Source: http://docplayer.it/4639318-L-autorita-per-l-energia-elettrica-e-il-gas.html
Timestamp: 2018-03-17 20:41:26+00:00

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1 DELIBERAZIONE 19 DICEMBRE /2013/R/EFR DEFINIZIONE DEL VALORE DEI PREZZI MINIMI GARANTITI PER GLI IMPIANTI ALIMENTATI DA FONTI RINNOVABILI DI POTENZA FINO A 1 MW PER I QUALI È CONSENTITO L ACCESSO AL RITIRO DEDICATO L AUTORITÀ PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS Nella riunione del 19 dicembre 2013 VISTI: la direttiva 2001/77/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 27 settembre 2001 (di seguito: direttiva 2001/77/CE); la direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 (di seguito: direttiva 2009/28/CE); la legge 9 gennaio 1991, n. 9 (di seguito: legge 9/91); la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge 481/95); la legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge 239/04); il decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281 (di seguito: decreto legislativo 281/97); il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto legislativo 79/99); il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, recante attuazione della direttiva 2001/77/CE (di seguito: decreto legislativo 387/03); il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante attuazione della direttiva 2009/28/CE (di seguito: decreto legislativo 28/11); il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 5 luglio 2012 (di seguito: decreto interministeriale 5 luglio 2012); il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e con il Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali, 6 luglio 2012 (di seguito: decreto interministeriale 6 luglio 2012); il provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi 29 aprile 1992, n. 6/92, come modificato dal decreto del Ministro dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 4 agosto 1994 (di seguito: provvedimento Cip 6/92); la deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas (di seguito: Autorità) 8 giugno 1999, n. 82/99; la deliberazione dell Autorità 18 aprile 2002, n. 62/02; la deliberazione dell Autorità 23 febbraio 2005, n. 34/05 (di seguito: deliberazione 1
2 34/05; la deliberazione dell Autorità 9 giugno 2006, n. 111/06; la deliberazione dell Autorità 27 dicembre 2006, n. 317/06 (di seguito: deliberazione 317/06); la deliberazione dell Autorità 6 novembre 2007, n. 280/07 (di seguito: deliberazione 280/07); la deliberazione dell Autorità 28 luglio 2011, ARG/elt 103/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 103/11); la deliberazione dell Autorità 20 dicembre 2012, 570/2012/R/efr; il documento per la consultazione 6 aprile 2011, DCO 9/11 (di seguito: DCO 9/11); il documento per la consultazione 31 ottobre 2013, 486/2013/R/efr (di seguito: 486/2013/R/efr), e le osservazioni pervenute. CONSIDERATO CHE: l articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 387/03 e il comma 41 della legge 239/04 hanno previsto, per alcune tipologie di impianti, la possibilità di richiedere, al gestore di rete cui l impianto è connesso, il ritiro a prezzo amministrato dell energia elettrica prodotta e immessa in rete (di seguito: ritiro dedicato). Il regime di ritiro dedicato si pone quale alternativa al normale regime di vendita dell energia elettrica ed è riservato: - all energia elettrica prodotta dagli impianti di potenza inferiore a 10 MVA, qualunque sia la fonte; - all energia elettrica prodotta dagli impianti, di potenza qualsiasi, alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente; - all energia elettrica di cui all articolo 3, comma 12, secondo periodo, del decreto legislativo 79/99 (eccedenze di cui all articolo 22, comma 3, della legge 9/91 da fonti rinnovabili) purché nella titolarità di un autoproduttore, come definito dall articolo 2, comma 2, del decreto legislativo 79/99; il ritiro dedicato non trova applicazione per l energia elettrica ammessa alle tariffe fisse onnicomprensive (ivi incluso il provvedimento Cip 6/92), né per l energia elettrica ritirata dal Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (di seguito: GSE) nell ambito dello scambio sul posto; inoltre, il ritiro dedicato non può essere applicato agli impianti che accedono agli incentivi previsti dai decreti interministeriali 5 e 6 luglio 2012; l articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 387/03 e il comma 41 della legge 239/04 hanno previsto che l Autorità determini le modalità per il ritiro dedicato facendo riferimento a condizioni economiche di mercato; l Autorità ha regolato le modalità per il ritiro dedicato prima con la deliberazione 34/05 (vigente fino al 31 dicembre 2007), poi con la deliberazione 280/07; con la deliberazione 280/07 tuttora vigente, l Autorità ha previsto che il GSE sia l unico soggetto al quale i produttori si rivolgono per stipulare la convenzione che regola il ritiro commerciale dell energia, sostituendo ogni altro adempimento contrattuale; l Autorità ha altresì previsto che il prezzo di ritiro dell energia 2
3 elettrica da parte del GSE sia il prezzo zonale orario che si forma sul Mercato del Giorno Prima, corrisposto sulla base del profilo orario di immissione del singolo impianto di produzione; nella definizione delle condizioni economiche di ritiro, l Autorità, sin dalle prime applicazioni, ha ritenuto opportuno tener conto delle peculiarità di impianti di ridotte dimensioni caratterizzate da elevati costi di esercizio e manutenzione e limitata produzione annua (impianti con produzioni annue di pochi milioni di kwh). A tale scopo ha previsto l applicazione di prezzi minimi garantiti per il primo e il secondo milione di kwh immessi in rete annualmente da ciascun impianto idroelettrico con potenza nominale media annua fino a 1 MW e da ciascun impianto di potenza nominale elettrica fino a 1 MW alimentato da fonti rinnovabili diverse dalla fonte idrica, al fine di assicurare la sopravvivenza economica agli impianti di minori dimensioni, considerati i benefici in termini ambientali, di tutela del territorio e di sviluppo delle risorse marginali o residuali che detti impianti comportano; i prezzi minimi garantiti hanno una duplice finalità: 1) la prima è quella di assicurare la sopravvivenza economica agli impianti di minori dimensioni che sfruttano risorse marginali o residuali che, in quanto tali, non potrebbero essere altrimenti utilizzate; 2) la seconda è quella di garantire una remunerazione minima, qualunque sia l andamento del mercato elettrico; i prezzi minimi garantiti costituiscono, pertanto, una forma di tutela per gli impianti di produzione di energia elettrica da risorse rinnovabili marginali o residuali che, diversamente, non potrebbero coprire i propri costi di gestione; per quanto detto ai precedenti alinea, i prezzi minimi garantiti devono essere correlati ai soli costi di gestione degli impianti di produzione di energia elettrica e, in quanto tali, sono soggetti a variabilità nel tempo; per alcune fonti, i prezzi minimi garantiti sono applicati sulla base di scaglioni progressivi di produzione al fine di coniugare i prezzi ai costi specifici degli impianti in esame, nel caso in cui tali costi risentono dell effetto scala; inizialmente, in fase di prima applicazione, non disponendo di tutti i dati necessari per una corretta definizione, i prezzi minimi garantiti non sono stati differenziati per fonte; i valori dei prezzi minimi garantiti differenziati per fonte, vigenti fino alla fine del 2013, sono stati definiti successivamente, con la deliberazione ARG/elt 103/11, a partire dai costi di gestione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW, come raccolti e analizzati dal Politecnico di Milano (si veda lo studio allegato al DCO 9/11 che ha preceduto la deliberazione ARG/elt 103/11). Tale deliberazione: - ha comunque mantenuto un prezzo minimo garantito di base, non strettamente correlato ai costi di gestione, posto convenzionalmente pari a 76,2 /MWh (pari al valore dell ultimo scaglione progressivo applicato nell anno 2011 e in linea con il valore medio dei prezzi di mercato attesi); - ha previsto che, fino a successive ridefinizioni sulla base dell analisi dei costi di gestione e dei combustibili, i prezzi minimi garantiti fossero aggiornati su base annuale, applicando ai valori in vigore nell anno solare precedente, il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale 3
4 secondo il criterio commerciale; l articolo 7 dell Allegato A alla deliberazione 280/07 già prevede: - al comma 7.2, che i prezzi minimi garantiti siano riconosciuti dal GSE su richiesta del produttore in alternativa ai prezzi zonali orari. Pertanto il produttore, qualora lo ritenesse più conveniente, può richiedere che per l energia elettrica immessa vengano riconosciuti esclusivamente i prezzi zonali orari; - al comma 7.4, che qualora, al termine di ciascun anno solare, il prodotto tra i prezzi minimi garantiti e la quantità di energia elettrica ad essi riferita sia inferiore al prodotto tra i prezzi zonali orari e la stessa quantità di energia elettrica, il GSE riconosca, a conguaglio, i prezzi zonali orari. Pertanto il produttore ha la certezza di avere sempre il massimo tra il ricavo ottenibile con i prezzi minimi garantiti e con i prezzi zonali orari; l energia elettrica ritirata dal GSE nell ambito del ritiro dedicato viene dal medesimo collocata sul mercato: la differenza tra costi e ricavi in capo al GSE è posta a carico della componente tariffaria A 3 ed è sostanzialmente attribuibile ai prezzi minimi garantiti; l impatto dei prezzi minimi garantiti sulla componente tariffaria A 3 è stato pari a circa 94 milioni di euro nel 2012 ed è stimato pari a circa 250 milioni di euro nel 2013 per effetto della riduzione dei prezzi di mercato dell energia elettrica da cui deriva un aumento della quota posta in capo alla componente A 3. CONSIDERATO CHE: con la deliberazione 317/06, l Autorità ha avviato un procedimento finalizzato alle determinazioni di propria competenza aventi ad oggetto, tra l altro, i costi di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (tra cui la definizione e l aggiornamento dei prezzi minimi garantiti), nonché l elaborazione di eventuali osservazioni e proposte da trasmettere al Governo e al Parlamento ai sensi della legge 481/95; due anni dopo la pubblicazione della deliberazione ARG/elt 103/11, si è reso necessario: - raccogliere dati più aggiornati in relazione ai costi di gestione e di combustibile (ove presenti) degli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW; - valutare la possibilità di proseguire il percorso già avviato, finalizzato alla definizione di prezzi minimi garantiti unicamente correlati ai predetti costi di gestione e di combustibile, il che condurrebbe alla rimozione di un prezzo minimo garantito di base in linea con il valore medio dei prezzi di mercato; per le finalità di cui al precedente alinea, sono stati richiesti alle associazioni dei produttori di energia elettrica i dati più aggiornati relativi ai costi di esercizio e di combustibile per le diverse tipologie di impianti alimentati dalle fonti rinnovabili di piccola e media taglia; è stata quindi richiesta al Dipartimento Energia del Politecnico di Milano l analisi dei costi medi di produzione dell energia elettrica dalle fonti idrica, eolica, solare, biomasse e biogas tramite impianti di potenza fino a 1 MW, con particolare riferimento ai costi di esercizio e di combustibile (ove presenti), a partire dai dati resi disponibili dalle associazioni dei produttori e autonomamente reperiti dal 4
5 Politecnico stesso; l Autorità, nell ambito del procedimento avviato con la deliberazione 317/06 e sulla base dei dati analizzati dal Dipartimento Energia del Politecnico di Milano (di seguito: Rapporto 2013 del Politecnico), ha pubblicato il documento per la consultazione 486/2013/R/efr recante orientamenti in merito alla nuova struttura e ai nuovi valori dei prezzi minimi garantiti differenziati per fonte, da applicarsi nell ambito del ritiro dedicato per gli impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 1 MW e per gli impianti alimentati dalle altre fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, ad eccezione delle centrali ibride, limitatamente ai primi due milioni di kwh ritirati annualmente da ciascun impianto; l Autorità, con il documento per la consultazione 486/2013/R/efr, ha indicato l opportunità di: a) definire, per ogni fonte, a differenza di quanto previsto con la deliberazione ARG/elt 103/11, i rispettivi prezzi minimi garantiti che riflettano i reali costi di esercizio e di combustibile e non più anche un prezzo minimo garantito di base che non è rappresentativo dei costi di gestione, in piena coerenza con la finalità dei prezzi minimi garantiti; b) procedere alla ridefinizione dei prezzi minimi garantiti partendo dai costi di gestione delle singole tipologie e fonti, come individuati nel Rapporto 2013 del Politecnico e applicando a essi una maggiorazione pari all 8% necessaria al fine di tenere conto delle oscillazioni dei costi di gestione effettivi rispetto a quelli medi assunti come riferimento nel medesimo Rapporto; c) mantenere l utilizzo degli scaglioni progressivi, già definiti con la deliberazione ARG/elt 103/11, che permettono di tenere conto dell effetto scala, nei casi in cui emerge che i costi di gestione incidono significativamente sul costo complessivo di produzione dell energia elettrica soprattutto per produzioni limitate; d) considerare i costi di gestione dei soli impianti che utilizzano le risorse marginali che non potrebbero essere diversamente utilizzate, in piena coerenza con la finalità dei prezzi minimi garantiti; e) ridefinire i valori dei prezzi minimi garantiti sulla base di quanto sopra detto e in particolare: - nel caso della fonte biogas da discarica, eolica e idrica, facendo riferimento ai costi medi di gestione riportati nel Rapporto 2013 del Politecnico per impianti di potenza fino a 1 MW, senza ulteriori considerazioni e valutazioni; - nel caso di biomasse solide, biomasse liquide e biogas da fermentatori anaerobici, facendo riferimento ai soli costi di gestione degli impianti alimentati da biogas derivante da FORSU o da liquami, poiché le altre biomasse e il biogas derivante da colture energetiche non possono essere considerati risorse marginali prive di diversi utilizzi; - nel caso della fonte solare fotovoltaica, facendo riferimento ai soli impianti di potenza superiore a 20 kw perché i prezzi minimi garantiti vengono applicati a impianti che immettono in rete la maggior parte dell energia elettrica prodotta e non a impianti realizzati ai fini dell autoconsumo, che già accedono ai benefici derivanti dalla produzione in loco dell energia elettrica consumata o dallo scambio sul posto; - nel caso della fonte geotermica, facendo riferimento ai costi di gestione 5
6 rilevati per gli altri impianti termoelettrici al netto del costo del combustibile, non disponendo di dati specifici per gli impianti geotermoelettrici di piccola taglia; - nel caso delle altre fonti (ad oggi non esistenti nell ambito del ritiro dedicato), applicando il minor valore unitario dei prezzi minimi garantiti definito, in assenza di dati più specifici; f) aggiornare i prezzi minimi garantiti su base annuale, per gli anni successivi al 2014, applicando ai valori in vigore nell anno solare precedente, il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio commerciale, con l eccezione di quanto evidenziato alla lettera g). Ciò fino a una successiva ridefinizione sulla base di analisi dei costi di gestione e dei combustibili; g) non continuare ad aggiornare, in aumento, per gli anni successivi al 2014, la parte dei prezzi minimi garantiti previsti per gli impianti idroelettrici a copertura dei canoni relativi alle concessioni idroelettriche nonché dei costi relativi alla tassazione sull immobile, per evitare di utilizzare la componente tariffaria A 3 per coprire i continui incrementi delle tassazioni registrati negli ultimi anni. Appare infatti più opportuno che tali tassazioni siano riviste qualora ritenute eccessive in relazione ai ricavi derivanti ai produttori per la vendita dell energia elettrica; h) applicare i nuovi prezzi minimi garantiti, in sostituzione di quelli attualmente vigenti, a decorrere dall 1 gennaio 2014; i) applicare i prezzi minimi garantiti a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili che hanno diritto ad accedere al ritiro dedicato anche qualora scegliessero di destinare la propria energia elettrica immessa a un trader o accedendo direttamente ai mercati organizzati dell energia elettrica. Ciò al fine di consentire una maggiore apertura del mercato, evitando che l energia elettrica ammessa a beneficiare di tali prezzi debba essere necessariamente commercializzata dal GSE; nell ambito del processo di consultazione avviato con il documento per la consultazione 486/2013/R/efr: a) con riferimento alla previsione di non definire un prezzo minimo garantito di base che non è rappresentativo dei costi di gestione, la maggior parte dei soggetti interessati concorda con quanto previsto dall Autorità, mentre alcuni produttori ritengono utile che venga definito un prezzo minimo garantito di base per mantenere continuità con quanto previsto dalla deliberazione ARG/elt 103/11; b) la maggior parte dei produttori non concorda con diverse scelte di base effettuate nel Rapporto 2013 del Politecnico, contestando i costi di produzione a partire dai quali l Autorità ha definito i valori dei prezzi minimi garantiti; inoltre, tali soggetti hanno ritenuto preferibile che la maggiorazione necessaria al fine di tenere conto delle oscillazioni dei costi di gestione effettivi rispetto a quelli medi assunti come riferimento nel Rapporto 2013 del Politecnico debba essere: - pari all 8%, qualora si modifichino le scelte di base effettuate nel Rapporto 2013 del Politecnico e conseguentemente si modifichino i dati dei costi di produzione; 6
7 - pari a valori tra il 10% e il 20% (differenziandoli per tipologia di fonti rinnovabili, per la potenza degli impianti di produzione e per gli scaglioni progressivi) qualora siano mantenuti i costi di produzione attualmente riportati nel Rapporto 2013 del Politecnico; c) con riferimento agli scaglioni progressivi indicati nel documento per la consultazione 486/2013/R/efr, la maggior parte dei soggetti interessati condivide quanto definito dall Autorità, mentre alcuni produttori propongono che: - si introducano nuovamente gli scaglioni progressivi previsti inizialmente dalla deliberazione 280/07 (secondo cui erano previsti per tutte le fonti) e poi modificati o eliminati dalla deliberazione ARG/elt 103/11; - nel caso degli impianti idroelettrici si preveda un ulteriore scaglione per produzioni comprese tra 1 e 1,5 milioni di kwh, eventualmente definendo quest ultimo valore come limite massimo relativo all energia elettrica immessa in rete a cui vengono riconosciuti i prezzi minimi garantiti; - nel caso degli impianti fotovoltaici si continuino a mantenere gli scaglioni progressivi previsti dalla deliberazione ARG/elt 103/11, per permettere la giusta copertura dei costi di gestione per impianti di piccola taglia che potrebbero scegliere il ritiro dedicato, anziché lo scambio sul posto, per effetto di offerte commerciali proposte da ESCo; d) nessun soggetto interessato ha presentato osservazioni in relazione all utilizzo, ai fini della definizione dei prezzi minimi garantiti, dei costi di gestione delle sole tipologie impiantistiche che utilizzano le risorse marginali (che non potrebbero essere diversamente utilizzate); e) alcuni soggetti interessati, pur condividendo l effetto di riduzione dell impatto a carico della componente tariffaria A 3, ritengono che l entità del risparmio atteso avrà un impatto modesto sulla bolletta elettrica, il che non giustifica l effetto a lungo termine della possibile contrazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili di piccola e media taglia per effetto della riduzione dei valori dei prezzi minimi garantiti; f) con riferimento alle modalità di aggiornamento dei prezzi minimi garantiti: - tutti i soggetti concordano con l utilizzo del tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat ai fini dell aggiornamento, per gli anni successivi al 2014, dei prezzi minimi garantiti su base annuale a partire dai dati dell anno solare precedente; - diversi soggetti interessati, soprattutto produttori idroelettrici, non condividono il fatto che gli aggiornamenti annuali sulla base del predetto indice Istat non interessino la parte dei prezzi minimi garantiti previsti per gli impianti idroelettrici a copertura dei canoni relativi alle concessioni idroelettriche nonché dei costi relativi alla tassazione sull immobile; ciò poiché i costi relativi ai canoni e alla tassazione sull immobile rientrano pienamente nei costi di gestione che i produttori sostengono; - alcuni soggetti interessati ritengono congrua la ridefinizione dei costi di gestione ogni tre anni; altri soggetti ritengono che detta revisione sia effettuata ogni cinque anni per permettere maggiore stabilità nella programmazione e gestione degli investimenti nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili; g) alcuni soggetti interessati hanno ritenuto preferibile prevedere che 7
8 l applicazione dei nuovi valori dei prezzi minimi garantiti non avvenga dall 1 gennaio 2014 ma dopo alcuni mesi, in modo da permettere ai produttori di effettuare le opportune valutazioni economiche e prevedere, eventualmente, il recesso del contratto con il GSE (che attualmente prevede un preavviso pari a 60 giorni); h) quasi tutti i soggetti interessati hanno accolto positivamente la previsione che i prezzi minimi garantiti possano essere applicati a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili che hanno diritto ad accedere al ritiro dedicato, anche qualora scegliessero di destinare la propria energia elettrica immessa a un trader o accedendo direttamente ai mercati organizzati dell energia elettrica. Secondo alcuni soggetti interessati, in particolare trader, tale previsione contribuirebbe finalmente e positivamente ad aumentare la quota di mercato dell energia elettrica immessa in rete potenzialmente contendibile, a favore, quindi, del complessivo buon funzionamento del libero mercato; i) in relazione al tema di cui alla lettera h), il GSE ha evidenziato la necessità di tempi adeguati per l adeguamento dei propri portali informatici, oltre che la necessità di porre a carico del produttore un corrispettivo per la remunerazione delle attività svolte dal medesimo GSE. Inoltre, il GSE evidenzia che tale previsione potrebbe: - compromettere la tutela, prevista dall articolo 13 del decreto legislativo 387/03, dell accesso a un regime amministrato alternativo al libero mercato; - fare venire meno i requisiti di certezza, semplicità e trasparenza delle procedure per i produttori di impianti alimentati da fonti rinnovabili di piccole dimensioni, che non sempre dispongono di quelle competenze e delle strutture per analizzare le offerte sul mercato; - compromettere il ruolo di soggetto aggregatore del GSE, a livello nazionale, dell energia elettrica immessa in rete dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili, con il potenziale rischio di aumento dell energia elettrica oggetto di sbilanciamento sul mercato e dei costi del dispacciamento; il presente provvedimento è finalizzato alla revisione dei prezzi minimi garantiti non solo per tenere conto delle variazioni dei costi di gestione nel frattempo intervenute ma anche per completare l allineamento di tali prezzi ai costi effettivi di gestione differenziati per fonte, portando quindi a compimento il percorso già avviato con la deliberazione 280/07 e parzialmente sviluppato con la deliberazione ARG/elt 103/11; il completamento del percorso di allineamento dei prezzi minimi garantiti ai costi effettivi di gestione differenziati per fonte comporta la modifica degli scaglioni progressivi e dei valori di tali prezzi. Pertanto le variazioni dei prezzi minimi garantiti, rispetto a quelli attualmente vigenti, non sono unicamente imputabili alle variazioni dei costi di gestione nel frattempo intervenute ma anche e soprattutto al completo allineamento ai costi effettivi di gestione. RITENUTO OPPORTUNO: completare l allineamento dei prezzi minimi garantiti ai costi effettivi di gestione differenziati per fonte, portando a compimento il percorso già avviato con la 8
9 deliberazione 280/07 e parzialmente sviluppato con la deliberazione ARG/elt 103/11; confermare la struttura generale degli orientamenti presentati con il documento per la consultazione 486/2013/R/efr; eliminare il prezzo minimo garantito di base correlato ai prezzi medi di mercato dell energia elettrica nell anno in cui viene effettuata la ridefinizione, poiché tale prezzo non è rappresentativo dei costi di gestione. Da ciò consegue che i nuovi valori dei prezzi minimi garantiti, per alcune fonti e scaglioni, siano inferiori rispetto a quelli oggi vigenti, essendo questi ultimi allineati al prezzo medio di mercato dell energia elettrica di tre anni fa e non ai costi di gestione; e che, pertanto, tale completamento del percorso di allineamento dei prezzi minimi garantiti ai costi effettivi di gestione differenziati per fonte è l intervento più rilevante operato con il presente provvedimento; definire, di conseguenza, la nuova struttura e i nuovi valori dei prezzi minimi garantiti differenziati per fonte, che riflettano i reali costi di esercizio e di combustibile, da applicarsi nell ambito del ritiro dedicato per gli impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 1 MW e per gli impianti alimentati dalle altre fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, ad eccezione delle centrali ibride; utilizzare i dati dei costi di gestione delle singole tipologie e fonti rinnovabili, come individuati nel Rapporto 2013 del Politecnico, al fine di definire i valori dei prezzi minimi garantiti; non rivedere le ipotesi adottate nel Rapporto 2013 del Politecnico ai fini della determinazione del costo medio di gestione delle singole tipologie e fonti rinnovabili; ciò perché: - come evidenziato nel rapporto stesso, i dati impiegati nelle analisi sono stati ottenuti da una dettagliata indagine della letteratura internazionale e nazionale esistente, per il tramite di interviste a tecnici con consolidata esperienza e, quando possibile, verificati con interviste a gestori di impianti; - vista la rilevante variabilità dei costi di gestione, è necessario riferirsi a condizioni medie rappresentative dell insieme degli impianti e, pertanto, appare ragionevole basarsi su un rapporto presentato da un soggetto indipendente; considerare i costi di gestione dei soli impianti che utilizzano le risorse marginali che non potrebbero essere diversamente utilizzate, in piena coerenza con la finalità dei prezzi minimi garantiti; considerare pertanto: - nel caso della fonte biogas da discarica, eolica e idrica, i costi medi di gestione riportati nel Rapporto 2013 del Politecnico per impianti di potenza fino a 1 MW, senza ulteriori considerazioni e valutazioni; - nel caso di biomasse solide, biomasse liquide e biogas da fermentatori anaerobici, i soli costi di gestione degli impianti alimentati da biogas derivante da FORSU o da liquami, poiché le altre biomasse e il biogas derivanti da colture energetiche non possono essere considerati risorse marginali prive di diversi utilizzi; - nel caso della fonte solare fotovoltaica, i costi di gestione dei soli impianti di potenza superiore a 20 kw perché i prezzi minimi garantiti vengono applicati a impianti che immettono in rete la maggior parte dell energia elettrica prodotta 9
10 e non a impianti realizzati ai fini dell autoconsumo, che già accedono (o possono accedere) ai benefici derivanti dalla produzione in loco dell energia elettrica consumata o dallo scambio sul posto; - nel caso della fonte geotermica, i costi di gestione rilevati per gli altri impianti termoelettrici al netto del costo del combustibile, non disponendo di dati specifici per gli impianti geotermoelettrici di piccola taglia; accogliere parzialmente le osservazioni pervenute nel processo di consultazione relative alla maggiorazione necessaria al fine di garantire un adeguata remunerazione e di tenere conto di possibili differenze tra i costi di gestione effettivi e quelli medi assunti come riferimento nel Rapporto 2013 del Politecnico, tenendo conto delle particolari condizioni congiunturali del momento che aumentano l errore che si può commettere nel definire un costo medio rappresentativo; procedere, pertanto, alla ridefinizione dei prezzi minimi garantiti tenendo conto di quanto sopra detto, partendo dai costi di gestione delle singole tipologie e fonti, come individuati nel Rapporto 2013 del Politecnico e applicando a essi, fino a successiva ridefinizione, una maggiorazione pari al 10%; mantenere l utilizzo degli scaglioni progressivi solo nel caso degli impianti idroelettrici poiché, sulla base del Rapporto 2013 del Politecnico, appare che solo per tali tipologie impiantistiche sia presente un rilevante effetto scala; definire, pertanto, i nuovi prezzi minimi garantiti, differenziati per fonte rinnovabile, come meglio evidenziato nella relazione tecnica allegata alla presente deliberazione. In particolare, si ritiene opportuno: a) confermare i valori riportati nel documento per la consultazione 486/2013/R/efr, perché durante il processo di consultazione non sono emerse osservazioni o dati di costo sufficienti per giustificare eventuali modifiche dei valori dei prezzi minimi garantiti; b) prevedere che i prezzi minimi garantiti siano limitati ai primi 1,5 milioni di kwh annui (anziché ai primi 2 milioni di kwh annui), per tutte le fonti ad eccezione delle biomasse solide, biomasse liquide e biogas da fermentatori anaerobici, accogliendo alcune osservazioni presentate dai produttori e tenendo conto del fatto che per produzioni eccedenti i primi 1,5 milioni di kwh annui i costi di gestione appaiono comunque inferiori ai prezzi medi di mercato, garantendo che i prezzi minimi garantiti continuino a costituire una forma di tutela per gli impianti di produzione di energia elettrica da risorse rinnovabili marginali o residuali che, diversamente, non potrebbero coprire i propri costi di gestione, e riducendo, al tempo stesso, gli impatti di tali prezzi sulla componente tariffaria A 3 (come puro esercizio numerico sulla base di dati stimati, applicando al 2013 gli effetti derivanti dal presente provvedimento, l impatto sulla componente tariffaria A 3 si ridurrebbe da circa 250 milioni di euro a circa 60 milioni di euro, comportando già di per sé un risparmio di 190 milioni di euro); applicare, nel caso delle fonti attualmente non presenti nell ambito del ritiro dedicato, il minor valore unitario definito per i prezzi minimi garantiti, in assenza di dati più specifici; aggiornare i prezzi minimi garantiti su base annuale, per gli anni successivi al 2014, applicando ai valori in vigore nell anno solare precedente, il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio 10
11 commerciale, con l eccezione di quanto evidenziato al successivo alinea. Ciò fino a una successiva ridefinizione, con separato provvedimento, sulla base di analisi dei costi di gestione e dei combustibili; non continuare ad aggiornare, in aumento, per gli anni successivi al 2014, la parte dei prezzi minimi garantiti previsti per gli impianti idroelettrici a copertura dei canoni relativi alle concessioni idroelettriche nonché dei costi relativi alla tassazione sull immobile (pari a 25 /MWh), per evitare di utilizzare la componente tariffaria A 3 per coprire i continui incrementi delle tassazioni registrati negli ultimi anni. Appare infatti più opportuno che tali tassazioni siano riviste qualora ritenute eccessive in relazione ai ricavi derivanti ai produttori per la vendita dell energia elettrica; prevedere, per le motivazioni di cui al precedente alinea, che la presente deliberazione sia trasmessa, per conoscenza, alla Conferenza Stato-Regioni di cui all articolo 8, del decreto legislativo 281/97; applicare i nuovi prezzi minimi garantiti, in sostituzione di quelli attualmente vigenti, a decorrere dall 1 gennaio 2014; mantenere tale data poiché l applicazione dei prezzi minimi garantiti non è un obbligo nell ambito del ritiro dedicato che, comunque, consente di percepire i prezzi zonali orari; applicare i prezzi minimi garantiti a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili che hanno diritto ad accedere al ritiro dedicato anche qualora scegliessero di destinare la propria energia elettrica immessa a un trader o accedendo direttamente ai mercati organizzati dell energia elettrica. Ciò al fine di consentire una maggiore apertura del mercato, evitando che l energia elettrica ammessa a beneficiare di tali prezzi debba essere necessariamente commercializzata dal GSE; tale possibilità appare peraltro coerente con il dettato dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 387/03 in quanto tale articolo si limita a individuare gli impianti che possono beneficiare del ritiro dedicato, demandando all Autorità le modalità applicative; prevedere, nei casi di cui al precedente alinea, che il GSE stipuli un apposita convenzione con i produttori che ne fanno richiesta; e che sia applicato ai produttori un corrispettivo, definito dal GSE previa verifica positiva da parte del Direttore della Direzione Mercati dell Autorità, a copertura dei costi amministrativi; modificare l Allegato A alla deliberazione 280/07 al fine di implementare quanto esposto nei precedenti alinea DELIBERA 1. All articolo 7, dell Allegato A alla deliberazione 280/07: il comma 7.2 è sostituito dal seguente: 7.2 I prezzi minimi garantiti di cui al comma 7.1, su richiesta del produttore all atto della stipula della convenzione e in alternativa ai prezzi di cui all articolo 6, vengono riconosciuti dal GSE nei limiti delle quantità di energia elettrica immessa indicate in Tabella 1 e riferite all intero anno solare. Il produttore può modificare tale richiesta entro il 31 dicembre di 11
12 ogni anno, a valere per l intero anno solare successivo, dandone comunicazione al GSE secondo modalità da quest ultimo definite. Per l energia elettrica immessa annualmente ed eccedente i limiti di cui alla tabella 1, il GSE riconosce i prezzi di cui all articolo 6. ; i commi 7.5 e 7.6 sono sostituiti dai seguenti: 7.5 I prezzi minimi garantiti riconosciuti per l anno 2014, per le diverse fonti e per i diversi scaglioni progressivi di energia elettrica immessa, sono pari a quelli evidenziati nella tabella 1 aggiornati applicando il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio commerciale, con le modalità indicate nella medesima tabella. 7.6 A decorrere dall anno 2015, fino a successive ridefinizioni sulla base dell analisi dei costi di gestione e dei combustibili, i prezzi minimi garantiti sono definiti: a) nel caso di impianti idroelettrici, applicando la seguente formula: FOI 1 = ( 1 25) 1 + t PMG t PMGt b) nel caso degli impianti diversi dagli idroelettrici, applicando la seguente formula: FOI = + t 1 PMG t PMGt 1 1, 100 dove: - PMG t è il valore del prezzo minimo garantito nell anno t; - PMG t-1 è il valore del prezzo minimo garantito nell anno t-1; - FOI t-1 è il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat nell anno precedente, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio commerciale. 2. Dopo l articolo 14, dell Allegato A alla deliberazione 280/07 è inserito il seguente: Articolo 15 Applicazione dei prezzi minimi garantiti nel caso in cui l energia elettrica sia commercializzata sul libero mercato 15.1 L energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 1 MW e da impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW alimentati da fonti rinnovabili diverse dalla fonte idrica, ad eccezione delle centrali ibride, ha diritto, previa richiesta dei produttori e nei limiti delle quantità di energia elettrica immessa indicate in tabella 1 riferite all intero anno solare, all applicazione dei prezzi minimi garantiti anche nel caso in cui sia commercialmente destinata ad un trader ovvero sia commercializzata direttamente presso i mercati organizzati dell energia elettrica. Tale energia elettrica deve soddisfare tutti i requisiti previsti, ai sensi del presente 12
13 provvedimento, per l energia elettrica di cui all articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 387/ Per le finalità di cui al comma 15.1, il produttore presenta istanza al GSE secondo modalità da quest ultimo definite A seguito della richiesta di cui al comma 15.2, il GSE stipula con il produttore una apposita convenzione esclusivamente finalizzata all erogazione dei prezzi minimi garantiti. Tale convenzione ha effetti a decorrere da una data concordata con il produttore e comunque successiva alla data in cui viene inviata al GSE la richiesta di cui al comma Nell ambito della convenzione di cui al comma 15.3, il GSE: a) riconosce a conguaglio, al termine di ciascun anno solare, la differenza, se positiva, tra: - il prodotto tra i prezzi minimi garantiti di cui all articolo 7 e la quantità di energia elettrica immessa (limitatamente alla quantità di energia elettrica a cui tali prezzi sono riferiti su base annuale solare) e - il prodotto tra il prezzo zonale orario e la medesima quantità di energia elettrica immessa di cui al precedente alinea; b) applica un corrispettivo a copertura dei costi amministrativi determinato dal medesimo GSE Ai fini dell applicazione del presente articolo, si applicano le disposizioni di cui al comma 7.3, nonché agli articoli 11, 12 e 13. In particolare, ai fini dell applicazione dell articolo 12, il GSE dà separata evidenza agli impianti che percepiscono i prezzi minimi garantiti secondo le modalità di cui al presente articolo Il GSE, entro il 28 febbraio 2014, definisce lo schema di istanza di cui al comma 15.2, lo schema di convenzione di cui al comma 15.3, il corrispettivo di cui al comma 15.4, lettera b), nonché i flussi informativi necessari ai fini dell attuazione del presente articolo e li sottopone alla verifica del Direttore della Direzione Mercati dell Autorità.. 3. La presente deliberazione è trasmessa al Ministro dello Sviluppo Economico, al Ministro dell Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, al Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali e alla Conferenza Stato-Regioni di cui all articolo 8 del decreto legislativo 281/ La presente deliberazione è pubblicata sul sito internet dell Autorità ed entra in vigore l 1 gennaio dicembre 2013 IL PRESIDENTE Guido Bortoni 13
14 Tabella 1 Fonte Prezzi minimi garantiti per l'anno 2014: tabella di sintesi Quantità di energia elettrica ritirata su base annua Prezzo minimo garantito (*) [ /MWh] Biogas da fermentatori anaerobici, biomasse solide e biomasse liquide fino a kwh 91,3*(1+ FOI 2013/100) Biogas da discarica fino a kwh 48,4*(1+ FOI 2013/100) Eolica fino a kwh 48,4*(1+ FOI 2013/100) Solare fotovoltaico fino a kwh 38,5*(1+ FOI 2013/100) Idrica fino a kwh (151,8-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 oltre kwh e fino a kwh (104,5-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 oltre kwh e fino a kwh (66,0-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 oltre kwh e fino a kwh (57,2-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 Geotermica fino a kwh 50,6*(1+ FOI 2013/100) Fonti diverse dalle altre fino a kwh 38,5*(1+ FOI 2013/100) (*) Con il termine "FOI 2013" si intende il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat nell'anno

References: articolo 13
 articolo 3
 articolo 22
 articolo 2
 articolo 13
 articolo 7
 articolo 13
 articolo 8
 articolo 13
 articolo 7
 articolo 6
 articolo 6
 articolo 14
 Articolo 15
 articolo 13
 articolo 7
 articolo 12
 articolo 8