Fer Z, Key to Energy: cambio radicale di paradigma rispetto ai meccanismi storici di incentivazione

pv magazine Italia ha avuto il piacere di sentire Carlo Fonzi Cruciani, consultant di Key to Energy, per capire meglio il meccanismo Fer Z, quali siano ancora in nodi da sciogliere (tra cui coefficienti locazionali, nuovi profili contrattuali standard, requisiti tecnico patrimoniali dei soggetti partecipanti, penali e violazioni), quali siano le opportunità, quali siano i soggetti che ne potrebbero trarre maggiore vantaggio e quali potrebbero essere le principali difficoltà contrattuali e i più grandi rischi operativi.

Quali il ruolo delle regole attuative per il Fer Z?

Ricordiamo che il Mase ha avviato la consultazione sulla bozza di decreto del nuovo meccanismo di supporto agli investimenti in capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (Decreto FerZ). A valle della consultazione verrà pubblicato lo schema di decreto validato e le attività correlate alla pubblicazione dello stesso (definizione dei prezzi a base d’asta, definizione coefficienti locazionali e progressione temporale dei contingenti, istituzione dell’albo, definizione delle modalità di abilitazione e partecipazione degli impianti iscritti all’albo a MBR, approvazione delle regole operative, regolamentazione della piattaforma di scambio dei certificati e le modalità di rilascio dei certificati).

Il FerZ è un modello innovativo che mira a promuovere gli investimenti in capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, attraverso la definizione di un meccanismo di supporto che garantisca la disponibilità, nei diversi periodi futuri, di predefinite quantità di energia da fonte rinnovabile in coerenza con gli obiettivi di decarbonizzazione, la disponibilità attesa di risorse di flessibilità e la sicurezza del sistema elettrico, al minor costo per il consumatore finale.

Il Ministero specifica che, nel modello decentralizzato con utilizzo di profilo standard, a differenza del meccanismo Fer X, il sistema si assume la responsabilità di definire il quantitativo e la localizzazione delle fonti rinnovabili da realizzare al fine di garantire il perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione al minor costo per il Sistema, lasciando agli operatori di mercato la responsabilità e i rischi connessi, alla scelta del mix di tecnologie da realizzare.

Rispetto all’approccio centralizzato asset-based del FerX, sono comunque definiti i fabbisogni fornendo segnali locazionali, ma non sono individuati contingenti specifici per ciascuna tecnologia.

Inoltre, il contratto per differenze a due vie (Cfd) oggetto della procedura concorsuale nel modello de-centralizzato, avrebbe una struttura semplificata con profili standard non più collegata a uno specifico asset sottostante. Il disaccoppiamento del contratto Cfd con gli asset sottostanti avrebbe l’effetto di promuovere la selezione e la realizzazione delle soluzioni tecnologiche a maggior valore aggiunto per il sistema elettrico, garantendo, al contempo, la piena integrazione delle nuove risorse realizzate nel mercato elettrico.

Quali sono i punti principali e le variabili ancora in sospeso?

Molti parametri chiave non sono definiti nel decreto, ma demandati a provvedimenti successivi o alle Regole Operative.

Coefficienti Locazionali: I coefficienti specifici per ciascuna zona di mercato, utili per la definizione della graduatoria, saranno definiti con decreto del Ministero sulla base di analisi Terna/GSE.
Nuovi Profili: L’individuazione di ulteriori profili contrattuali standard oltre al baseload e i relativi parametri è demandata a un apposito decreto del Ministero, in base alle esigenze del Sistema elettrico.
Requisiti Tecnici: I requisiti tecnico patrimoniali dei soggetti partecipanti.
Penali/Violazioni: I casi di violazione degli obblighi contrattuali per cui è prevista la risoluzione del contratto e l’escussione della cauzione definitiva.
Le modalità e i requisiti degli impianti per l’iscrizione all’Albo.
Le modalità di compensazione tra anni diversi degli obblighi di consegna.
Le modalità e tempistiche per la prestazione delle garanzie.
Contingenti e Progressione temporale degli stessi

Tra questi, penso, ci saranno requisiti di produzione nazionale/europea/non cinese, giusto? Cosa vi aspettate in merito?

Tra i quesiti messi in consultazione risulta esserci la richiesta di implementazione di criteri di incentivazione in linea con il Net Zero Industry Act nonostante ad oggi non siano previsti nella bozza di decreto oggetto di consultazione.

Quali sono le opportunità? Per quali soggetti nello specifico? Per gli aggregatori come trader e utility?

Da una prima valutazione sembra essere un meccanismo messo a terra per tutti i players presenti nel mondo energy, benché caratterizzato da una maggiore complessità di implementazione. Il meccanismo Fer Z ha la finalità di promuovere la selezione e la realizzazione delle soluzioni tecnologiche a maggior valore aggiunto per il sistema elettrico, e di promuovere investimenti in capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili al minor costo per il consumatore finale.

Gli aggregatori (trader o utility) ricoprono un ruolo centrale. Le opportunità sono specifiche per loro, in quanto:

Assunzione del CfD: Stipulano un Contratto per Differenza (CfD) con il sistema (GSE) basato su un profilo standard (come il baseload).
Gestione del Rischio: Il meccanismo è destinato a operatori esperti (trader e utility) che hanno una elevata capacità di gestione del rischio su orizzonti pluriennali. Il rischio di controparte è fortemente ridotto per l’aggregatore, poiché lo Stato (tramite il GSE) funge da ultimate off-taker.
Integrazione di Risorse: Possono trarre vantaggio dalla capacità di aggregare la produzione di diverse tecnologie rinnovabili per appiattire il profilo di produzione.

Quindi, in sintesi, quali sono le differenze principali con il Fer X? La decentralizzazione?

Il modello Fer Z rappresenta un cambio radicale di paradigma rispetto ai meccanismi storici di incentivazione: non viene incentivato l’asset ma il profilo determinato tramite la somma di diversi asset fisici e virtuali (prodotti di time-shifting).

Che rapporti ha questo meccanismo con il Macse? E in generale con il mondo delle BESS?

È previsto il coordinamento con le aste di accumulo. Le procedure competitive Fer Z devono essere coordinate con le aste per l’acquisto di prodotti di time-shifting previste dall’Articolo 18 del Decreto Legislativo n. 210 del 2021 e dalla delibera Arera 247/2023/R/eel. Questo coordinamento serve a consentire ai partecipanti alle aste CfD di riflettere nelle rispettive offerte anche i costi dei prodotti di time-shifting per la costruzione dei profili oggetto di contrattualizzazione. In sostanza, le BESS e il Macse forniscono la flessibilità necessaria affinché gli operatori FerZ possano trasformare la produzione non programmabile in un flusso di energia che replichi il profilo costante richiesto dal contratto.

Quali le difficoltà contrattuali e i rischi operativi?

Per quanto riguardo il rischio profilo, la principale criticità del meccanismo risiede nella costruzione dei profili per soddisfare i prodotti standard. Infatti, l’elevata non programmabilità intrinseca alle FRNP [fonti rinnovabili non programmabili] di energia pone delle difficoltà nell’affidabilità del profilo standard.

Un ulteriore rischio è quello concernente alla sovrastima della capacità degli asset per garantire il profilo standard, questo potrebbe comportare un incremento dei costi per il sistema a causa della natura capital intensive delle RES.

Da sottolineare poi la regolazione economica delle penali (calcolate su una stima del costo medio di generazione di tecnologie Fer non mature) relative all’obbligo di immissione su base annua di un quantitativo minimo di energia rinnovabile prodotta da impianti iscritti all’albo.

La bozza di decreto introduce meccanismi di correzione della modalità di erogazione dell’incentivo nei casi di riduzione della produzione da fonte rinnovabile derivante da ordini impartiti dai gestori di rete per la risoluzione di vincoli locali o da interventi di dispacciamento sul Mercato di Bilanciamento in condizioni di eccesso di generazione. Tali meccanismi agiscono sulla modalità di rilascio dei certificati attestanti l’immissione di energia rinnovabile, prevedendo criteri differenziati in funzione della causa della riduzione. Le implicazioni economiche e regolatorie di tali disposizioni, inclusa la gestione dei tagli e la possibile rimodulazione dei certificati ai fini dell’assolvimento degli obblighi contrattuali, potranno essere valutate compiutamente solo a valle della pubblicazione delle Regole Operative, che definiranno nel dettaglio le modalità applicative e i relativi parametri di calcolo.

Ha senso quindi dire che il Fer X è a metà tra Corporate PPA e capacity market? Questo perché non è pay-as-produced, ma perché relativo a un profilo teorico di produzione?

Ogni meccanismo ha sue specificità e risponde a determinate esigenze

Quanto installato richiederà un profilo baseload di 5 GW? Ci saranno delle aree geografiche, o meglio ci saranno delle installazioni in aree geografiche, favorite?

La capacità richiesta dipenderà dalla tipologia dei profili richiesti, dalla disponibilità dei prodotti di time-shifting, dal mix tecnologico e dalle zone e potrebbe essere ben superiore alla potenza incentivata. Tuttavia, ci sono ancora elementi insufficienti a disposizione per poter fare una valutazione puntuale e non basata su assumption specifiche non ancora confermate.
Le zone con maggiore penetrazione e diversificazione del mix tecnologico rinnovabile sono quelle più favorite anche perché caratterizzate da una maggiore disponibilità di impianti BESS approvvigionati tramite la prima asta Macse e con delivery all’1/1/28.

Quale sarebbe una tariffa di riferimento secondo voi opportuna?

Le modalità di costruzione delle tariffe non sono ancora note ma dovranno tenere conto dei costi delle tecnologie FRNP, dei costi dei prodotti di time-shifting e dell’oversizing del portafoglio costruito per soddisfare il profilo standard.

In che modo credete che dovrebbe suddividersi, secondo le esigenze del mercato, il contingente di 5 GW tra le varie tecnologie? Credete che il fotovoltaico galleggiante, dopo aver registrato delle difficoltà alla prima procedura dedicata nell’ambito del Fer 2, possa trovare più fortuna?

Considerata l’attuale incertezza e la possibile evoluzione delle informazioni disponibili, preferiamo rimandare eventuali valutazioni puntuali a quando il quadro sarà più definito.

I presenti contenuti sono tutelati da diritti d’autore e non possono essere riutilizzati. Se desideri collaborare con noi e riutilizzare alcuni dei nostri contenuti, contatta: editors@nullpv-magazine.com.