A cura dell’Energy Team
Fotovoltaico nei terreni agricoli: in corso le interlocuzioni tra i ministeri competenti
Il 2 maggio u.s. è circolata una bozza di proposta formulata dal Ministero dell’Agricoltura, della Sovranità Alimentare e delle Foreste (“MASAF”) da inserirsi nelle previsioni dello schema di D.L. recante “Disposizioni urgenti per le imprese agricole, della pesca e dell’acquacoltura, nonché per le imprese di interesse strategico nazionale” e in base alla quale le zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici sono aree non idonee all’istallazione degli impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra.
Da quanto emerso tale proposta non sembrerebbe essere stata previamente condivisa con il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”) e i rispettivi uffici stanno attualmente interloquendo per trovare la migliore formulazione a tutela, da un lato degli agricoltori e dei loro terreni agricoli, e dall’altro dei target di decarbonizzazione da raggiungere e gli investimenti delle imprese.
Guida operativa per la presentazione di istanze di Autorizzazione Unica dei sistemi di accumulo
In data 16 aprile 2024 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”), ha pubblicato una guida operativa ufficiale in materia di procedimenti di Autorizzazione Unica di competenza statale dei sistemi di accumulo elettrochimico in configurazione stand alone ai sensi del D.L. 7/2002 (articolo 1, comma 2-quater, lettera b).
La guida indica il contenuto minimo raccomandato per la predisposizione dell’istanza e l’avvio del procedimento autorizzativo ai sensi della legge 241/90 e ss.mm.ii con la precisazione che, nel corso del procedimento, il Ministero e gli altri soggetti convocati nella Conferenza di Servizi potranno richiedere integrazioni e chiarimenti inerenti ad aspetti specifici, in base alla tipologia di intervento e alle eventuali problematiche e necessità emergenti nel corso del procedimento autorizzativo.
Tra le previsioni di maggior rilievo si segnala che per gli interventi oggetto della guida operativa non sono richieste valutazioni ambientali ai sensi del D.lgs. 152/2006, né è necessario acquisire l’intesa da parte delle Regioni interessate.
Investimento 3.1 – La produzione di idrogeno in aree industriali dismesse (Hydrogen Valleys)
L’investimento 3.1, promosso dal MASE, è volto a sostenere la produzione e l’utilizzo di idrogeno verde nell’industria, nelle PMI e nel trasporto locale, creando così nuove hydrogen valleys (distretti dell’idrogeno), così denominate in quanto produttive di idrogeno da fonti rinnovabili. Lo scopo di tale investimento è adibire aree industriali dismesse a unità sperimentali utili per la produzione di idrogeno verde: si tratta quindi di incentivare la produzione di idrogeno elettrolitico a partire da fonti di energia rinnovabile o dall’energia elettrica di rete, promuovendo al contempo un nuovo utilizzo delle aree industriali dismesse.
Tale investimento consta complessivamente di un importo pari ad euro 500.000.000, finalizzati al completamento di almeno 10 progetti di produzione di idrogeno in aree dismesse, per una capacità complessiva di almeno 10-50 MW ed è stato lanciato nel 2022 con la pubblicazione dell’avviso pubblico del MASE.
Di recente, il MASE ha pubblicato il decreto per la riassegnazione alle Regioni e alle Province autonome di circa 60mln di euro non impegnati nell’ambito dell’investimento lanciato nel 2022.
Biogas e biometano: novità da Arera su prezzi minimi garantiti e connessioni
L’Arera ha recentemente pubblicato due delibere per il settore del biogas/biometano.
La delibera (132/2024/R/eel) riguarda i prezzi minimi garantiti per l’energia elettrica prodotta dagli impianti a biogas e biomasse solide, con la quale il GSE riconosce ai produttori aventi diritto, con effetti a decorrere dal 28 luglio 2023, una remunerazione a copertura dei costi di esercizio, determinata secondo le indicazioni ricevute dall’Autorità e dal rapporto elaborato da RSE.
Tale norma riguarda gli impianti a biogas e biomassa che beneficiano di incentivi in scadenza entro il 31 dicembre 2027, o che rinuncino agli incentivi entro tale termine per aderire ai prezzi minimi. Detti prezzi minimi sono corrisposti a copertura dei costi di finanziamento, in modo da assicurare la prosecuzione dell’esercizio dell’impianto e sono differenziati in base alla potenza dell’impianto stesso.
La seconda delibera (131/2024/R/eel) riguarda invece una procedura predisposta da Snam per connettere gli impianti a biometano: in particolare, Arera ha approvato la procedura per ottimizzare le connessioni degli impianti di biometano alle reti gas. Tale nuova procedura si applicherà alle richieste di connessione presentate a partire dal 1° giugno 2024.
L’adozione formale della Direttiva Europea “Casa Green”
Il 12 aprile 2024 il Consiglio dell’Unione Europea ha adottato la direttiva sul rendimento energetico nell’edilizia, nota anche come la direttiva “Case Green”, che era stata approvata dal Parlamento europeo lo scorso 12 marzo.
Attualmente si è in attesa della pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione europea.
La direttiva dovrà essere recepita dagli Stati membri entro due anni dalla sua formale adozione (i.e. 12 aprile 2024).
La direttiva prevede le seguenti riduzioni percentuali dei consumi complessivi: per gli edifici residenziali gli Stati membri dovranno ridurre il consumo medio di energia del 16% nel 2030 e del 20-22% nel 2035 e almeno il 55% del risparmio energetico dovrà venire dalla ristrutturazione del 43% degli edifici con le peggiori prestazioni; per gli edifici non residenziali, la direttiva introduce standard minimi di prestazione energetica e gli Stati membri dovranno ristrutturare il 16% degli edifici con le peggiori prestazioni entro il 2030 e il 26% entro il 2033.
Parlamento UE: via libera alla riforma del mercato dell’energia elettrica UE e al c.d. pacchetto “green gas“
Il Parlamento europeo in data 11 aprile 2024 ha adottato in via definitiva la riforma del mercato dell’energia elettrica UE e il c.d. pacchetto “green gas” di misure per facilitare la diffusione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, compreso l’idrogeno.
La riforma del mercato elettrico si compone di un regolamento e una direttiva. L’obiettivo di tale riforma è quello di modificare l’assetto del mercato dell’energia elettrica in modo che i benefici derivanti dalla crescente diffusione delle energie rinnovabili e dalla transizione energetica in generale siano destinati ai consumatori, compresi quelli più vulnerabili, in ultima analisi mettendoli al riparo da crisi energetiche e scongiurando il rischio che altri clienti civili cadano nella povertà energetica.
In tale contesto, un ruolo centrale è attribuito alle fonti rinnovabili offshore, come l’energia eolica offshore, l’energia marina e il fotovoltaico galleggiante, che saranno determinanti nella costruzione di un sistema energetico ad ampia base di fonti di energia rinnovabile e nel conseguimento della neutralità climatica entro il 2050.
Con riguardo al pacchetto “green gas”, l’obiettivo principale della riforma è quello di rendere possibile e agevolare la transizione verso la neutralità climatica dell’Unione Europea garantendo l’espansione del mercato dell’idrogeno e di un mercato del gas naturale efficiente.
Decreto Fer X: esiti della consultazione
Gli operatori del mercato hanno fornito diversi spunti di riflessione in merito alla bozza di Decreto Fer X, oggetto di un confronto iniziale con la Commissione europea pur se in assenza di una notifica ufficiale della medesima bozza alla Commissione europea.
Una delle critiche principali mossa dagli operatori del mercato (principalmente hanno partecipato alla consultazione pubblica le grandi imprese e le associazioni di categoria) è quella relativa al contingente per l’accesso diretto ai meccanismi di incentivazione di cui al Decreto Fer X, laddove un contingente di 5 GW è ritenuto non soddisfacente da circa il 60% dei partecipanti in quanto, secondo questi ultimi, non tiene in considerazione il significativo contributo attribuito alle soluzioni di piccola/media taglia, previsto sia dalle elaborazioni Terna sia dalla proposta di aggiornamento del PNIEC inviata a Bruxelles. Per quanto riguarda, invece, l’acceso tramite asta, poco più della metà dei soggetti rispondenti concorda con i contingenti individuati.
In merito alla tempistica prevista per la comunicazione della data d’entrata in esercizio dell’impianto, pena la decadenza dalla tariffa incentivante, la maggior parte dei soggetti partecipanti ritiene che sia esigua e ne chiede l’innalzamento, proponendo valori che vanno da ulteriori 60 giorni a 12 mesi, anche alla luce dell’ingente mole di documentazione necessaria per la richiesta d’accesso alla tariffa incentivante da trasmettere al GSE.
CACER, aggiornate le regole operative e pubblicato il decreto corrispettivi
Il MASE ha aggiornato Regole operative del GSE in materia di comunità energetiche e autoconsumo diffuso.
Le principali novità riguardano i seguenti aspetti: (i) requisiti e vincoli temporali di entrata in esercizio degli impianti di produzione per beneficiare del meccanismo transitorio di cui al DM 16 settembre 2020, (ii) descrizione dei criteri di calcolo per l’applicazione delle decurtazioni di cui all’Allegato 1, par. 3, del Decreto CACER nel caso di cumulo della tariffa incentivante con contributi e forme di sostegno pubblico, (iii) modalità di determinazione del valore soglia di quota di energia condivisa di cui all’Allegato 1 par. 4 del Decreto CACER, (iv) introduzione della cessione del credito e del mandato all’incasso, i quali potranno essere consentiti al ricorrere di una serie di condizioni.
Il GSE conferma altresì dell’avvenuta pubblicazione del decreto del MASE n. 106 del 15 marzo 2024 (c.d. Decreto Corrispettivi), con il quale sono stati definiti i corrispettivi che il GSE medesimo richiederà ai beneficiari degli incentivi e dei contributi PNRR di cui al Decreto CACER.
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PwC TLS
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