FER X TRANSITORIO: CONSULTAZIONE ARERA E STUDIO GSE

FER X transitorio in breve
Il decreto FER X transitorio del 30 dicembre 2024 stabilisce, per l'anno 2025, il meccanismo di sostegno per impianti a fonti rinnovabili con costi simili a quelli di mercato. Gli impianti con potenza inferiore o uguale a 1 MW accedono direttamente al meccanismo di sostegno, con prezzi di aggiudicazione definiti periodicamente da ARERA sulla base di studi e analisi del Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Questi prezzi devono garantire un’equa remunerazione dei costi e possono essere differenziati per tecnologia e dimensione.

ARERA ha pubblicato un documento di consultazione che presenta gli orientamenti sulla definizione dei prezzi per impianti di piccola taglia, basandosi su uno studio specifico realizzato dal GSE, allegato al documento stesso.

Il decreto FER X transitorio è mirato a incentivare, per l’anno 2025, la produzione di energia da fonti rinnovabili competitive sul mercato (fotovoltaico, eolico, idroelettrico, gas residuati). L’incentivo copre sia nuovi impianti sia interventi di rifacimento e potenziamento, con accesso diretto per impianti fino a 1 MW e tramite procedure competitive oltre tale soglia.
Il decreto prevede due modalità di incentivo:

• Per impianti sotto i 200 kW: una tariffa omnicomprensiva (feed-in tariff).
• Per impianti di almeno 200 kW: un feed-in premium variabile a due vie (differenza tra prezzo di aggiudicazione e prezzo del mercato del giorno prima).

Gli incentivi durano 20 anni, con prezzi definiti periodicamente da ARERA sulla base dei costi rilevati dal GSE. Sono previsti premi addizionali per specifiche condizioni, come sostituzione eternit e localizzazione geografica.
Il decreto prevede aggiornamenti dei prezzi legati all’inflazione e contempla regole specifiche per gli impianti che partecipano volontariamente o meno al mercato del bilanciamento e ridispacciamento (MBR), inclusa la gestione di eventuali tagli produttivi imposti per sicurezza della rete o da Terna.

Metodologia utilizzata
ARERA deve definire i prezzi di aggiudicazione per impianti di potenza fino a 1 MW, seguendo criteri fissati dal decreto FER X transitorio. Tali prezzi devono garantire un’equa remunerazione dei costi di investimento e di esercizio, inclusi il costo medio ponderato del capitale (WACC) e considerando le principali entrate dell’impianto. I prezzi possono essere differenziati per tecnologia e taglia.

ARERA adotta una metodologia che:

• Privilegia configurazioni efficienti (a minor costo complessivo), evitando di includere configurazioni poco performanti o economicamente inefficienti.
• Differenzia i prezzi per tecnologia e classi di potenza, riflettendo costi di investimento e manutenzione specifici.
• Determina il prezzo di aggiudicazione sulla base del costo medio unitario di generazione (LCOE), calcolato sulla produzione netta immessa in rete, coerentemente con quanto previsto dal decreto ministeriale e rispettando il criterio di proporzionalità degli aiuti di Stato.
• Tiene conto, nel calcolo del LCOE, anche di eventuali entrate aggiuntive come risparmi da autoconsumo, costi evitati di smaltimento combustibili residuati e il valore residuo dell’impianto dopo il periodo incentivante.

La metodologia adottata si basa su dati raccolti dal GSE, vincolanti per la determinazione dei prezzi di aggiudicazione.

Quantificazione dei prezzi di aggiudicazione
Lo Studio elaborato dal GSE per quantificare i prezzi di aggiudicazione utilizza:

• Dati di costo relativi a investimento, gestione e manutenzione degli impianti per varie tecnologie e taglie, con riferimento a impianti recenti.
• Un prezzo medio di vendita dell’energia elettrica ipotizzato di 80 €/MWh, coerente con lo scenario del Piano Nazionale Integrato Energia Clima (PNIEC), e un valore di 140 €/MWh per l’energia fotovoltaica autoconsumata.
• Un WACC (Costo Medio Ponderato del Capitale)  pari al 6,5%, più alto rispetto ai valori tipici regolamentati da ARERA per attività infrastrutturali, giustificato dalla necessità di includere il rischio legato alla variabilità dei costi.
• Una metodologia basata sul Discounted Cash Flow per calcolare il costo medio unitario di generazione (LCOE), assumendo una durata di vita utile coincidente con il periodo di incentivazione (20 anni), tranne per gli impianti idroelettrici per i quali si ipotizza una vita utile di 25 anni e quindi un valore residuo al termine del periodo incentivato.
• Un’analisi di sensitività per verificare l’impatto di variazioni nella producibilità, nei costi e nell'autoconsumo sul LCOE finale.

ARERA condivide le scelte metodologiche del GSE, in particolare l’adozione del WACC al 6,5%, perché coerente con la necessità di considerare i rischi degli investimenti in rinnovabili rispetto ad attività infrastrutturali più consolidate.

Impianti fotovoltaici

1. Su copertura:
   • Fino a 200 kW: LCOE pari a 73 €/MWh, considerando costi di investimento (CAPEX), gestione (OPEX) e risparmio da autoconsumo (38%).
   • Tra 200 e 1.000 kW: LCOE più basso (67 €/MWh) grazie al minore CAPEX e minore autoconsumo (17%).
2. A terra:
   • Fino a 200 kW: LCOE 70 €/MWh, minori ore di funzionamento, basso autoconsumo (19%).
   • Tra 200 e 1.000 kW: LCOE più elevato (77 €/MWh) a causa dell'assenza di autoconsumo.

Prezzo di aggiudicazione finale proposto (fino a 1.000 kW)
Prezzo fissato a 70 €/MWh, basato sui costi netti medi, comprensivi di CAPEX, OPEX e benefici derivanti dall'autoconsumo (-32 €/MWh).Il valore selezionato riflette una metodologia attenta alla proporzionalità, considerando entrate e risparmi per garantire una remunerazione equa degli investimenti.

Impianti eolici

• Analisi costi e prestazioni:
  1. Costi di investimento (CAPEX) e costi operativi (OPEX) diminuiscono significativamente con l’aumentare della potenza degli impianti.
  2. Piccoli impianti (<60 kW) presentano costi molto elevati e sono esclusi dall’analisi per inefficienza economica.
  3. Non è presente autoconsumo significativo per impianti eolici.
• Classi di potenza analizzate:
  1. Fino a 200 kW: LCOE alto (155 €/MWh) a causa dei costi elevati e minor efficienza.
  2. Da 200 a 600 kW: LCOE intermedio (99 €/MWh).
  3. Da 600 a 1.000 kW: LCOE più competitivo (91 €/MWh), con costi ridotti e maggiori ore di funzionamento.
• Prezzo di aggiudicazione proposto:
  1. ARERA sceglie un unico prezzo per favorire esclusivamente le configurazioni più efficienti (vicino a 1 MW).
  2. Prezzo di aggiudicazione definito in 91 €/MWh, basato sul LCOE degli impianti più efficienti, evitando di incentivare impianti più piccoli e costosi.

Questa scelta mira ad ottimizzare l’uso della fonte eolica, garantendo sostenibilità economica e ambientale.

Impianti idroelettrici

• Analisi costi e prestazioni:
  1. Sono stati considerati due tipi principali di impianti idroelettrici: su acquedotto e ad acqua fluente, mentre gli impianti a bacino sono stati esclusi per assenza di dati recenti.
  2. Gli impianti su acquedotto hanno costi di investimento (CAPEX) generalmente più bassi rispetto agli impianti ad acqua fluente.
  3. I costi operativi (OPEX) diminuiscono al crescere della taglia dell’impianto, passando da circa 140 €/kW/anno (impianti più piccoli) a 100 €/kW/anno (impianti maggiori).
• Classificazione adottata dal GSE(5 categorie):
  1. Impianti su acquedotto:
     • ≤ 250 kW: LCOE di 145 €/MWh.
     • Da 250 a 1.000 kW: LCOE di 110 €/MWh.
  2. Impianti ad acqua fluente:
     • ≤ 250 kW: LCOE di 180 €/MWh.
     • 250-500 kW: LCOE di 154 €/MWh.
     • 500-1.000 kW: LCOE di 136 €/MWh.
• Prezzi di aggiudicazione proposti ARERA:
  1. Differenziati per tecnologia e classe di potenza, per riflettere specificità di costi e disponibilità della risorsa idrica.
  2. Valori proposti (€/MWh):
     • Su acquedotto: 145 (≤250 kW), 110 (>250 e ≤1.000 kW)
     • Ad acqua fluente: 180 (≤250 kW), 154 (250-500 kW), 136 (500-1.000 kW)
     • A bacino: fissato a 90 €/MWh sulla base di dati storici.

Questa scelta di differenziazione permette di sostenere anche piccoli impianti efficienti che sfruttano risorse idriche locali altrimenti inutilizzate energeticamente, considerando le diverse strutture di costo e caratteristiche operative.

Impianti alimentati da gas residuati dai processi di depurazione

• Analisi costi e prestazioni:
  1. Assenza di recenti dati specifici sugli impianti alimentati da gas residuati da depurazione, quindi il GSE utilizza dati relativi a impianti alimentati da biogas, tecnologicamente simili.
  2. Costi di investimento (CAPEX) più elevati per gli impianti più piccoli (fino a 300 kW: 7.400 €/kW) rispetto a quelli più grandi (300-1.000 kW: 6.600 €/kW).
  3. Costi operativi annuali (OPEX) più elevati per la classe fino a 300 kW (260 €/kW/anno) rispetto a quelli più grandi (220 €/kW/anno).
  4. Valutato un "costo evitato di smaltimento" del combustibile (-50 €/ton), considerato come entrata aggiuntiva nel calcolo del LCOE.
• Classi di potenza analizzate:
  1. ≤ 300 kW: LCOE di 115 €/MWh.
  2. Da 300 kW a 1.000 kW: LCOE di 96 €/MWh.
• Prezzi di aggiudicazione proposti ARERA:
  1. Prezzi differenziati per taglia, riflettendo la significativa riduzione dei costi negli impianti più grandi:
     • ≤ 300 kW: 115 €/MWh.
     • Da 300 kW a 1.000 kW: 96 €/MWh.

Questa differenziazione garantisce una corretta incentivazione, considerando i costi effettivi degli impianti e la valorizzazione dei benefici derivanti dal riutilizzo energetico dei residui di depurazione.

Applicazione dei correttivi
Ai prezzi di aggiudicazione definiti dall’Autorità saranno applicati i seguenti correttivi:

• Impianti fotovoltaici:
  • Premio aggiuntivo di +27 €/MWh per impianti che sostituiscono eternit o amianto.
  • Premio aggiuntivo di +5 €/MWh per impianti realizzati su specchi d’acqua.
  • Premi differenziati per insolazione regionale:
    • +4 €/MWh nelle regioni centrali.
    • +10 €/MWh nelle regioni del Nord Italia.
• Impianti rifatti o potenziati:
  • Applicazione dei coefficienti di gradazione D definiti nel decreto FER X.

Aggiornamento dei prezzi:
L’Autorità conferma che il GSE aggiornerà periodicamente i prezzi utilizzando:

• Indice nazionale dei prezzi al consumo per tener conto:
  • Dell’inflazione dal momento della pubblicazione al momento dell’entrata in esercizio (indicizzazione al 100%).
  • Dell’inflazione durante il periodo contrattuale (indicizzazione parziale sui costi operativi).
• Eventuali ulteriori aggiornamenti dei prezzi saranno effettuati se il GSE riscontrerà variazioni significative rispetto ai dati attuali.

Riepilogo prezzi di aggiudicazione proposti

• Fotovoltaici (≤ 1.000 kW): 70 €/MWh
• Eolici (≤ 1.000 kW): 91 €/MWh
• Idroelettrici su acquedotto:
  1. ≤ 250 kW: 145 €/MWh
  2. 250 < P ≤ 1.000 kW: 110 €/MWh
• Idroelettrici ad acqua fluente:
  1. ≤ 250 kW: 180 €/MWh
  2. 250 < P ≤ 500 kW: 154 €/MWh
  3. 500 < P ≤ 1.000 kW: 136 €/MWh
• Idroelettrici a bacino (≤ 1.000 kW): 90 €/MWh
• Gas residuati dai processi di depurazione:
  1. ≤ 300 kW: 115 €/MWh
  2. 300 < P ≤ 1.000 kW: 96 €/MWh

L’impostazione definita da ARERA mira a garantire equità e proporzionalità, tenendo conto delle specifiche tecniche ed economiche di ciascuna tecnologia e classe di impianto.

La tariffa omnicomprensiva doveva essere pubblicata entro il 28 maggio ma si dovrà aspettare l'uglio per avere una risposta da parte di ARERA. Le date principali del decreto si possono riassumere in:

• 28 febbraio 2025: Entrata in vigore del decreto FER X transitorio.
• Dal 28 febbraio 2025: Ammissibilità all’accesso diretto per impianti ≤1 MW che abbiano avviato i lavori dopo tale data.
• Fino al 31 dicembre 2025: Validità del meccanismo di supporto, salvo esaurimento del contingente di 3 GW per impianti ≤1 MW prima di tale data.
• Entro il 4 luglio 2025: Termine per l’invio delle osservazioni all’ARERA sul documento di consultazione.

 Lo studio del GSE: “Studio sul costo di generazione di impianti FER fino a 1 MW”
Il decreto ministeriale del 30/12/2024 (FER X TCTF) prevede che ARERA definisca i prezzi di aggiudicazione per impianti fino a 1 MW, assicurando che siano proporzionati ai costi reali di investimento ed esercizio. Il GSE supporta questa attività fornendo dati tecnici ed economici sugli impianti attraverso specifiche analisi di costo di generazione.

Lo studio valuta il costo di generazione (LCOE) per impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici e da gas residui di depurazione, utilizzando una metodologia internazionale (LCOE - Levelized Cost of Electricity). Tale costo rappresenta il prezzo necessario per coprire interamente gli investimenti e i costi operativi durante la vita dell'impianto.

Principali ipotesi:

• Vita utile: 25 anni per idroelettrico, 20 anni per le altre fonti.
• WACC: 6,5% (costo medio ponderato del capitale), calcolato assumendo:
  • Costo debito: 4,25%
  • Rendimento equity: 8%
  • Debito 70% del finanziamento
  • Tassazione complessiva: 27,9%
• Prezzo medio elettricità ventennale assunto: 80 €/MWh, mentre l’elettricità autoconsumata è valorizzata a 140 €/MWh.

Variabili differenziate per ciascuna tecnologia analizzata:

• Ore equivalenti di funzionamento
• Costi specifici d’investimento e manutenzione
• Percentuale di autoconsumo
• Costi del combustibile

Lo studio sviluppa diversi casi di riferimento per ciascuna tecnologia, effettuando analisi di sensitività per comprendere come le diverse configurazioni influiscano sui costi di generazione. I risultati consentiranno di definire prezzi di esercizio differenziati che tengano conto di vari obiettivi, come efficienza, produttività, incentivo all'autoconsumo e sostenibilità ambientale.

 Fotovoltaico
 Costi di investimento e O&M
L’analisi si basa su dati raccolti dal GSE per impianti incentivati tra il 2022 e il 2024 (circa 560 dati). I costi di investimento specifici diminuiscono generalmente con l’aumentare della taglia degli impianti, specie per quelli installati su copertura, mentre questa correlazione è meno evidente per quelli a terra. I costi di manutenzione (O&M) sono abbastanza stabili tra tipologie e dimensioni diverse.

Casi di riferimento analizzati
Vengono considerati quattro casi, distinguendo tra impianti di taglia fino a 200 kW e impianti tra 200-1.000 kW, sia su copertura che a terra:

• Investimenti:
  1. Fino a 200 kW: 1.100 €/kW (terra e copertura)
  2. 200-1.000 kW: 850 €/kW (copertura), 1.000 €/kW (terra)
• Costi O&M: 20 €/kW per tutte le casistiche.
• Producibilità annuale:
  1. 1.500 ore equivalenti per impianti a terra
  2. 1.275 ore equivalenti per impianti su copertura (-15% rispetto a terra).
• Quota autoconsumo:
  1. Copertura fino a 200 kW: 38%
  2. Copertura 200-1.000 kW: 17%
  3. Terra fino a 200 kW: 19%
  4. Terra 200-1.000 kW: nessun autoconsumo.
• Costo evitato per autoconsumo: 140 €/MWh.
• WACC (tasso di sconto): 6,5%

Risultati: Costo di generazione (LCOE)
Il costo di generazione (LCOE), calcolato su base ventennale, varia lievemente tra casi, oscillando complessivamente in un range di circa 10 €/MWh. In generale:

• Gli impianti su copertura mostrano un LCOE leggermente superiore agli impianti a terra, principalmente a causa della minore producibilità.
• Una quota significativa di autoconsumo riduce il costo netto dell'energia immessa in rete.
• L’analisi di sensitività evidenzia come il costo di generazione sia sensibile soprattutto alle variazioni della produzione (+/-10%), dei costi di investimento (+/-10%), del tasso WACC (+/-1,5%) e del prezzo dell'elettricità (+/-20 €/MWh).

Considerazioni conclusive

• L’ampia sensibilità ai driver economici indica che anche piccole variazioni nei parametri chiave possono incidere significativamente sul costo finale dell’energia.
• L’uso di moduli fotovoltaici ad alta efficienza (con costi di investimento superiori di circa il 20% ma producibilità superiore di almeno il 15%) aumenta l’LCOE di circa 2-3 €/MWh rispetto alle tecnologie standard.
• La tecnologia fotovoltaica, specialmente in applicazioni consolidate e di piccola taglia, presenta profili di rischio relativamente bassi, grazie alla prevedibilità delle condizioni economiche per almeno 20 anni.

Criticità dello studio
Le analisi sui costi di generazione dei moduli fotovoltaici iscritti al Registro Enea affermano che tali moduli hanno un costo d’investimento mediamente superiore del 20% rispetto ai valori standard a fronte di prestazioni migliori grazie all’elevata efficienza, con una produzione aggiuntiva che può arrivare fino al 30%. Ciò sembra non concordare con l’attuale stato delle tecnologie cinesi sul mercato.
Un confronto delle tecnologie cinesi sul mercato mostra come le efficienze siano paragonabili ai moduli europei:
Moduli Cinesi

• Efficienza a livello di modulo: compresa tra il 21,5% e il 22,5% (Es.: LONGi Hi-MO X6 raggiunge circa il 22,5%.

Moduli iscritti al Registro ENEA

• Per essere inclusi nel registro, devono rientrare in una delle seguenti categorie:
  • Categoria 1: moduli prodotti nell’UE con efficienza ≥ 21,5% a livello di modulo.
  • Categoria 2: moduli con celle prodotte nell’UE e efficienza ≥ 23,5%.
  • Categoria 3: moduli con celle bifacciali HJT o tandem con efficienza ≥ 24%.

Per quanto riguarda i costi invece, la differenza tra moduli ENEA e cinesi è ben superiore al 20% indicato nello studio. 

• Moduli Cinesi: prezzo medio tra 0,80 € e 1,10 € per Watt.
• Moduli Registro ENEA: prezzo tra 1,20 € e 1,60 € per Watt.

Si tratta di una differenza di circa 33%-50%

Eolico
Costi di investimento e manutenzione
Sono stati analizzati circa 310 dati raccolti dal GSE relativi a impianti eolici incentivati tra il 2022 e il 2024. Dai dati emerge:

• Costi di investimento: significativa riduzione al crescere della taglia dell’impianto. La classe inferiore a 200 kW risulta molto più costosa rispetto alle classi superiori.
• Costi di manutenzione (O&M): minore variabilità con la taglia, ma con un’elevata dispersione (deviazione standard).

Casi di riferimento analizzati
Tre classi di potenza sono state considerate:

• Classe fino a 200 kW:
  1. Investimento specifico: 2.400 €/kW
  2. Costi O&M: 50 €/kW
  3. Producibilità: 1.800 ore/anno
  4. WACC: 6,5%
• Classe da 200 a 600 kW:
  1. Investimento specifico: 1.700 €/kW
  2. Costi O&M: 40 €/kW
  3. Producibilità: 2.030 ore/anno
  4. WACC: 6,5%
• Classe da 600 a 1.000 kW:
  1. Investimento specifico: 1.580 €/kW
  2. Costi O&M: 35 €/kW
  3. Producibilità: 2.030 ore/anno
  4. WACC: 6,5%

Costo di generazione (LCOE)
L'LCOE, calcolato su un periodo ventennale, evidenzia:

• Un forte aumento del costo di generazione per impianti più piccoli (≤200 kW), dovuto ai maggiori costi d’investimento e alla minore producibilità.
• L’LCOE risulta significativamente minore per impianti di taglia superiore (200-600 kW e 600-1.000 kW), confermando economie di scala.

Analisi di sensitività
Il costo di generazione è molto sensibile a:

• variazioni della producibilità (±20%);
• variazioni dei costi di investimento (±10%);
• variazioni del WACC (±1,5%), con un impatto di circa 6 €/MWh per ogni punto percentuale nelle classi superiori ai 200 kW.

Conclusioni

• Impianti eolici di piccola taglia (≤200 kW) risultano meno competitivi a causa di elevati costi e bassa producibilità.
• La competitività economica aumenta significativamente nelle classi di potenza superiori (da 200 a 1.000 kW), rendendole economicamente più convenienti e meno sensibili alle variazioni dei principali driver economici.

Gas residuati da processi di depurazione:
La valutazione economica degli impianti alimentati da gas residuati da processi di depurazione presenta una scarsità di dati recenti specifici. Pertanto, si è fatto riferimento a impianti a biogas con altre matrici, adattando opportunamente i costi.

Principali evidenze economiche:

• Costi specifici più elevati per impianti di piccola taglia (fino a 300 kW) rispetto a quelli più grandi (300-1.000 kW):
  1. Investimento: 7.400 €/kW (≤300 kW); 6.600 €/kW (300-1.000 kW).
  2. Costi operativi (O&M): 260 €/kW (≤300 kW); 220 €/kW (300-1.000 kW).
• La producibilità annuale stimata per entrambe le classi è di circa 6.300 ore equivalenti.
• Si considera inoltre un beneficio economico derivante dal costo evitato di smaltimento fanghi pari a 50 €/t, che rappresenta un ricavo indiretto.

Costo di generazione (LCOE):

• Minore per impianti di maggiori dimensioni grazie alle economie di scala e alla riduzione dei costi operativi.
• Fortemente influenzato dalle variazioni del costo evitato di smaltimento, dai costi di investimento e manutenzione (sensibilità ±20%), e dal tasso di sconto (WACC).
• Una variazione del WACC del ±1,5% comporta una modifica dell'LCOE di circa 8-9 €/MWh, riflettendo la maggiore incertezza economica della tecnologia.

La tecnologia del biogas da depurazione mostra limitata diffusione recente, alti costi iniziali e notevoli incertezze tecnico-economiche, rendendo più vantaggiosi gli impianti di maggior taglia.