DM Fer, inizia l’ora delle strategie

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 di Tommaso Barbetti – partner Elemens

Dopo una navigazione lunga 20 mesi, è finalmente approdato in Gazzetta Ufficiale il DM 4 luglio 2019 – meglio conosciuto dal mercato come DM Fer.

Si tratta, come ben noto, della misura con cui si darà sostegno a una parte del comparto rinnovabili (eolico on-shore, idroelettrico, FV non agricolo e gas residuati dei processi di depurazione – le altre fonti sono escluse) per i prossimi 2 anni abbondanti: è, nei fatti, il primo provvedimento “pesante” sul fronte decarbonizzazione che segue gli orientamenti del Piano Clima Energia (a meno che non si voglia includere in questo fronte anche il capacity market approvato a inizio luglio), nonché uno dei primi e anche ultimi colpi battuti dal Governo gialloverde nel settore energia.
La messa in porto del provvedimento è stata quanto mai difficoltosa – per certi versi in modo del tutto inatteso, dal momento che i suoi contenuti richiamano largamente quelli degli equivalenti decreti del 2012 e del 2016, se si fa eccezione per la scomparsa dell’accesso diretto agli incentivi (che segna probabilmente la fine del mini-eolico e di altre micro-tecnologie di generazione), la nuova declinazione della tariffa e una ridefinizione dei criteri di accesso agli incentivi.
E’ proprio in uno dei criteri di accesso che – anche questa è storia ben nota – il Decreto ha rischiato di incagliarsi: l’esclusione dall’accesso al sostegno degli impianti idroelettrici con sottensione di alveo, introdotta dal nuovo Governo asseritamente rispondendo alle preoccupazioni europee della DG Ambiente, ha invece acceso un alert sul provvedimento da parte di un’altra anima della Commissione, la DG Competizione, che ne riteneva discriminatoria l’esclusione. Si è usciti da quello che sembrava un vero cul-de-sac solo grazie a una soluzione di compromesso, che ha riammesso all’interno del decreto tutti gli impianti idroelettrici (soddisfacendo la DG Competizione) a patto che provino il rispetto, con modalità tutte da chiarire, di una serie di requisiti ambientali.
Lo sblocco dell’impasse sull’idroelettrico ha portato così, in tempi rapidi alle firme in calce al DM, che diventa così il più ampio piano di sostegno italiano sulle rinnovabili dal momento della fine degli incentivi “a sportello” (dal 2012, anno in cui finirono sia i Certificati Verdi sia i Conti Energia).
Sostegno – si è scritto poco sopra – e non incentivazione: i più attenti avranno infatti notato che gli stessi funzionari del ministero tendono a descrivere in questi termini le finalità del Decreto.
Il riferimento sembra andare allo strumento principe del provvedimento, il nuovo Contratto per Differenze (CfD) a cui potranno accedere fino a 7,1 GW tra eolico e fotovoltaico in area non agricola e quasi 200 MW di idroelettrico. Il meccanismo prevede infatti che gli operatori che accedano al sostegno ricevano di fatto una remunerazione fissa per un periodo tipicamente pari a 20 anni. In alcuni casi, come quelli dei grandi impianti eolici e fotovoltaici che parteciperanno in asta, non è improbabile che il livello di tale remunerazione possa scendere anche al di sotto del prezzo (anche futuro?) dell’energia, per effetto della competizione che sarà certamente aspra almeno nelle prime procedure. Si configura dunque una situazione in cui è possibile che gli operatori “incentivati” ricavino meno rispetto ai valori di mercato (in tal senso, barattando i potenziali maggiori ricavi ottenibili sui mercati con la certezza dei ricavi futuri e l’assenza di rischio) e, al tempo, lo Stato possa ottenere un risparmio dal “pagamento degli incentivi”: da qui discende il cambio di narrazione.
Una logica questa che – ci perdoneranno i puristi per l’improprio accostamento – ricalca quella dei Ppa, al netto della presenza del coinvolgimento di una controparte pubblica che comunque inizia a far capolino anche nei desiderata di chi invoca i contratti a lungo termine.
Cosa possono dunque portare a casa gli operatori dal provvedimento?
Certamente, per la prima volta da anni, un orizzonte temporale minimo su cui poter effettuare pianificazione, soprattutto per quel che riguarda l’eolico e il fotovoltaico non agricolo (in quest’ultimo caso, nonostante le difficoltà tecniche ed economiche legate rispettivamente alle poche aree disponibili e al costo dei terreni). Se molti operatori globali sono tornati a guardare all’Italia, questo dipende in parte dai contenuti del DM Fer (in altra parte dalla narrazione sulla market parity fotovoltaica nel Sud Europa).
Adesso inizia l’ora delle strategie, soprattutto per quel che riguarda la partecipazione in asta. Non ci sono dubbi che le prime saranno ben affollate, con un ipotizzabile impatto sui prezzi che emergeranno. A partire dal 2021, sarà probabilmente un’altra storia – le esperienze tedesche e francesi hanno già dato indicazioni in questo senso: le dimensioni attuali delle pipeline, unite alle ataviche lentezze nell’ottenimento dei titoli autorizzativi, in effetti lasciano pochi dubbi sul fatto che si assisterà ad un’inversione di tendenza che riporterebbe al centro del dibattito la semplificazione (o la velocizzazione) autorizzativa, il vero convitato di pietra nella festa della decarbonizzazione.

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