Decreto FerZ, Advant: nodi aperti su Albo, certificati e rischio profilo

La consultazione pubblica sul nuovo decreto FerZ (3 novembre-19 dicembre 2025) segna un passaggio importante nell’evoluzione degli strumenti di incentivazione delle energie rinnovabili in Italia. Pur registrando una partecipazione inferiore rispetto al precedente FerX, il confronto evidenzia un cambiamento qualitativo nei soggetti coinvolti e una crescente maturità del settore. Operatori, associazioni e stakeholder hanno concentrato l’attenzione sugli elementi più innovativi del meccanismo, facendo emergere un quadro articolato: da un lato un generale apprezzamento per l’impostazione orientata al sistema, dall’altro numerose criticità operative e richieste di chiarimento che potrebbero incidere sulla versione finale del decreto.

Settimana scorsa il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica ha pubblicato gli esiti della consultazione sul prossimo decreto incentivante le energie rinnovabili FerZ. Hanno partecipato 32 soggetti. È tanto o poco?

La consultazione sulla bozza di Decreto FerZ si è svolta dal 3 novembre al 19 dicembre 2025, in un periodo di quasi sette settimane. Confrontando questi dati con quelli della consultazione pubblica sul Decreto FerX, tenutasi tra il 7 agosto e il 25 settembre 2023, si nota come il numero assoluto di partecipanti si sia ridotto (da 46 a 32), ma colpisce altresì la diversa distribuzione delle categorie di soggetti coinvolti. Se nella consultazione sul FerX le PMI operanti nel settore energetico rappresentavano appena il 7% dei partecipanti, nel caso del FerZ tale quota è salita al 19%. Anche la percentuale di persone fisiche è cresciuta, passando dal 7% al 9%.
Si è invece ridotto il numero di associazioni di categoria che si sono attivate per portare le istanze dei propri associati al Mase (25%, contro il 32% del FerX), mentre è rimasto sostanzialmente invariato (41%, contro il 43%) il contributo percentuale delle grandi imprese energetiche.

Se da un lato non è possibile formulare un giudizio univoco sul successo della consultazione, dall’altro è possibile constatare come – a fronte di una percentuale media di risposta pressoché analoga (68% contro 72%) – le tematiche di maggior interesse riguardino sostanzialmente gli elementi innovativi del meccanismo e, in particolare: (i) le modalità e i criteri previsti per l’iscrizione all’Albo e il relativo calcolo dei certificati; (ii) la determinazione dei coefficienti di localizzazione e dei contingenti; (iii) l’obiettivo di capacità rinnovabile da assegnare tramite procedura competitiva; (iv) i parametri caratteristici del contratto standard per la decarbonizzazione.

Ciò evidenzia come gli operatori abbiano ormai acquisito una solida padronanza della materia, avendo assimilato le novità introdotte dal FerX – sebbene in forma transitoria, nelle tre sole aste svoltesi nel corso dello scorso anno – e, ancor prima, dal Decreto 4 luglio 2019 (Fer 1), precursore dei contracts-for-difference nell’ambito delle rinnovabili. Tale considerazione, senz’altro valida per i grandi operatori di mercato, già abituati a gestire portafogli eterogenei di impianti, non può essere estesa senza riserve ai piccoli operatori e alle persone fisiche, più avvezzi alla gestione e alla contrattualizzazione di singoli asset – sia mediante strumenti privati (quali i PPA) sia mediante strumenti pubblici (quali il Fer 1 e il FerX) – per i quali si è reso necessario un maggiore approfondimento, unito a (immaginiamo) maggiori riserve rispetto alle novità proposte dal FerZ.

Quali sono, secondo voi, le reazioni (i punti di vista) di massima al FerZ? Quali margini di cambiamento presenta?

I partecipanti hanno evidenziato criticità sostanzialmente convergenti: nessun quesito ha registrato un grado di consenso eccessivamente elevato né eccessivamente ridotto, attestandosi entro un intervallo compreso tra il 55% e l’85%. L’unica eccezione (35%) riguarda il quesito n. 17, relativo alla metodologia LCA (Life Cycle Assessment) proposta per stimare la sovvenzione per tonnellata di CO2 equivalente evitata. Tale approccio, fondato sull’analisi dell’intero ciclo di vita delle fonti energetiche, è stato giudicato “troppo complesso, costoso e caratterizzato da possibili risultati poco confrontabili tra diversi enti di certificazione”; la maggioranza dei partecipanti ha espresso una preferenza per il più semplice criterio delle emissioni evitate in fase di esercizio.
Il 50% dei quesiti ha registrato un consenso superiore al 66% e la maggior parte dei riscontri, tanto positivi quanto negativi, è stata corredata da suggerimenti e osservazioni volti a precisare la posizione e le esigenze dei soggetti partecipanti in merito allo specifico argomento. Tale dato evidenzia un apprezzamento complessivo del nuovo meccanismo incentivante, non più incentrato sulla promozione di singoli asset, bensì orientato alla valorizzazione dei benefici – in termini di prezzo, resilienza della rete, decarbonizzazione e riduzione della dipendenza dalle fonti fossili – che i portafogli di asset multi-tecnologia sono in grado di offrire al sistema elettrico, grazie a profili di generazione maggiormente aderenti alle esigenze del mercato.

Come noto, la bozza di decreto FerZ è già stata notificata alla Commissione Europea e i negoziati sono in fase avanzata. Rappresentanti del Mase hanno comunicato che l’approvazione europea dovrebbe intervenire tra la fine del 2026 e l’inizio del 2027. I margini di cambiamento del decreto andranno pertanto valutati entro i binari imposti dalla Commissione Europea, la quale non ha esitato a proporre modifiche anche significative agli strumenti presentati nel recente passato dal dicastero italiano dell’energia. Si pensi, ad esempio, al meccanismo del claw-back per l’Energy Release 2.0 o alle riserve espresse sulla prima bozza di DM FerX transitorio: in quella sede, la Direzione generale dell’Energia della Commissione Europea (DG Ener) aveva manifestato una preferenza per schemi di supporto basati esclusivamente sulla producibilità, anziché sulla produzione effettiva degli impianti, al fine di massimizzare l’efficienza (come dichiarato dal DG Noce al Key Choice 2026). Al contempo, il Mase dovrà necessariamente tenere conto delle principali criticità e osservazioni presentate da operatori e associazioni di categoria in sede di consultazione: ignorarle significherebbe rendere l’intero esercizio superfluo, con il rischio di minare la fiducia degli operatori e il loro interesse a partecipare al meccanismo.

Dalla relazione sugli esiti della consultazione pubblica emerge che l’88% degli esperti sono a favore dell’Albo, ma che si chiede una gestione dinamica. Potreste spiegare il ruolo dell’Albo, la sua fattibilità e quali potrebbero essere i rischi di una disiscrizione?

L’articolo 4 della bozza di FerZ introduce una novità significativa: la creazione, presso il GSE, di un Albo degli impianti a fonte rinnovabile. Si tratta di un registro nel quale dovranno essere iscritti gli impianti destinati ad assolvere i diritti e gli obblighi previsti dai contratti standard per la decarbonizzazione. L’iscrizione potrà avvenire già nella fase di progetto oppure dopo l’entrata in esercizio dell’impianto.

Lo scopo perseguito dal Mase è duplice: da un lato, rendere agevole per il GSE la tracciabilità dell’energia prodotta (e accumulata) e incentivata da parte di determinate unità di produzione (e accumulo); dall’altro, prevenire condotte elusive e potenzialmente illecite da parte degli operatori. È altresì auspicabile che l’Albo sia interoperabile grazie all’integrazione con il portale Gaudì, il portale GO (Certigy) e il portale FerZ. Alcuni operatori chiedono inoltre che non sia obbligatorio presentare ex ante una dichiarazione attestante la disponibilità di un portafoglio di impianti iscritti all’Albo, e che sia dunque possibile acquistare certificati da impianti entrati in esercizio successivamente o reperire il prodotto a mercato. In realtà, ciò sembra già consentito: l’articolo 9 della bozza di decreto prevede infatti che in fase di istanza di partecipazione vada allegato “l’eventuale elenco degli impianti iscritti all’Albo”, lasciando intendere che tale elenco non costituisca un requisito imprescindibile.

Come anticipato, l’Albo è stato accolto con favore dall’88% dei partecipanti. Tuttavia, diversi operatori hanno chiesto al Mase di fornire chiarimenti su alcuni aspetti cruciali: cosa si intenda esattamente per “fase di progetto”, se esistano limiti alla potenza iscrivibile e come gestire situazioni complesse, quali impianti ibridi, iscrizioni parziali o l’intervento di soggetti terzi.

Gli operatori chiedono anche maggiore flessibilità: la possibilità di disiscrivere impianti senza restare vincolati a un portafoglio fisso e l’ampliamento del perimetro degli interventi ammissibili, includendo rifacimenti, sistemi di accumulo, agrivoltaico e, per le biomasse, la quota biogenica dei rifiuti. In altre parole, si chiede che l’Albo diventi uno strumento dinamico, capace di consentire ai soggetti aggiudicatari – nel rispetto dei requisiti previsti – di gestire i propri asset in maniera flessibile. Questo permetterebbe di far fronte a ritardi autorizzativi, di connessione e di costruzione, ma anche a interruzioni di servizio programmate e non, oltre a garantire la libera circolazione di singoli asset altrimenti “bloccati” dall’iscrizione nell’Albo.

In sostanza, l’Albo si configura come lo strumento attraverso il quale individuare le unità di produzione e accumulo con cui gli operatori aggiudicatari adempiranno ai propri obblighi – in particolare quello di immettere in rete un quantitativo minimo di energia elettrica rispetto al totale contrattualizzato. La disiscrizione di un impianto dall’Albo comporterebbe, per l’effetto, la sua esclusione dal novero delle unità “abilitate” a tale scopo.

Va considerato, infine, che la disciplina dell’Albo trova fondamento in una norma di rango primario (l’art. 7-bis), il che rende improbabile, allo stato attuale, un radicale cambio di rotta da parte del Ministero: i capisaldi dello strumento resteranno verosimilmente invariati. Ciò non esclude, tuttavia, che, in fase di definizione del decreto, il Mase possa accogliere almeno in parte le istanze pervenute – ad esempio, riducendo (o aumentando – come richiesto da alcuni operatori) la quota minima di energia che gli impianti iscritti all’Albo devono produrre rispetto al totale, considerato che la norma primaria non fissa un valore esatto, mentre la bozza prevede attualmente una quota pari al 70%.

Viene richiesto di chiarire le modalità di emissione, riconoscimento, validità e scambio dei certificati, inclusa la possibile emissione ex-post e gli eventuali vincoli sulla piattaforma GME, che dovrebbe garantire adeguata liquidità per consentirne l’utilizzo infra-annuale. Cosa significa?

Il cuore operativo del FerZ è un sistema di certificazione gestito dal GSE. Il funzionamento, in linea teorica, è lineare: per ogni MWh di energia rinnovabile effettivamente immesso in rete da un impianto iscritto all’Albo, il GSE rilascia un certificato al titolare dell’impianto o a un soggetto terzo da questi delegato. Tali certificati assolvono una funzione precisa: attestare che il soggetto controparte sta adempiendo al proprio obbligo contrattuale, ossia immettere in rete almeno il 70% dell’energia prevista dal profilo contrattuale standard. Rappresentano, in definitiva, la prova documentale che l’energia rinnovabile è stata prodotta e consegnata al sistema.

Lo schema di decreto prevede che i certificati possano essere scambiati su una piattaforma organizzata dal GME – un mercato dedicato nel quale gli operatori potranno acquistare o vendere certificati per gestire i propri obblighi contrattuali, secondo una logica analoga a quella già collaudata per le Garanzie d’Origine, i Certificati Bianchi o le quote ETS.

Dalla consultazione pubblica, tuttavia, è emerso che gli operatori considerano questo assetto ancora troppo vago. Il primo nodo riguarda le tempistiche di emissione: i certificati, per definizione, attestano un evento già avvenuto – l’immissione in rete – ma il decreto non chiarisce con quale cadenza il GSE li renderà disponibili. A ciò si aggiunge la difficoltà di stimare i volumi effettivi di certificati nei casi in cui la produzione venga ridotta per effetto di ordini di dispacciamento impartiti da Terna sul Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento, a fronte di un meccanismo che sembra incidere su tutti gli impianti di una determinata zona, a prescindere dall’effettivo rispetto dell’ordine di Terna.

Il secondo nodo è la validità temporale. I certificati scadono a fine anno o possono essere conservati e spesi negli esercizi successivi? Diversi operatori hanno chiesto una validità pluriennale – ad esempio triennale – accompagnata da meccanismi di banking (accantonamento dei certificati in eccesso) e borrowing (utilizzo anticipato di certificati futuri), strumenti indispensabili per assorbire le naturali oscillazioni della produzione rinnovabile. Lo schema di decreto, in realtà, apre a una forma di compensazione tra anni (art. 10, comma 2, lett. b), ma rinvia percentuali e massimali alle regole operative del GSE – un rinvio che, ad oggi, lascia gli operatori senza un quadro certo su cui costruire le proprie strategie.

Il terzo punto critico è la zonalità. È possibile utilizzare certificati provenienti da impianti situati in una zona di mercato diversa da quella indicata in sede di procedura competitiva? Il decreto tace. Le posizioni degli operatori divergono: alcuni propongono un utilizzo cross-zonale temperato da coefficienti correttivi; altri chiedono la piena fungibilità dei certificati, indipendentemente dalla localizzazione dell’impianto, per evitare che vincoli geografici troppo rigidi prosciughino la liquidità del mercato e penalizzino chi gestisce portafogli distribuiti su più zone.

Vi è poi il tema della liquidità. Nei primi anni del periodo di consegna, con un numero limitato di impianti iscritti all’Albo e una quantità ridotta di certificati in circolazione, la piattaforma GME rischia di configurarsi come un mercato sottile, esposto a dinamiche speculative. In uno scenario di questo tipo, un operatore potrebbe trovarsi nell’impossibilità di reperire certificati a condizioni ragionevoli e incorrere in penali non già per carenze produttive, bensì per un difetto strutturale del mercato. Per tale ragione, diversi soggetti hanno chiesto di affiancare alla piattaforma centralizzata anche la negoziazione bilaterale, sul modello delle Garanzie d’Origine. A proposito di queste ultime, resta aperta una questione tutt’altro che secondaria: come si coordineranno con i nuovi certificati FerZ? Le Garanzie d’Origine relative alla produzione degli impianti iscritti all’Albo rimarranno nella disponibilità del produttore o saranno assorbite dal nuovo sistema?

Il quadro, in definitiva, risulta chiaro nella sua architettura di fondo – i certificati traducono in termini operativi l’obbligo di immissione di energia rinnovabile – ma ancora incompleto nei dettagli che contano.

Un profilo puramente baseload esporrebbe gli operatori a un rischio profilo difficile da coprire con la combinazione impianto a fonti rinnovabili e storage giornaliero? Nel caso quali sarebbero allora le alternative? Sbaglio o il FerZ è proprio finalizzato alla definizione di un baseload da fonti rinnovabili? Un cambiamento sostanziale non cambierebbe proprio lo scopo del FerZ?

La preoccupazione è fondata sul piano tecnico e il decreto la riconosce implicitamente, ma le alternative proposte dagli operatori non stravolgerebbero lo scopo del FerZ. Le batterie e i prodotti di time-shifting operano tipicamente su scala giornaliera, non stagionale: uno storage elettrochimico è in grado di spostare energia di qualche ora nell’arco della giornata (da notte a giorno), non può compensare periodi prolungati di bassa producibilità che caratterizzano qualsiasi fonte rinnovabile in funzione della stagione e delle condizioni meteorologiche (vento assente, cielo coperto). Un profilo puramente baseload, richiedendo un consegna 24/7 per tutti i giorni dell’anno, implicherebbe se costante una copertura stagionale che andrebbe ben oltre le capacità tecniche degli accumuli oggi disponibili, esponendo gli operatori a un rischio profilo difficilmente gestibile con la sola combinazione di impianti a fonti rinnovabili e storage giornaliero.

La gran parte dei soggetti evidenzia in ogni caso criticità derivanti dal disallineamento tra la durata prevista per il periodo di consegna, pari a 15 anni, e quella degli attuali prodotti di time-shifting, pari (al massimo) a 10 anni e funzionali a gestire il rischio profilo e a garantire la finanziabilità dell’intervento, evidenziando altresì la necessità di chiarire in anticipo le modalità e le tempistiche di coordinamento fra le procedure competitive FerZ e quelle per l’acquisto dei citati prodotti, suggerendo che le procedure di assegnazione dei diritti di time-shifting vengano svolte prima delle procedure FerZ, o contestualmente alle stesse, in modo da fornire agli operatori i riferimenti di costo e la disponibilità degli strumenti per gestire il rischio profilo del contratto FerZ.

Gli operatori hanno fornito proposte alternative, tra cui l’introduzione da subito di uno o più profili aggiuntivi rispetto a quello baseload, ad esempio un profilo “eolico” o un profilo “mix solare + eolico”, coerente con la composizione attesa del parco FER nazionale, prevedendo per gli stessi almeno una granularità mensile (i.e., valori potenzialmente differenti ogni mese) in modo da approssimare la stagionalità reale delle fonti rinnovabili, e lasciando al mercato il riequilibrio di breve termine intra-giornaliero. Gli stessi propongono inoltre l’introduzione di profili ibridi co-locati caratterizzati da prezzi di esercizio maggiorati in modo che il contributo di storage co-localizzato sia esplicitamente valorizzato, evitando che il modello sia neutro tra soluzioni che, a parità di energia, hanno impatti molto diversi su congestioni, curtailment e costi di sistema.

Il decreto già prevede questa possibilità. In base all’Articolo 6, per far fronte alle esigenze del Sistema elettrico, il Ministero, sulla base di analisi di Terna e GSE, può individuare, con apposito decreto, ulteriori profili contrattuali standard ed i relativi parametri che ne caratterizzano il contratto. Il baseload non è quindi la forma definitiva e immutabile del FerZ ma lo strumento per raggiungere lo scopo del decreto che è quello di promuovere gli investimenti in capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili garantendo 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 minore costo per il consumatore finale. La finalità è garantire predefinite quantità di energia rinnovabile allineate agli obiettivi di decarbonizzazione.

Tuttavia, è evidente la tensione con il profilo contrattuale standard senza distinzione per tecnologia e di tipo baseload per soddisfare le esigenze del sistema elettrico. La neutralità tecnologica è quindi l’elemento qualificante del FerZ rispetto ai tradizionali meccanismi FER: non si incentiva la tecnologia ma il risultato che si vuole raggiungere a livello di sistema elettrico. Al contrario, se si introducesse un profilo solare ed eolico con granularità mensile, si ridurrebbe il rischio profilo per gli operatori, ma si ridurrebbe anche l’incentivo a costruire mix tecnologici capaci di coprire le ore critiche per il sistema, vanificando lo scopo per cui è stato creato il FerZ.

La principale criticità riguarda quindi il disallineamento tra la durata prevista per il periodo di consegna dei contratti FerZ, fissata a 15 anni, e quella degli attuali prodotti di time-shifting, pari a 10 anni: tale discrepanza rende più complessa la gestione del rischio profilo e, di conseguenza, la bancabilità dei progetti. Quale potrebbe essere il ruolo dell’innovazione tecnologica in questo campo? Potrebbe una regola di questo genere supportare prodotti a maggiore durata? Potrebbe richiedere una maggiore interazione con produttori, magari anche sostenendo l’industria europea? Potrebbe favorire lo sviluppo dei contratti di tolling in alternativa ai prodotti regolati?

Corretto. Tale discrepanza, che rende più complessa la gestione del rischio profilo e, di conseguenza, la bancabilità dei progetti, rappresenta ad avviso degli operatori la principale criticità del meccanismo. Infatti, al momento dell’asta FerZ l’operatore non disporrà di strumenti di time-shifting che gli consentano di coprire l’intero periodo di consegna di 15 anni (avendo detti strumenti una durata di 10 anni) e dovrà pertanto ricorrere a strumenti privatistici, al di fuori del Macse (come, ad esempio, contratti di tolling), al fine di poter prezzare adeguatamente nell’offerta e poter concedere idonee garanzie ai finanziatori sin dalla partecipazione al FerZ.

Per superare tale ostacolo, le posizioni degli operatori si articolano lungo tre direttrici. Alcuni chiedono di potenziare la gamma di strumenti di time-shifting per renderli coerenti con le esigenze di copertura del FerZ, prevedendo una validità di 15 anni in luogo di 10 e un periodo di pianificazione sufficientemente esteso per i contratti aventi periodo di validità annuale o inferiore. Altri ancora propongono di svolgere le procedure di assegnazione dei diritti di time-shifting prima delle procedure FerZ, in modo da fornire agli operatori i riferimenti di costo e la disponibilità degli strumenti necessari a gestire il rischio profilo. Le tre posizioni convergono sul medesimo obiettivo: colmare il divario tra la durata del contratto standard per la decarbonizzazione e quella degli strumenti di copertura del rischio profilo.

La durata decennale dei prodotti di time-shifting non è arbitraria né immutabile: essa rispecchia un limite fisico-tecnologico, rappresentato dall’attuale vita utile attesa delle batterie al litio, tecnologia prevalente nel parco di stoccaggio approvvigionato da Terna, come emerge dallo studio sulle tecnologie di riferimento per lo stoccaggio di energia elettrica redatto dal medesimo operatore. Il sistema è dunque calibrato sulla tecnologia più conservativa presente in ciascuna asta. Qualora batterie più longeve – che allo stato attuale non presentano un grado di maturità tecnologica sufficiente – entrino sul mercato e superino la qualifica tecnica, la disciplina vigente consente già di rifletterne le caratteristiche nei contratti di time-shifting, allineandone la durata a quella del periodo di consegna FerZ senza necessità di modificare la normativa primaria. Il D.Lgs. 210/2021, infatti, non fissa alcuna durata specifica, ma rimette la definizione dell’orizzonte temporale alle aste di Terna, la cui disciplina è modificabile da Arera in via regolamentare. Ne consegue che, qualora tecnologie quali le batterie a flusso (vanadio redox), i pompaggi idroelettrici o i sistemi a idrogeno – caratterizzati da una vita utile superiore ai 15 anni – superassero la qualifica tecnica di Terna, nulla osterebbe, sul piano strutturale, a che i contratti pluriennali raggiungessero tale durata, allineandosi al periodo di consegna previsto dal FerZ.

Lei chiede se la regola possa supportare prodotti a maggiore durata. La risposta dipende dalla configurazione che tale regola assumerà in sede di decreto definitivo. La bozza di decreto FerZ differisce, infatti, dal documento di consultazione, nel quale era previsto il coordinamento delle aste CfD con le aste per l’acquisto di prodotti di time-shifting di cui al D.Lgs. 210/2021 e alla deliberazione Arera 247/2023/R/eel, al fine di consentire ai partecipanti alle aste CfD di riflettere nelle rispettive offerte anche i costi dei prodotti di time-shifting. Tale coordinamento costituisce lo strumento regolatorio attraverso cui la durata dei prodotti di time-shifting può essere trasmessa direttamente nella struttura delle offerte FerZ; tuttavia, detta previsione non è stata recepita nel testo della bozza di decreto. È auspicabile che venga reintrodotta, o quantomeno richiamata nelle regole operative che il GSE sarà tenuto a redigere.

Sul ruolo dell’industria europea e del Net Zero Industry Act, il 56% degli operatori si è dichiarato favorevole all’applicazione dei criteri non di prezzo di cui all’art. 26 del regolamento (UE) 2024/1735 (NZIA), il 31% non ha formulato osservazioni e i contrari hanno evidenziato le difficoltà nel definire criteri coerenti e il rischio di appesantire il meccanismo.

Tra i favorevoli, diversi operatori chiedono flessibilità, dato il divario di prezzo tra prodotti europei ed extra-UE e l’immaturità della filiera continentale, e auspicano un set minimo di criteri non di prezzo. Le proposte includono: (i) una logica di condizioni di parità (level playing field) trasversale a tutte le tecnologie; (ii) l’utilizzo dei soli criteri di aggiudicazione; (iii) indicatori di sostenibilità misurabili (es. carbon footprint); (iv) criteri specifici per la produzione di energia elettrica da biogas che valorizzino standard ambientali superiori ai requisiti minimi di legge e l’integrazione del sistema energetico. Alcuni propongono di privilegiare il Made in EU per ridurre la dipendenza da forniture extra-UE. I contrari obiettano che: (i) i criteri NZIA inciderebbero quasi esclusivamente sul fotovoltaico, poiché la maggior parte delle altre tecnologie già impiega componentistica europea, con conseguente aumento dei CAPEX e restringimento del mercato dei componenti conformi; (ii) ulteriori vincoli aggraverebbero gli oneri amministrativi e ridurrebbero la partecipazione. Alcuni operatori suggeriscono infine un approccio graduale: avviare il meccanismo senza criteri non di prezzo e valutarne l’introduzione successiva, eventualmente adottando criteri che valorizzino azioni certificate di decarbonizzazione, progetti innovativi per la transizione ecologica (es. idrogeno, economia circolare, biometano) e pratiche di condotta responsabile d’impresa.

Questi dati rivelano una tensione genuina: gli operatori vogliono sostenere l’industria europea ma temono che i criteri non di prezzo aumentino i costi e la complessità in un meccanismo già molto articolato.

Quasi nessuno sostiene l’utilizzo del sorteggio in caso di offerte con lo stesso ribasso. Può ricordare quanti siano gli esperti contrari? Per quale motivo? Quale sarebbe la ratio del sorteggio?

Circa il 59% degli operatori ha risposto positivamente alla domanda – che ricomprendeva, più in generale, i requisiti di accesso e le modalità di formazione della graduatoria – mentre il 38% non ha formulato osservazioni. Tuttavia, la formulazione “quasi nessuno sostiene”, contenuta nel documento di sintesi degli esiti, indica una contrarietà pressoché unanime tra coloro che si sono espressi sul punto. Il sorteggio è percepito come arbitrario, in quanto non discrimina sulla base di alcun criterio di merito (ad esempio, il grado di avanzamento dei progetti, la solidità finanziaria dei proponenti o l’utilità per la rete) né di utilità per il sistema.

La ratio del sorteggio sembra essere, in realtà, strettamente tecnica, volta a garantire neutralità e non discriminazione: qualora vi siano istanze di partecipazione caratterizzate da un prezzo corrispondente a quello dell’ultima offerta accettata che, complessivamente considerate, comportino il superamento della quantità residua, il GSE – a parità di valore del ribasso percentuale offerto in esito all’applicazione dei coefficienti locazionali – individua il soggetto partecipante selezionato mediante sorteggio.
Dal punto di vista del legislatore, il sorteggio rappresenta la soluzione più semplice, trasparente e immune da contestazioni di favoritismo. La critica degli operatori è che tale neutralità risulti sterile: a parità di prezzo, esisterebbero comunque criteri di merito da preferire alla sorte.

Tra le alternative proposte spiccano in particolare: (i) una seconda sessione d’asta (last bid) tra gli operatori che hanno offerto un prezzo pari a quello dell’ultima offerta accettata; (ii) l’utilizzo della data di presentazione della domanda o la dimostrazione della solidità finanziaria del soggetto proponente; (iii) l’assegnazione prioritaria agli impianti ubicati in zone di mercato in cui si registrano ritardi rispetto agli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili; (iv) l’utilizzo di criteri non di prezzo; (v) la presenza di un contratto di dispacciamento in immissione con Terna e la conseguente capacità complessiva del portafoglio; (vi) la capacità di decarbonizzazione rispetto alla produzione effettuata; (vii) il completamento dell’iter autorizzativo; (viii) la localizzazione su nodi di rete strategici, il mix tecnologico e la capacità di modulare la produzione nelle ore critiche.

La bozza del decreto è stata prenotificata alla Commissione europea. Quando si aspetta che venga poi approvata? Quali saranno poi le fasi successive?

Come detto, la bozza di decreto FerZ è già stata notificata alla Commissione Europea e i negoziati sono in fase avanzata. Rappresentanti del MASEMasehanno comunicato che l’approvazione europea dovrebbe intervenire tra la fine del 2026 e l’inizio del 2027. A seguito del via libera europeo, sarà necessaria la registrazione da parte della Corte dei Conti, attività che richiede generalmente 60 giorni. Successivamente alla pubblicazione del decreto sul sito del Mase, il GSE disporrà di 120 giorni per la redazione delle regole applicative che – pubblicate con decreto ministeriale – disciplineranno in dettaglio le procedure competitive, i requisiti soggettivi e oggettivi per l’accesso e le ulteriori modalità attuative del meccanismo.

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.