di Diego Moretti
La seconda metà del 2024 ha riservato importanti novità per le imprese a forte consumo di energia elettrica. Una delle principali riguarda il D.M. n. 256 del 10 luglio, con cui vengono definite modalità e criteri per il soddisfacimento delle green conditionalities, ovvero specifici obblighi da adempiere in ottemperanza del decreto-legge n. 131 del 2023, per il quale le imprese energivore devono investire parte delle agevolazioni ricevute in progetti di efficienza energetica e incrementare la propria quota di energia rinnovabile utilizzata.
Recentemente, è stato inoltre pubblicato il bando relativo ad un altro importante provvedimento rivolto agli energivori, con l’obiettivo di stimolare lo sviluppo di nuova capacità di generazione da impianti a fonti rinnovabili; si sta parlando del decreto Energy Release 2.0, a cui FIRE e BIP hanno dedicato una Guida
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La seconda metà del 2024 ha riservato importanti novità per le imprese a forte consumo di energia elettrica. Una delle principali riguarda il D.M. n. 256 del 10 luglio, con cui vengono definite modalità e criteri per il soddisfacimento delle green conditionalities, ovvero specifici obblighi da adempiere in ottemperanza del decreto-legge n. 131 del 2023, per il quale le imprese energivore devono investire parte delle agevolazioni ricevute in progetti di efficienza energetica e incrementare la propria quota di energia rinnovabile utilizzata.
Recentemente, è stato inoltre pubblicato il bando relativo ad un altro importante provvedimento rivolto agli energivori, con l’obiettivo di stimolare lo sviluppo di nuova capacità di generazione da impianti a fonti rinnovabili; si sta parlando del decreto Energy Release 2.0
In cosa consiste la nuova misura?
Il meccanismo in oggetto prevede la sottoscrizione da parte degli operatori interessati di un contratto di anticipazione attraverso il quale il GSE destina ad essi il quantitativo di energia richiesta, prodotta da FER, ad un prezzo calmierato fissato a 65 €/KWh, per una durata massima di 36 mesi. Successivamente, attraverso la sottoscrizione di un contratto di restituzione, che ha decorrenza al più tardi dai 40 mesi dalla sottoscrizione del contratto di anticipazione, il cliente si impegna a restituire l’energia anticipata a pari prezzo, in un arco temporale di 20 anni, producendola attraverso la nuova capacità di generazione realizzata, che deve essere caratterizzata da impianti di potenza almeno pari al doppio della potenza oggetto del contratto di restituzione, e comunque non inferiore ai 200 KW. Tale capacità di generazione deve entrare in esercizio entro i 40 mesi dalla sottoscrizione del contratto di anticipazione. Per accedere al beneficio le imprese devono presentare domanda entro il 13 di gennaio, per poi sottoscrivere i contratti di anticipazione nei trenta giorni successivi.
Riteniamo che questa misura rappresenti certamente un passo avanti, ed apporti quindi un contributo positivo lungo il percorso di transizione energetica, perché:
- sviluppare nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili, prevalentemente in autoconsumo, permette di ottimizzare il nostro mix energetico in ottica di raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione e di incrementare la sicurezza energetica;
- stimolare lo sviluppo di impianti per l’autoconsumo e garantire l’energia ad un prezzo che non subisca forti variazioni nel tempo costituisce un importante vantaggio competitivo per le imprese energivore.
Se da un lato passi avanti sono stati fatti, non possiamo fare a meno di evidenziare alcune considerazioni in merito ai possibili limiti legati al sistema. A partire dalle tempistiche: le imprese hanno poco tempo per valutare la possibilità di sfruttare questa opportunità e decidere se partecipare. Va infatti considerato come le valutazioni da fare non siano banali e spesso le imprese piccole e medie necessitino di un supporto esterno per condurle in porto. C’è dunque il rischio, come altri schemi varati negli ultimi anni sotto l’ombrello del PNRR, che il potenziale sia sfruttato solo in parte.
Stime del GSE parlano di nuova potenza istallata pari a circa 5 GW. A prescindere dal fatto che non è scontato che siano raggiunte, per quanto detto sopra, è plausibile aspettarsi che parte dei nuovi impianti non saranno realizzati on-site, quindi direttamente presso i centri di consumo, bensì saranno dislocati altrove. Questo pone due questioni: la disponibilità di superfici utili dove installare gli impianti e la disponibilità delle reti.
Il primo aspetto ci porta all’individuazione e sfruttamento delle aree idonee. Sebbene il decreto omonimo abbia migliorato la situazione rispetto al passato, l’adozione del D.L. agricoltura limita in maniera importante il processo selettivo legato agli impianti fotovoltaici a terra, riducendo di fatto le aree idonee, ad eccezione di poche altre, alle sole aree interessate da revamping/repowering che non comportano incremento dell’area e a cave e miniere cessate. La questione, riportata nelle competenze delle regioni e delle province autonome, non manca infatti di criticità ed ostacoli (si pensi alla questione sarda) che non lasciano pensare in positivo circa gli obiettivi di adempimento fissati per dicembre. Questa mancanza di sinergia fra provvedimenti normativi si tradurrà presumibilmente in un aumento dei costi sistemici, un aspetto su cui riflettere in un periodo di risorse scarse.
Con riferimento al tema della delocalizzazione degli impianti, è facile immaginare che una parte degli operatori sceglierà come ubicazione le regioni meridionali, anche per la questione aree idonee. Va dunque assicurata l’effettiva capacità dell’attuale infrastruttura di trasmettere l’energia potenzialmente producibile fino ai centri di consumo. La necessità di realizzare investimenti sull’infrastruttura elettrica non è certamente una questione di cui veniamo a conoscenza oggi, in quanto parte del processo di decarbonizzazione passa per l’elettrificazione dei processi, tuttavia, affinché ci si muova realmente nella direzione giusta, è fondamentale che tutti gli ingranaggi del sistema siano funzionanti.
Anche per superare questi limiti abbiamo deciso di definire una guida sull’Energy Release 2.0 messa a punto da FIRE in collaborazione con BIP che trovate a questo link: https://fire-italia.org guida-Energy-Release-FIRE-BIP.pdf
Chiudiamo richiamando un messaggio fondamentale che FIRE ribadisce ormai da tempo, ossia l’importanza di stringere sotto una strategia comune tecnologia, competenze e soluzioni già disponibili, con l’obiettivo di ottenere risultati concreti, tangibili e tempestivi di fronte alla sfida cui siamo chiamati a rispondere, evitando di dover continuare a muoverci in uno scenario di elementi che mutano continuamente e che si ostacolano vicendevolmente.
