 5,8 miliardi di Euro, il nuovo regime possa comunque giungere alla sua naturale scadenza a fine 2016 (o a fine 2017 per gli impianti “sotto-soglia”).

Si attendono ancora gli atti attuativi del Nuovo Decreto FER. Entro quindici giorni il GSE pubblicherà le procedure applicative, ivi incluso il regolamento operativo per le procedure d’asta, per le procedure di iscrizione al registro e per i rifacimenti parziali e totali. Entro novanta giorni il GSE aggiornerà le procedure per l’effettuazione di interventi di manutenzione e ammodernamento degli impianti già in esercizio, ivi inclusi i fotovoltaici.

Ambito di applicazione del Nuovo Decreto FER

Come regola, il Nuovo Decreto FER disciplina il sistema incentivante per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non fotovoltaiche che entrano in esercizio successivamente alla data di sua entrata in vigore. Negli Allegati 1 e 2 al Nuovo Decreto FER sono determinati gli incentivi che saranno riconosciuti ai nuovi impianti (eccetto che nei casi di residua applicazione del decreto ministeriale 6 luglio 2012 (Decreto FER 2012), di cui si dirà infra), agli impianti oggetto di integrale ricostruzione, riattivazione, rifacimento, potenziamento, e agli impianti ibridi.

Posta la regola, vanno analizzate le eccezioni. Ci sono casi in cui continuerà ad applicarsi il Decreto FER 2012 alla produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili non fotovoltaiche che entrano in esercizio dopo l’entrata in vigore del Nuovo Decreto FER. Nello specifico, il Decreto FER 2012 continuerà ad applicarsi agli impianti iscritti in posizione utile nelle graduatorie formatesi a seguito delle procedure di asta e registro svolte ai sensi del medesimo Decreto FER 2012. Le tariffe incentivanti previste dal Decreto FER 2012 (ma non le modalità di accesso al sistema incentivante) si applicheranno agli impianti che, ai sensi del Nuovo Decreto FER, accedono direttamente all’incentivo, e agli impianti iscritti in posizione utile ai nuovi registri istituiti ai sensi del Nuovo Decreto FER, a condizione che – in entrambi i casi – tali impianti entrino in esercizio entro un anno dalla data di entrata in vigore del Nuovo Decreto FER.

Infine, ci sono gli impianti alimentati da fonti rinnovabili che sono entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e quelli che sono entrati in esercizio entro il 30 aprile 2013 dotati di titolo autorizzativo antecedente alla data di entrata in vigore del Decreto FER 2012 (i.e. 11 luglio 2012), che avevano maturato il diritto a fruire dei certificati verdi. A questi impianti, per il residuo periodo di diritto successivo al 2015 (i.e. 15 anni per gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007), sarà riconosciuto un incentivo sulla produzione netta incentivata, aggiuntivo ai ricavi conseguenti alla vendita dell’energia elettrica3.

Cosa cambia e cosa non cambia rispetto al previgente regime del Decreto FER 2012

Il Nuovo Decreto FER riproduce in larga parte i contenuti del Decreto FER 2012, di cui costituisce revisione ed aggiornamento, senza stravolgerne l’assetto complessivo. In particolare, il Nuovo Decreto FER conferma:

  1. la soglia di 5,8 miliardi di Euro in termini di costo indicativo cumulato massimo annuo, superato il quale non vengono più riconosciuti nuovi incentivi, pur definendo nuovi e più puntuali criteri per il calcolo di tale costo indicativo;
  2. la coesistenza di un meccanismo incentivante di tipo “feed in tariff4 per impianti di più piccola taglia e di tipo “feed in premium5 per gli impianti di taglia superiore; e
  3. le modalità di accesso ai meccanismi di incentivazione mediante: (i) accesso diretto; (ii) iscrizione a registro; e (iii) a seguito di partecipazione a procedure competitive di aste al ribasso, a seconda della potenza dell’impianto e della tipologia della fonte.

Le maggiori novità e le più rilevanti precisazioni apportate dal Nuovo Decreto FER sono dettagliate di seguito:

  1. il costo indicativo cumulato degli incentivi si calcola alla presunta data di entrata in esercizio e non più alla data di ammissione al registro o aggiudicazione dell’asta6;
  2. la soglia per accedere al meccanismo incentivante di tipo “feed in tariff” è stata ridotta da 1 MW a 500 kW7 : l’impiego maggiore di questo meccanismo rispetto a quello di “feed in premium” è coerente con le sollecitazioni della Commissione Europea in materia di aiuti di Stato e con le osservazioni più volte formulate dall’AEEGSI che vede con favore che l’energia elettrica sia lasciata nella disponibilità dei produttori e che non venga venduta solo al GSE;
  3. la soglia oltre la quale gli impianti accedono ai meccanismi di incentivazione mediante procedure competitive di aste al ribasso è stata allineata per tutte le fonti rinnovabili: mentre il Decreto FER 2012 prevedeva la soglia di 5 MW ad eccezione che per le fonti idroelettriche e geotermoelettriche per cui la soglia era fissata rispettivamente in 10 MW e 20 MW, il Nuovo Decreto FER prevede un’unica soglia pari a 5 MW uguale per tutte le fonti;
  4. i contingenti in termini di potenza incentivabile, differenziati per fonte e per modalità di accesso al sistema incentivante, sono stati rideterminati8;
  5. i valori unitari delle tariffe incentivanti sono stati tendenzialmente aggiornati in riduzione, eccetto che per quanto riguarda la fonte geotermoelettrica per cui i livelli rimangono invariati o sono stati leggermente aumentati;
  6. si prevede la pubblicazione di un bando entro il 20 agosto 2016, sia per la procedura di iscrizione a registro sia per quella di asta, con durata del periodo di presentazione delle domande fissato in sessanta giorni in caso di iscrizione a registro e in novanta giorni per l’asta, e con contingente di potenza messo a disposizione pari al 100% per ciascun bando;
  7. per quanto riguarda le procedure di iscrizione a registro: (i) la graduatoria non è soggetta a scorrimento salvo rinuncia da parte dei soggetti da comunicarsi al GSE entro sei mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria; (ii) sono stati inseriti nuovi criteri di priorità ai fini della formazione della graduatoria, tra cui l’essere stato iscritto in posizione non utile nei registri aperti ai sensi del Decreto FER 2012 a condizione che, alla data di entrata in vigore del Nuovo Decreto FER, l’impianto sia munito di titolo autorizzativo e/o concessorio (se necessario), e l’aver richiesto una tariffa pari al 90% rispetto a quella prevista; e (iii) la decurtazione della tariffa incentivante in caso di mancato rispetto dei termini di entrata in esercizio è sempre pari allo 0.5% per ogni mese di ritardo, ma soltanto nel limite massimo di 6 mesi di ritardo (il Decreto FER 2012 prevedeva un termine massimo di ritardo di 12 mesi);
  8. per quanto riguarda le procedure di asta: (i) sono esclusi i ribassi inferiori al 2% e quelli superiori al 40% sulla base d’asta; (ii) la dichiarazione attestante la capacità finanziaria ed economica deve essere resa da un istituto bancario, non essendo più ammessa la medesima dichiarazione da parte di un istituto assicurativo; (iii) il valore minimo di capitalizzazione è modulato in relazione al valore dell’investimento; (iv) la dichiarazione bancaria e la capitalizzazione sono diventate requisiti tra loro alternativi e non cumulativi; (v) è stato inserito un nuovo criterio di priorità ai fini della formazione della graduatoria, consistente nell’essere in possesso di un rating di legalità pari ad almeno due “stellette”9; (vi) in caso di rinuncia comunicata al GSE entro 6 mesi dalla pubblicazione della graduatoria, il GSE escute il 30% della cauzione definitiva e da’ luogo allo scorrimento della graduatoria; (vii) in caso di rinuncia comunicata al GSE decorsi sei mesi e entro dodici mesi dalla pubblicazione della graduatoria, il GSE escute il 50% della cauzione definitiva; e (viii) è stato eliminato il limite massimo di ritardo consentito ai fini dell’entrata in esercizio dell’impianto;
  9. per quanto riguarda i rifacimenti totali e parziali, è stato aggiunto come requisito ai fini dell’ammissione al meccanismo di incentivazione, il rispetto delle disposizioni di cui al decreto ministeriale 6 novembre 2014 sull’opzione di rimodulazione dell’incentivo;
  10. sono previste disposizioni speciali per gli impianti alimentati con frazione biodegradabile dei rifiuti, per gli impianti ex-zuccherifici, così come per gli impianti geotermici che utilizzano tecnologie avanzate e per gli impianti solari termodinamici; e
  11. viene chiarito che, qualora il GSE non riceva la documentazione elencata nell’Allegato 3 al Nuovo Decreto FER entro 30 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, il GSE non riconoscerà gli incentivi per il periodo temporale intercorrente tra la data di entrata in esercizio e la data di presentazione della documentazione.

Da ultimo, va segnalata una modifica, introdotta in extremis, ma con un impatto molto forte, potenzialmente applicabile anche agli impianti fotovoltaici. Nel Nuovo Decreto FER, ai fini della determinazione della potenza dell’impianto, il GSE potrà valutare la sussistenza di elementi indicativi di un “artato frazionamento” della potenza degli impianti. È espressamente previsto che il GSE possa valutare, come possibile elemento indicativo di un “artato frazionamento”, l’unicità del nodo di raccolta dell'energia prodotta da impianti riconducibili a un medesimo soggetto, identificando tale nodo con la stazione di raccolta MT/AT per connessioni in alta tensione, ovvero con la stessa cabina o linea MT nel caso di connessioni in media tensione.

Criticità ed osservazioni

I temi maggiormente critici del Nuovo Decreto FER, come già inizialmente segnalati dall’AEEGSI, riguardano la scelta della tipologia di incentivo, i meccanismi di ammissione al sistema incentivante (anche per gli ex-zuccherifici), la quantificazione della tariffa incentivante, i criteri di calcolo del “feed-in premium”, il calcolo del costo indicativo cumulato nel caso di applicazione dello spalma-incentivi e le tempistiche di erogazione degli incentivi. Tra questi, il tema di maggiore rilevanza sistemica riguarda la scelta della tipologia di incentivo. Sebbene nell’ottica di lasciare l’energia elettrica nella disponibilità dei produttori sia stato ritenuto apprezzabile il maggior impiego dello strumento di “feed in premium” rispetto a quello di “feed in tariff”, sarebbe stato opportuno valutare un sistema incentivante diverso, più innovativo e coerente con le esigenze del sistema elettrico, che potesse essere in grado di premiare la prestazione di servizi di rete o di servizi di regolazione della frequenza e/o della tensione. Infatti, il tema della premialità correlata alla prestazione di servizi di rete sarà certamente il tema centrale quando si tratterà di rivedere il sistema incentivante dal 2017.

Le altre criticità che erano state evidenziate dall’AEEGSI e le relative proposte di emendamento riguardavano punti specifici dello schema del Nuovo Decreto FER, ma molte di queste proposte non sono state minimamente prese in considerazione10.

È stata invece accolta la proposta di revisione dei criteri di calcolo del “feed in premium”, prevedendo che l’incentivo per gli impianti di potenza superiore a 500 kW sia calcolato come differenza oraria (positiva o negativa), tra la tariffa base ed il prezzo zonale orario. Tale proposta muove dall’intento di evitare disparità di trattamento rispetto agli impianti di più piccola taglia. C’è anche un chiaro intento di sgravio sulla componente tariffaria A3 per il caso che i prezzi zonali orari risultassero superiori alle tariffe base e, infine, la considerazione ispirata anche dalle linee guida della Commissione Europea della necessità di evitare che il sistema incentivante producesse ulteriori distorsioni sul mercato della vendita dell’energia, ad esempio incentivando a presentare – qualora in futuro potesse essere possibile – offerte a prezzi negativi11.

Quanto alle tempistiche di erogazione degli incentivi, considerando che nel corso del 2016 ci si aspetta un notevole aumento degli oneri derivanti dal pagamento degli incentivi12, l’AEEGSI aveva espresso l’opportunità di prevedere che il pagamento delle tariffe incentivanti che sostituiscono i certificati verdi fosse effettuato, invece che su base mensile, alla fine del sesto mese successivo a quello che segue ciascun trimestre. Oltre a tale misura di dilazione di pagamento, al fine di assicurare la sostenibilità dell’incremento di oneri, l’AEEGSI pensava anche all’introduzione di un meccanismo di premialità per i produttori che hanno certificati verdi invenduti e che ne chiedano il ritiro dopo il 2016. Al riguardo, non ha perso tempo il GSE che, con nota del 30 ottobre 2015, ha comunicato che, a partire dal 2016, gli incentivi per gli impianti che passeranno dai certificati verdi alla “feed-in tariff” verranno erogati dal GSE su base trimestrale entro il secondo trimestre successivo a quello di riferimento. L’auspicio è che la dilazione di pagamento sia un meccanismo transitorio e provvisorio e che, a valle del superamento del picco previsto per metà 2016, il GSE possa riallineare le tempistiche di pagamento uniformandole a quelle già previste per le altre fonti rinnovabili.

Da ultimo, segnaliamo le voci del mercato. ANIE Rinnovabili – che è l’associazione che all’interno di ANIE Federazione raggruppa le imprese costruttrici di componenti e impianti chiavi in mano per la produzione di energia da fotovoltaico, eolico, biomasse e geotermia, mini idroelettrico – sostanzialmente concordava con tutte le osservazioni espresse dall’AEEGSI ed anzi riteneva opportune ulteriori e più specifici emendamenti13. Poco soddisfatto sembra anche il settore delle biomasse che aveva alzato la voce nel corso della consultazione, in particolare per quanto riguarda i grandi impianti. Infatti, come emerge dall’ultimo rapporto pubblicato da “Bloomberg New Energy Finance”, l'incidenza dei costi per il combustibile (che rappresentano in media oltre la metà dei costi operativi) rende questo comparto nettamente diverso (e svantaggiato) rispetto a eolico e fotovoltaico14. Infine, a seguito della posticipazione al 1° luglio 2016 della possibilità per gli operatori degli impianti a biomasse e bioliquidi di optare per la conversione dei certificati verdi, le associazioni di categoria del settore delle biomasse avevano chiesto l’istituzione di un tavolo tecnico ad hoc al MSE. Tale dilazione temporale rappresenta l’ennesimo ritardo cui gli operatori sono costretti ad assistere con riferimento alla conversione dei certificati verdi.

In conclusione, ancora una volta l’Italia si è messa in gioco prendendo impegni rilevanti per la riduzione delle emissioni di CO2 nel contesto della negoziazione dell’accordo globale sul clima e le emissioni di gas serra (il cosiddetto Climate Change Agreement) durante la conferenza delle Nazioni Unite a dicembre 2015. Ancora una volta sembra però che, in concreto, le aspettative riposte dalle associazioni di categoria del settore delle rinnovabili sul Nuovo Decreto FER siano state in parte deluse. Non tanto perchè il Nuovo Decreto FER sia percepito come un provvedimento pregiudizievole per il settore, ma perchè il settore aveva maggiori aspettative. Infatti, gli operatori del settore auspicavano che venisse approvato, oggi, il nuovo regime incentivante valido a decorrere dal 2017 in avanti. È evidente come, se da un lato, il Nuovo Decreto FER non sconvolge negativamente il settore ed anzi gli da’ fiato prevedendo per il biennio 2015-2016 circa 400 milioni di euro di incentivi all'anno di incentivi, dall’altro lato, non sembra nemmeno in grado di offrire un quadro certo e stabile nel medio-lungo periodo.

Note

  1. L’AEEGSI aveva rilasciato il suo parere sin dal 14 ottobre 2015, esprimendo, peraltro, non poche perplessità in merito al meccanismo di ammissione al sistema incentivante e alla tipologia di incentivo previsti dal Nuovo Decreto FER e, al contempo, proponendo alcune modifiche e soppressioni di specifiche previsioni tra quelle inizialmente contenute nella bozza di Nuovo Decreto FER. La Conferenza delle Regioni aveva comunicato il suo parere favorevole in data 5 novembre 2015 proponendo alcuni emendamenti su segnalazione delle Regioni.
  2. Il costo indicativo cumulato annuo degli incentivi riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici, definito all’articolo 2 del Decreto FER 2012, può essere visualizzato accedendo al “contatore degli oneri delle fonti rinnovabili” sul sito internet del GSE. Tale costo rappresenta una stima dell’onere annuo potenziale, già impegnato, anche se non ancora interamente sostenuto, degli incentivi riconosciuti agli impianti a fonti rinnovabili non fotovoltaici. Le tipologie degli incentivi che vengono presi in considerazione ai fini del calcolo del suddetto costo sono le seguenti: (i) tariffe CIP 6/92 (CIP6); (ii) certificati verdi (CV); (iii) tariffe onnicomprensive ai sensi del decreto ministeriale 18 dicembre 2008 (TO); (iv) Conto Energia Solare Termodinamico (CSP); e (v) incentivi introdotti dal Decreto FER 2012 (incentivi variabili in funzione del prezzo dell’energia o tariffe onnicomprensive).
  3. L’incentivo è calcolato secondo la seguente formula: I = k x (180 – Re) x 0.78, ove k è 1 per gli impianti entrati in esercizio prima del 31 dicembre 2007 e, per gli impianti entrati in esercizio successivamente a tale data, è pari al coefficiente applicabile ai sensi dell’articolo 2, comma 148 della legge n. 244 del 2007 (i.e. sempre pari a 1 per gli impianti eolici onshore), e ove Re è il prezzo di cessione dell’energia elettrica definito dall’AEEGSI registrato nell’anno precedente a quello di riferimento.
  4. Il meccanismo di “feed in tariff” comporta il ritiro dell’energia elettrica immessa in rete da parte del GSE e l’erogazione di una tariffa onnicomprensiva sulla produzione netta immessa in rete.
  5. Il meccanismo di “feed in premium” comporta la possibilità di commercializzare sul mercato l’energia elettrica prodotta e l’erogazione di un incentivo sulla produzione netta immessa in rete. 
  6. Nel caso di applicazione dello “spalma-incentivi” di cui al decreto legge 145/2013 (come attuato dal decreto interministeriale 6 novembre 2014), è stato accolto il suggerimento dell’AEEGSI di considerare il valore dell’incentivo a valle dell’operazione di rimodulazione, invece che il valore dell'incentivo antecedente all'operazione di rimodulazione, in modo tale da assicurare che il costo indicativo massimo annuo sia il più vicino e coerente possibile rispetto al costo atteso su base annua.
  7. I soggetti responsabili degli impianti di potenza fino a 500 kW possono fare domanda al GSE per accedere al sistema di “feed in premium” in alternativa alla “feed in tariff”.
  8. I contingenti di potenza incentivabile mediante registro sono ripartiti come segue: (i) eolico onshore 60 MW; (ii) idroelettrico 80 MW; (iii) geotermoelettrico 30 MW; (iv) biomasse e biogas, gas di depurazione e gas di discarica e bioliquidi sostenibili 90 MW; (v) oceanica 6 MW; e (vi) solare termodinamico 20 MW. I contingenti di potenza incentivabile mediante aste sono ripartiti come segue: (i) eolico onshore 800 MW; (ii) eolico offshore 30 MW; (iii) geotermoelettrico 20 MW; (iv) solare termodinamico 100 MW; (v) biomasse da rifiuti 50 MW. I contingenti di potenza incentivabile per i rifacimenti assegnati mediante registro sono ripartiti come segue: (i) eolico onshore 40 MW; (ii) idroelettrico 30 MW; e (iii) geotermoelettrico 20 MW.
  9. Il riferimento è al rating di legalità delle imprese di cui all’art. 5 ter del decreto legge n. 1 del 2012 convertito dalla legge n. 27 del 2012.
  10. Non è stata accolta la proposta di eliminare l’articolo 4 comma 5, in virtù del quale tutti gli impianti – eccetto quelli ad accesso diretto – hanno titolo ad accedere agli incentivi a condizione che i relativi lavori di costruzione risultino avviati dopo l’inserimento in posizione utile nelle graduatorie; l’eliminazione mirava a tutelare le iniziative già avviate, consentendo l’accesso agli incentivi anche agli impianti per i quali i lavori vengano avviati prima dell’inserimento in graduatoria. Così come non è stata accolta la proposta di eliminare anche l’articolo 19, in virtù del quale gli impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero continuano ad accedere agli incentivi del decreto interministeriale 18 dicembre 2008 (cioè ai certificati verdi e allo strumento incentivante che ne prenderà il posto), nel limite complessivo di 120,5 MW (ora, 83 MW) elettrici; l’eliminazione era volta ad evitare disparità di trattamento ed inefficienti allocazioni delle risorse . E nemmeno è stata accolta la proposta di rivedere il meccanismo di quantificazione della tariffa incentivante, prevedendo che, qualora nella realizzazione dell’impianto fossero stati utilizzati componenti rigenerati (al posto di componenti nuovi) , la tariffa base  avrebbe dovuto assumere un valore inferiore rispetto a quello spettante qualora fossero stati utilizzati componenti nuovi; la ratio della proposta era basata sul presupposto che il valore unitario della tariffa incentivante avrebbe dovuto essere calcolato in modo tale da coprire i costi di produzione, garantire un’adeguata remunerazione del capitale, ed incentivare l’innovazione tecnologica.
  11. Lo schema di decreto rivisto dall’AEEGSI prevedeva che, per gli impianti sopra i 500 kW, qualora la differenza oraria tra la tariffa base e il prezzo zonale orario fosse stata negativa, l'incentivo sarebbe stato convenzionalmente assunto pari a zero. Ciò avrebbe implicato che, se il prezzo zonale orario fosse stato uguale o superiore alla tariffa base, il produttore avrebbe avuto comunque titolo ad ottenere il prezzo zonale orario come remunerazione della vendita dell’energia. L’incentivo per gli impianti sotto i 500 kW è, invece, una tariffa onnicomprensiva costante e, pertanto, a prescindere dall’andamento dei prezzi di mercato, il ricavo del produttore non potrà mai essere superiore all’incentivo coì come predeterminato.
  12. Nel corso del 2016, il GSE dovrà sostenere i costi associati al ritiro dei certificati verdi in scadenza, oltre che i costi derivanti dalle tariffe incentivanti che sostituiranno i certificati verdi.
  13. Nello specifico, ANIE Rinnovabili riteneva opportune alcune ulteriori modifiche, tra cui le seguenti: (i) che il GSE comunicasse il raggiungimento dell'obiettivo limite dei 5,8 miliardi di euro con un anticipo di 6 mesi; (ii) che venisse introdotto un sistema di garanzia pari al 10% del valore di tutti i progetti a garanzia dell'effettiva volontà di realizzazione dell'investimento; (iii) che si adottasse lo scorrimento automatico dei progetti inseriti in posizione non utile ai fini dell'incentivo ogniqualvolta avvenga una rinuncia o decadenza dei termini; (iv) che il GSE comunicasse con cadenza mensile le eventuali risorse residue divenute disponibili per le fonti ad accesso diretto.
  14.  Gli operatori del settore delle biomasse proponevano il dirottamento dei fondi accantonati per la riconversione degli ex-zuccherifici proprio a favore dei grandi impianti a biomassa.

Recent publications

Subscribe and stay up to date with the latest legal news, information and events...