Il nostro Partner Tommaso Barbetti ha scritto un articolo per Quotidiano Energia intitolato: “Aste Fer e il perché della bassa partecipazione”, pubblicato il 31 maggio 2022.

Di seguito il testo dell’articolo:

Aste Fer: i perché della bassa partecipazione

Il grosso delle autorizzazioni sono sul FV agricolo, che non può partecipare. Peccato non aver potuto spostare l’ultima procedura. Le lezioni e le sfide da cui ripartire.

Solo per i più distratti gli esiti della prima asta Fer del 2022, pubblicati ieri a tarda notte, saranno risultati sorprendenti. Certamente nessuno si aspettava l’esaurimento del contingente, superiore a 2,3 GW. Ma in diversi contavano su un livello di partecipazione in linea con quello dell’ultima procedura (oltre 1 GW), aggrappandosi forse alla nascente narrativa delle semplificazioni e dello sblocco dei progetti: invece, sono stati assegnati appena 317 MW, poco più del 10% del contingente disponibile (ça va sans dire, a ribassi minimi).

Beninteso, nell’ultimo periodo il ritmo dei progetti autorizzati è aumentato e non poco: da novembre (chiusura dell’ultima asta del 2021) a gennaio (chiusura della prima asta del 2022) sono state rilasciate autorizzazioni alle rinnovabili per circa 800 MW. Com’è dunque possibile che la partecipazione all’asta sia stata così bassa?

C’è chi sostiene che possa dipendere dai nuovi scenari sui prezzi energia, che spingerebbero gli operatori con progetti autorizzati verso il merchant, allontanandoli così dalle aste. Ipotesi questa che, nonostante le trattative per nuovi Ppa stiano impazzando (soprattutto sul solare), pensiamo di poter scartare, per il momento: vuoi perché le aste del Gse non precludono definitivamente l’accesso al mercato (sia nei 18 mesi dopo l’entrata in esercizio, sia – anche in seguito – nel caso in cui si decida di rinunciare all’incentivo), vuoi per l’atteggiamento guardingo degli operatori, disorientati sia dalla volatilità del mercato sia dalla mano della legislatore che è calata sui prezzi (Sostegni-ter e Taglia Prezzi), in un mondo in cui il confine tra strumenti regolati e di mercato è (e sarà) sempre più labile.

Vale dunque la pena spostare l’attenzione sulle caratteristiche dei progetti autorizzati nel periodo di interesse. Si noterà che la maggioranza di essi (550 MW) sono progetti fotovoltaici in area agricola: per essi la partecipazione in asta è a tutt’oggi vietata (anche per i c.d. agrivoltaici, sebbene il Decreto Semplificazioni 2021 abbia nominalmente rimosso il divieto: in attesa che venga introdotta in normativa una definizione precisa di cosa sia l’agrivoltaico, il Gse non consente l’iscrizione di questi impianti). Restano dunque i soli progetti di fotovoltaico in area industriale e gli eolici, che ammontano appunto a 250 MW, un valore non sorprendentemente prossimo al livello di partecipazione all’asta.

Queste numeriche, oltre ad offrire un valido razionale sul livello di partecipazione alle aste, restituiscono anche una migliore chiave di lettura sull’andamento delle autorizzazioni alle rinnovabili: un fenomeno che va analizzato non nel suo insieme, ma con riferimento agli specifici trend – così diversi tra di loro – di ciascuna tecnologia e, soprattutto, di ciascuna Regione Italiana.

Domani si riparte con una nuova asta, l’ultima prevista dall’estensione del DM Fer apportata dal Dlgs 199/2021. Il livello di autorizzato nei primi mesi del 2022 è ancora aumentato, ma rimarranno valide le considerazioni di cui sopra: il grosso dei nuovi progetti sarà soprattutto PV in area agricola, dunque non iscrivibile in asta. Una sorta di paradosso, nel momento in cui si invoca a gran voce il “disaccoppiamento del prezzo delle rinnovabili da quello del gas”, fattispecie di cui le aste Fer sono una delle possibili espressioni, e al contempo si lamenta la bassa partecipazione nelle aste italiane rispetto a quelle del resto d’Europa.

Salvo sorprese, la storia del DM Fer si chiuderà con una quota di contingente non assegnato. In tal senso, è un peccato che – apparentemente per ragioni di compliance con le Linee Guida Europee sugli Aiuti di Stato – non sia stato possibile posticipare l’asta a dopo l’estate, quando forse sarebbe stato lecito attendersi un livello di partecipazione maggiore. Ciò anche tenuto conto che il decreto delle “nuove aste” (il c.d. DM Fer 3: prevedrà, tra le altre cose, aste per eolico onshore e fotovoltaico per i prossimi 5 anni) appare ancora lontano dall’essere approvato e che quindi si andrà verso uno stop&go dello strumento.

Ripartiremo nel 2023 con una serie di “lessons learned” e con sfide nuove: tra le lezioni, l’aver compreso che il successo di un’asta dipenda da un attento bilanciamento del livello dei contingenti, delle tempistiche di svolgimento delle procedure, delle basi d’asta (specie in tempi di crisi della supply chain, con incrementi di Capex che fino a pochi mesi sembravano impossibili da immaginare) e dei requisiti di partecipazione, ove alcuni vincoli – come quelli sul fotovoltaico agricolo – paiono ormai superati dalla storia. Tra le sfide: accelerare l’integrazione dello storage nel mercato e consentire alla crescente domanda di Ppa dei consumatori finali di esprimersi senza interferenze.

Il nostro Partner Tommaso Barbetti ha scritto un articolo per Quotidiano Energia intitolato: “Aste Fer: non è (solo) una questione di prezzi”, pubblicato il 4 ottobre 2022.

Di seguito il testo dell’articolo:

Aste Fer: non è (solo) una questione di prezzi

Tra tempi di messa in esercizio e “collaudo” chi rinuncia a un’opzione di contratto a 65 €/MWh dal 2026? La bassa partecipazione dipende ancora dai pochi progetti e, semmai, dai Capex aumentati.

Per l’ottava volta consecutiva (su nove complessive), le procedure del Gse non sono riuscite ad assegnare tutti gli “incentivi” disponibili – si notino le virgolette: difficile chiamare incentivi contratti per differenza per lo più sotto i 100 €/MWh, di questi tempi.

Catturano come al solito la nostra attenzione i risultati dell’asta del gruppo A, la procedura destinata ad accogliere progetti eolici e fotovoltaici in area non agricolo, non foss’altro perché il contingente destinato all’asta copriva i due terzi del totale delle procedure: a fronte di un contingente di 1.905 MW hanno partecipato 537 MW, di cui 124 MW si sono successivamente ritirati (o sono stati esclusi dal Gse) riducendo l’effettiva partecipazione a 413 MW, ossia ad appena il 22% del volume di sostegno disponibile.

Ancora una volta restiamo convinti – e i dati sulle autorizzazioni lo provano – che la maggioranza dei progetti eleggibili abbiano partecipato: non è dunque lo scarso interesse del mercato per lo strumento a giustificare la bassa partecipazione, ma i pochi progetti autorizzati, con gli impianti solari in area industriale che rimangono una nicchia di mercato e gli eolici alle prese con lo stand-by della Via nazionale, solo da poco superato – per 1,3 GW di progetti, tuttavia ancora in larga parte in attesa dell’Autorizzazione Unica – unicamente grazie allo sblocco del Consiglio dei ministri.

Riguardo la bassa partecipazione, troviamo semplicistica la narrativa secondo cui i produttori ormai preferirebbero il “mercato” alle aste, essendo attratti dalle nuove prospettive di prezzo. Bisogna infatti ricordare che – stando ai tempi medi dichiarati dai produttori a una survey di Elemens – in media i progetti vincitori entreranno in esercizio tra 24 mesi (dunque a ottobre 2024). Inoltre, i regolamenti Gse consentono, dopo la messa in esercizio, un periodo “collaudo” di massimo 18 mesi (successivo alla messa in esercizio) in cui gli operatori percepiscono i prezzi di mercato, senza intaccare il periodo di incentivazione: come a dire che i 65 €/MWh dell’asta diventeranno la remunerazione per gli operatori solo da metà 2026, sempre che nel frattempo non decidano di rinunciarvi (senza alcuna penale, se l’impianto sarà già realizzato). Certamente nel mercato ognuno risponde ai segnali di prezzo: ma in quanti potranno aver rinunciato – basandosi sull’aspettativa distorta del 2022 – a un’opzione di contratto a 65 €/MWh dal 2026 (a cui si potrà sempre rinunciare), in un momento in cui la strada dell’intervento regolatorio a compressione dei ricavi delle rinnovabili è più concreta che mai?

Cosa diversa è invece sostenere che i 65 €/MWh dell’asta sono diventati pochi, non tanto in raffronto ai prezzi di mercato, ma tenuto invece conto dell’incremento dei costi di investimento. Eolico e fotovoltaico, per effetto della crisi logistica e dell’aumento del costo dei materiali, stanno sperimentando incrementi sul Capex che vanno dal 25% al 40%. Inevitabile, dunque, che per qualcuno quello che prima bastava oggi non sia più sufficiente: al riguardo, sono proprio i 18 mesi di collaudo a (questi) prezzi di mercato a tenere a galla la redditività delle iniziative e a far sì che – almeno fino ad oggi – non ci sia stata un “fuga dal Gse”.

Mentre scriviamo è in corso la decima procedura. Si tratta, a suo modo, di un piccolo colpo di teatro, dal momento che il Gse aveva comunicato che l’asta di giugno (quella di cui stiamo commentando i risultati) sarebbe stata l’ultima del DM Fer e relativa estensione. Lodevolmente, il Gse è tornato sui suoi passi, lanciando una decima procedura. Tale ipotesi era peraltro espressamente prevista dallo stesso Dlgs 199/21, che prolungava la vita del vecchio DM Fer fino all’esaurimento dei contingenti (lontano, come si è visto) o alla pubblicazione del nuovo decreto di incentivazione (il DM Fer X, ancora più lontano, si teme): non prevedere una nuova procedura di aggiudicazione di energia da parte del sistema a 65 €/MWh (contro un PUN che ieri era a 347 €/MWh) solo per mantenere una formale compliance con le Linee Guida con gli Aiuti di Stato EU, mai come di questi tempi riadattate a piacimento da tutti gli Stati Membri, sarebbe stato beffardo. O persino ironico, se si considera che uno dei grandi temi sul tavolo europeo è il decoupling gas- rinnovabili, di cui le aste del DM Fer rappresentano uno strumento forse poco affascinante ma sicuramente efficace. Anche per questo, consapevoli che difficilmente i contingenti si esauriranno, ci aspettiamo almeno un’undicesima procedura.