Elettricità Futura ha trasmesso il proprio contributo nell’ambito della consultazione del MASE, nel mese di marzo 2023, sullo Schema di Decreto sulla disciplina delle garanzie d’origine della produzione di energia da fonti rinnovabili.
L’Associazione ha evidenziato alcuni aspetti dubbi o punti critici chiedendo un’adozione quanto più rapida del decreto, per rendere possibile l’effettivo sviluppo di progetti quali quelli di produzione ed utilizzo di idrogeno e biometano, fortemente connessi allo sviluppo della disciplina in materia di garanzie d’origine.
Temi oggetto di osservazioni puntuali:
- Definizioni (art.2);
- Certificazione della produzione di energia da fonti rinnovabili (art. 6);
- Informazioni sulla composizione del mix energetico ai clienti finali (art. 8);
- ETS, certificazione del biometano e dell’idrogeno (artt.10,11,12);
- Certificazione dell’energia termica (art.14);
- GO e altri meccanismi di sostegno;
- Flussi informativi.
Leggi il testo integrale delle osservazioni
Riteniamo che lo schema di decreto, che attua l’articolo 46 del DLgs 8 novembre 2021 n. 199, disciplini in modo piuttosto esaustivo le modalità di riconoscimento delle Garanzie d’Origine (GO) per l’energia elettrica, il gas, inclusi biometano e idrogeno, e l’energia termica.
Positiva in particolare l’estensione dell’uso delle GO anche all’ambito ETS.
Il testo presenta tuttavia alcuni aspetti dubbi o punti critici, di seguito rappresentati in dettaglio, che auspichiamo possano essere risolti.
Fondamentale sarà un’adozione quanto più rapida del decreto, per rendere possibile l’effettivo sviluppo di progetti quali quelli di produzione ed utilizzo di idrogeno e biometano, fortemente connessi allo sviluppo della disciplina in materia di garanzie d’origine.
Posto inoltre il rilevante ruolo, ai fini dell’attuazione del decreto, delle procedure operative GSE, a cui il decreto stesso per molti aspetti rimanda, riteniamo importantissimo un processo di consultazione di tali procedure prima dell’approvazione.
Osservazioni puntuali al testo del decreto Definizioni (art.2)
All’articolo 2, alla lettera h) suggeriamo di sostituire il termine “cliente finale” con “utilizzatore” in quanto l’utilizzatore che necessita di provare l’origine rinnovabile dell’energia termica utilizzata può non essere un cliente finale (es. gestore teleriscaldamento che compra biometano coperto da GO per rispettare gli obblighi di cui all’art. 27 del D.Lgs. 199/21).
La definizione di idrogeno rinnovabile di cui alla lettera k) riprende quella dei Decreti del Ministro della transizione ecologica 21 ottobre 2022 e 21 settembre 2022, salvo quanto previsto dall’Atto Delegato della Direttiva 2018/2001/UE. Tale atto è riferito esclusivamente ai “renewable fuels of non biological origin”. L’idrogeno rinnovabile originato dalla biomassa per definizione è di origine biologica e quindi non interessato da tale atto. Suggeriamo di sostituire la definizione come segue: “ idrogeno di cui all’articolo 2, comma 1, del Decreto del Ministro della transizione ecologica 21 ottobre 2022, n. 463, salvo quanto previsto, in relazione ai combustibili o carburanti di origine non biologica, dall’atto delegato di cui al paragrafo […]”
L’idrogeno prodotto da steam reforming di biometano, così come quello prodotto a partire da biomassa mediante processi di digestione anaerobica o di gassificazione, non rientra nella definizione di idrogeno rinnovabile ma dovrebbe aver diritto alle GO stante la sua origine rinnovabile. Chiediamo che tale idrogeno rientri o nella definizione di idrogeno rinnovabile o nella generica fattispecie “gas rinnovabili”;
La lettera o) prende in considerazione le diverse tipologie di rete. Si fa riferimento alla rete elettrica, alla rete di teleriscaldamento e, per quanto riguarda il gas, incluso il biometano e l’idrogeno, alle reti e ai sistemi di trasporto e distribuzione del gas naturale, compresi i mezzi di trasporto.
Per meglio caratterizzare la fattispecie inerente al gas, in particolare nella configurazione di rete, potrebbe essere utile includere il riferimento anche alle modalità di stoccaggio e trasporto del GNL anche non interconnessi alla rete. Pertanto suggeriamo di formulare il punto 2 della lettera o) nel modo seguente: “2) con riferimento al gas, ivi incluso il biometano, e l’idrogeno: le reti e i sistemi di trasporto e distribuzione del gas naturale, del biometano e dell’idrogeno, sia quelle private che le reti con obbligo di connessione di terzi, gli impianti che permettono la liquefazione fisica o virtuale situati anche in luoghi diversi dai siti di produzione che ricevono il gas tramite la rete, i mezzi di trasporto del gas sia allo stato gassoso che liquido, compresi i distributori di gas allo stato liquido o gassoso per i trasporti, anche ad uso privato, ivi inclusi i punti di rifornimento.”
Conseguentemente, all’articolo 5, comma 1, anche alla luce di quanto riportato all’art 11, comma 3, andrebbe esplicitato, che possono essere negoziate sulle P-GO anche le GO rilasciate in assenza di immissione in rete come, ad esempio, per autoconsumo. Diversamente, il biometano destinato al settore trasporti e veicolato attraverso infrastrutture diverse da quelle ricomprese nell’attuale definizione di rete potrebbe rimanere escluso dal meccanismo. Ove implementata la definizione di rete sopra riportata, si suggerisce la seguente modifica dell’articolo 5, c.1: “Le GO riferite all’energia da fonti rinnovabili prodotta e immessa in rete, o consumata in sito, possono essere oggetto di negoziazione nelle sedi di contrattazione appositamente predisposte dal GME”.
Con riferimento all’energia termica, la definizione di rete di teleriscaldamento e teleraffrescamento della lettera o) punto 3) restringe l’ambito di rilascio delle GO solo agli impianti collegati a reti censite nell’anagrafica ARERA. Pur comprendendo le ragioni che in sede di prima attuazione della norma spingono a limitare il numero degli impianti ammessi a generare GO calore, si rileva come tale scelta riduca il quantitativo potenziale delle GO calore utilizzabili dai soggetti obbligati ai sensi dell’art. 27 del D.Lgs. 199/21 nonché di eventuali altri utilizzatori volontari. Ciò considerato si suggerisce di ampliare la definizione di cui all’articolo 2, c. 1, lett. o) punto 3), quantomeno includendo anche le reti di teleriscaldamento rispondenti anche alla definizione di cui al DM CAR 5 settembre 2011 (anche reti private).
Al all’articolo 2, c. 1, lett. v) punto 3), viene stabilito che l’energia netta prodotta da fonti rinnovabili, nel caso dell’idrogeno, è quella decurtata da consumi energetici di idrogeno imputabili ai servizi ausiliari di impianto. Si suggerisce di eliminare tale precisazione poiché penalizzante per l’idrogeno per altro tenendo conto che il perimetro dei servizi ausiliari e il relativo calcolo non sono stati ancora disciplinati per l’idrogeno. Inoltre, andrebbero precisate le unità di misura per la produzione di H2 (kg? Smc? Nmc?).
Sarebbe infine utile definire i soggetti che saranno abilitati ad operare sul Registro GO, soggetti che all’articolo 3, lettera b) sono chiamati genericamente “operatori economici”.
Certificazione della produzione di energia da fonti rinnovabili (articolo 6)
Con riferimento alla previsione del comma 2, secondo cui le GO emesse per la produzione di energia elettrica consumata in sito nell’ambito di un sistema semplice di produzione e consumo, sono contestualmente rilasciate e annullate a favore del cliente finale e non sono conteggiate nell’ambito della determinazione del mix energetico residuale, segnaliamo che in un SSPC spesso il consumatore è un soggetto diverso dal produttore e può non essere interessato a valorizzare al proprio interno la produzione di energia da fonti rinnovabili. Inoltre il quantitativo di energia prodotto e ammissibile a GO potrebbe essere superiore al consumo del cliente presente nell’SSPC generando un’eccedenza che viene immessa in rete. Per tali ragioni, proponiamo di prevedere, in caso di SSPC, il rilascio delle GO in capo al produttore senza il contestuale annullamento, secondo le modalità previste per la generalità dei produttori di EE. Inoltre, riteniamo necessario chiarire l’applicazione delle GO per l’energia che, non essendo autoconsumata istantaneamente, viene immessa in rete dall’impianto rinnovabile.
È importante esplicitare che le GO debbano tenere conto non solo dell’energia immessa nella rete pubblica, bensì anche dell’energia immessa in reti private (SSPC, RIU, altre): in questo modo sarebbe possibile annullare le GO a favore di clienti presenti su reti private, per favorire i processi di certificazione sempre più richiesti dai report ESG. Tale ragionamento deve applicarsi anche alle reti di energia termica.
In riferimento alla previsione per cui le GO possono essere rilasciate direttamente al cliente finale, con contestuale annullamento, segnaliamo la necessità di: 1) capire se questo processo di contestuale annullamento è obbligatorio nel caso in cui l’acquirente coincida con un consumatore finale di energia oppure se è opzionale. Chiediamo di prevedere che sia obbligatorio ai fini di una più efficiente gestione e definizione del fabbisogno di GO da parte della società di vendita; 2) prevedere una informazione adeguata e tempestiva verso la società di vendita, in modo che questa abbia visibilità dell’avvenuto annullamento e possa stabilire correttamente la quantità di GO da acquistare.
Segnaliamo inoltre la necessità di estendere le previsioni di cui all’articolo 6 (punto 5) anche alle UPSA (Unità Produttive per Servizi Ausiliari) e non limitare quindi l’applicazione ai soli utenti del dispacciamento in prelievo.
Informazioni sulla composizione del mix energetico ai clienti finali (art. 8)
Per quanto riguarda il nuovo obbligo posto in capo alle società di vendita di fornire informazioni sul fuel mix anche in relazione a ciascun contratto (comma 1 lettera a), segnaliamo la difficoltà per il venditore di risalire alle fonti primarie utilizzate in tal senso sia nei documenti contrattuali che – soprattutto – nei documenti precontrattuali. Sarebbe pertanto utile a questo proposito avere una procedura/regola standard da poter utilizzare per l’attribuzione dell’energia venduta a ciascuna tipologia di contratto.
Inoltre, suggeriamo di chiarire, al comma 1 lettera b, le modalità con cui il venditore debba quantificare l’impatto ambientale. Tale informazione è stata introdotta dalla Direttiva, ma è opportuno chiarirne l’applicazione per evitare l’introduzione di disposizioni difficili da implementare. In particolare si rileva la difficoltà, stante la molteplicità dei rifiuti radioattivi prodotti nell’ambito della filiera nucleare, di quantificarne l’entità in maniera univoca e semplicemente comprensibile dai clienti finali destinatari dell’informazione in oggetto.
Segnaliamo infine che le scadenze indicate al comma 5 sembrano incongruenti con quelle e del comma 10: gli operatori dovranno riportare nei propri siti le informazioni sul mix energetico entro l’ 1 luglio di ogni anno, GSE renderà noti questi dati entro il 30 giugno. SI suggerisce di uniformare le tempistiche.
ETS, certificazione del biometano e dell’idrogeno (art.10,11,12)
Accogliamo positivamente la possibilità, prevista all’articolo 10, di utilizzare le GO ai fini dell’ETS, qualora siano rispettate le condizioni stabilite all’articolo 39 del Regolamento di esecuzione UE 2018/2066 e ss.mm.ii. e soddisfatti i requisiti previsti dalle Linee Guida di settore - in particolare dal “Guidance document: Biomass issues in the EU ETS - MRR Guidance document No. 3.
Condividiamo anche la possibilità di riconoscere le GO emesse da altri Paesi membri, purché conformi alle disposizioni normative in vigore.
Riteniamo tuttavia necessarie maggiori indicazioni operative. Ad esempio, Riteniamo siano da chiarire le modalità di utilizzo delle GO ai fini ETS, anche alla luce dei requisiti fissati dal Regolamento 2018/2066 (MMR) e delle relative Linee Guida implementative, espressamente richiamate dal testo del Decreto. In particolare, mentre appare ovvia l’utilizzabilità a tale scopo delle GO cedute da un produttore assieme al biometano sottostante, sarebbe necessario precisare le possibilità di utilizzo a tali fini anche delle GO eventualmente acquistate a mercato, o, ad esempio, nell’ambito delle procedure GSE di cessione delle GO senza un sottostante quantitativo fisico di biometano.
Con riferimento alla previsione di cui all’articolo 10 comma 2, riteniamo necessario superare l’alternatività tra ETS e certificazione del contenuto rinnovabile dell’energia: l’attuale formulazione mette in stretta alternativa l’uso delle GO ai fini ETS (lato cliente) rispetto all’uso ai fini di semplice disclosure commerciale (lato impresa di vendita). La ratio esplicitata dalla disposizione è quella di evitare il rischio di double counting. Fermo restando che le procedure e modalità di determinazione del mix energetico dei fornitori in relazione ai gas rinnovabili dovranno essere definite successivamente – ai sensi dell’art. 20 – e che in tale sede potranno essere opportunamente affrontate tutte le possibili criticità a livello di disclosure commerciale, proponiamo di rivedere tale vincolo di alternatività in considerazione del diverso piano di utilizzo delle GO: in un caso infatti sarebbero finalizzate all’adempimento di un obbligo ai fini ETS, nell’altro caso assolverebbero a una funzione di certificazione della quota rinnovabile dell’energia venduta al cliente finale.
Riteniamo che il principio del divieto di double counting debba trovare applicazione in uno stesso ambito, ossia debba essere finalizzato a evitare che le GO siano utilizzate più volte con la medesima finalità. Nel momento in cui invece le GO assumano rilevanza a fini diversi e in ambiti distinti, dovrebbe considerarsi rispettato il principio.
Nel caso, ad esempio, di impianti cogenerativi ad alto rendimento, stante il fatto che, ai sensi dell’Articolo 11 comma 4 lettera c) e comma 5 lettera c), l’impianto cogenerativo può acquistare GO esclusivamente direttamente dal produttore di biometano per un suo annullamento in sito, l’annullamento dovrebbe valere sia ai fini ETS che per la certificazione della quota di energia rinnovabile. In tal caso, infatti, non è tecnicamente possibile un doppio conteggio dato che l’utilizzatore del gas è unico e univocamente determinato. L’utilizzo del biometano (certificato da GO) permette infatti a questi impianti sia di ridurre le emissioni in sito (meccanismo ETS) sia di generare energia elettrica e termica da fonte rinnovabile, senza il rischio che il gas rinnovabile venga rivendicato da altri soggetti (con le modalità di cui all’articolo 11, commi 4 e 5, lettere c). L’imposizione di una scelta tra queste due alternative limiterebbe infatti fortemente la portata innovativa del nuovo quadro regolatorio, in particolare per gli impianti cogenerativi.
Con riferimento all’applicazione del meccanismo delle GO in ambito idrogeno, la necessità di eliminare il vincolo di alternatività si fa ancora più evidente. Si propone di separare così la componente rinnovabile dell’idrogeno prodotto (e la relativa GO ai fini di disclosure) dalla commercializzazione della commodity e delle GO ai fini ETS. Il consumo di idrogeno, a prescindere dalle caratteristiche di sostenibilità della produzione dell’idrogeno stesso, non genera implicitamente emissioni ai fini ETS al consumo.
Con particolare riferimento all’utilizzo delle GO nell’ambito del sistema ETS, il DM non definisce particolari forme o limitazione di uso verso gli altri crediti ETS. Si chiede quindi conferma che il principio che sarà applicato è quello dell’equivalenza di tonn CO2 risparmiate.
Con riferimento al biometano, si rileva la necessità che inclusa la possibilità di utilizzare ai fini ETS delle GO rilasciate per la produzione di biometano da impianti non incentivi ai sensi del DM 2022; a tal proposito si ritiene opportuno chiarire gli eventuali requisiti in tema di sostenibilità che l’impianto deve soddisfare per essere qualificato all’emissione delle GO.
Rispetto alle previsioni dell’articolo 11, appare importante sottolineare l’aspetto inerente all’estensione della domanda espressa dai soggetti ETS (non solo settore trasporti, ma anche settore industriale) per rendere finanziariamente sostenibili gli investimenti in tali impianti, a prescindere dalla presenza di incentivi pubblici e ampliare gli stimoli economici alla produzione di biometano.
L’art. 11, prevede inoltre al comma 2 che le GO “possano” includere le necessarie informazioni su riduzione GHG e criteri di sostenibilità, aprendo alla possibilità di una compresenza di GO diverse in termini di contenuti informativi e quindi di utilizzabilità ai fini ETS: si ritiene opportuno prevedere che tali GO includano sempre le informazioni relative alle emissioni di gas a effetto serra associate alla produzione di biometano. e al rispetto dei criteri di sostenibilità (informazioni tipiche della PoS).
A tal fine si ritiene tuttavia opportuno prevedere la standardizzazione del quantitativo di GHG associati alla GO biometano al fine di renderne possibile la rendicontazione in ambito ETS. Qualora il soggetto obbligato ETS utilizzante GO biometano dovesse utilizzare GO acquistate sul mercato e quindi provenienti da una molteplicità di produttori diversi, le stesse avrebbero contenuti di GHG diversi con conseguente necessità di tracciarli e computarli singolarmente.
È opportuno inoltre precisare (anche, eventualmente, in termini di indirizzi al GSE) che deve essere garantita la possibilità di utilizzare anche schemi di certificazione di natura volontaria in merito al rispetto dei criteri di sostenibilità di cui alla Direttiva UE 2018/2001. Corrispondentemente, il contenuto informativo delle GO (art. 11 comma 2) dovrebbe includere anche l’indicazione del soggetto certificatore;
Al comma 3 dello stesso articolo sono disciplinate le GO assegnate al settore dei trasporti. La lettera c) del suddetto comma esclude la possibilità di utilizzare le GO ai fini ETS. Appare importante un approfondimento per chiarire tale disposizione alla luce del fatto che attualmente ancora non è in vigore l’ETS per il settore dei trasporti. Considerato che l’ETS per il settore trasporto marittimo sarà operativo al 2024 e per il settore trasporto terrestre al 2027, appare singolare escludere questa opportunità di utilizzo delle GO in tali settori.
Si raccomanda che il meccanismo delle GO da gas rinnovabili ricalchi il meccanismo delle GO di energia elettrica nei termini di mercato non vincolante. L’obbligatorietà di annullamento deve considerarsi valida solo a fronte di una vendita, da parte delle società di vendita, di prodotti di gas naturale provenienti dalla produzione biometano.
Riteniamo che il vincolo di annullamento in territorio italiano delle GO derivanti da impianti di biometano incentivati (art.11, comma 5) limiti le effettive potenzialità del settore nonché l’attrattività degli investimenti nello stesso. La possibilità di annullare le Garanzie d’origine liberamente anche all'estero costituirebbe al contrario un forte incentivo all’investimento grazie alla possibilità di beneficiare di un mercato di destinazione delle garanzie d'origine più ampio, senza che ciò comporti in alcun modo un incentivo a localizzare all'estero investimenti programmati in Italia. Al contrario abiliterebbe il raggiungimento degli obiettivi di produzione predisposti dal decreto e accelererebbe il posizionamento del Paese tra i maggiori produttori di biometano dell’Unione Europea. La rimozione delle limitazioni favorirebbe peraltro la creazione di liquidità sul nascente mercato europeo delle Garanzie di origine del biometano rafforzando il ruolo di tale fonte di energia nella transizione energetica. Qualora si dovesse tuttavia ritenere irrinunciabile il mantenimento del limite territoriale italiano per le GO destinate al settore dei trasporti in ragione del raggiungimento degli obiettivi nazionali di consumo, riteniamo ad ogni modo opportuno che tale limite venga rimosso per le GO destinate agli altri usi.
Per quanto riguarda le disposizioni in materia di certificazione di idrogeno prelevato dalla rete di cui all’art.12 comma 3, si prevede che un consumatore finale titolare di un contratto di fornitura di idrogeno immesso nella rete del gas naturale, possa certificare il consumo di idrogeno prelevato dalla rete, mediante l’annullamento di GO relative all’idrogeno prodotto e immesso nella rete. A tal proposito sarebbe opportuno chiarire:
- in favore di quale soggetto saranno rilasciate le GO per l’idrogeno prodotto e immesso nella rete;
- se per gli impianti aventi di cui all’art. 3, comma 2, lettera b) del DM 21 settembre 2022 sia previsto il riconoscimento di GO per l’idrogeno prodotto, tenuto conto che per tali impianti le GO emesse per la produzione di energia elettrica rinnovabile sono immediatamente annullate;
Evidenziamo in ogni caso una potenziale criticità della certificazione con GO della configurazione citata al comma 3, rispetto a quelle con idrogeno utilizzato in sito o trasportato tramite infrastrutture dedicate e/o mezzi di trasporto, legata al possibile maggior prelievo di gas naturale. Infatti, data la bassa percentuale di idrogeno consentita nelle reti del gas (fino al 2% secondo la normativa attuale), al fine di annullare una GO di idrogeno (che corrisponde ad una quantità fissa di energia netta pari a 1 MWh) deve essere consumata una quantità di gas naturale nettamente superiore.
Sempre con riferimento all’idrogeno, all’art. 13 si prevede che le GO vengono emesse e contestualmente trasferite al GSE nel caso in cui gli impianti di produzione di idrogeno rinnovabile siano incentivati nell’ambito di un meccanismo di incentivazione che non tiene conto del valore di mercato delle garanzie d’origine. Al riguardo non è chiaro a quali incentivi si faccia riferimento, considerato che la normativa vigente prevede contributi in conto capitale per gli impianti di produzione di idrogeno rinnovabile.
L’articolo 12 fa riferimento alla qualifica degli impianti di produzione di idrogeno rinnovabile, prevedendo che tali impianti possano essere qualificati ai fini del riconoscimento delle GO se soddisfano i seguenti requisiti:
- a) i requisiti di cui all’articolo 3, comma 2, lettera a), del DM 21 settembre 2022; in tale caso, l’energia elettrica approvvigionata per la produzione di idrogeno rinnovabile deve essere certificata mediante l’annullamento di un equivalente numero di GO e la GO emessa per la produzione di idrogeno rinnovabile riporta anche le informazioni relative alla produzione di energia elettrica certificata;
In base a questa disposizione la GO relativa all’idrogeno prodotto mediante elettricità ritirata dalla rete coperta da GO elettrica riporta, oltre alle indicazioni proprie della GO-H2 anche quelle della GO dell’energia elettrica di origine. Ne deriverebbe un sovraccarico di informazioni per cui sarebbe auspicabile eliminare il riferimento alle indicazioni di dettaglio attinenti all’energia elettrica utilizzata.
Certificazione dell’ energia termica (art.14)
Lo schema di funzionamento delle GO dovrebbe essere coerente per tutte le fonti e basato sulla contabilità virtuale a livello di Paese. Per questo non dovrebbe essere limitata la possibilità di utilizzo delle GO tra i diversi utilizzatori (senza dunque prevedere dei limiti fisici all’utilizzo delle garanzie legati al perimetro delle singole reti), consentendo l’annullamento a qualsiasi utente allacciato a qualsiasi rete (considerati sia gli obiettivi di decarbonizzazione a livello di complessivo paese sia il fatto che è il meccanismo stesso delle Garanzie d’Origine che garantisce rispetto all’impossibilità di double counting).
È positiva la possibilità di utilizzare GO biometano per produrre in cogenerazione energia elettrica e termica, entrambe certificabili con le rispettive GO Termiche.
Inoltre, ancora con riferimento a quanto definito all’art. 10.2 già richiamato sopra , il vincolo di alternatività tra utilizzo a fini ETS e certificazione del contenuto rinnovabile dell’energia previsto sembra particolarmente penalizzante per le GO del biometano utilizzato per produrre calore/elettricità FER da impianti CAR. Per evitare una diversità di trattamento tra le varie fattispecie di impianti cogenerativi (ad es. impianti alimentati a biomassa) si ritiene che l’utilizzo della GO biometano debba servire sia ai fini ETS sia per certificare la provenienza da FER del calore ed energia elettrica venduti e prodotti da impianti CAR.
Anche il calore di scarto viene considerato, entro certi limiti, fonte rinnovabile ai fini degli obiettivi di penetrazione nel settore termico , stante quanto previsto dall’attuale quadro normativo (Dlgs 199/2021). Andrebbe pertanto valutata la previsione di riconoscere le GO anche per il calore di scarto (anche in questo caso utile ai fini della qualifica di TLR Efficiente).
Molto positiva la possibilità di riconoscere le GO anche per i progetti che beneficiano dei Certificati Bianchi. Andrebbe esplicitato che, in questo caso, le GO restino nella disponibilità dell’operatore (i TEE sono un meccanismo a mercato e, per definizione, non possono tenere conto del valore delle GO).
Andrebbe inoltre esplicitato che le GO termiche (così come quelle da gas rinnovabili) possano essere utilizzate ai fini degli obblighi di incremento di calore da FER di cui all’articolo 27 del Dlgs 199/2021.
Fermo restando lo schema generale, si suggerisce di prevedere, su richiesta degli operatori, delle modalità semplificate relativamente alla “procedura di qualifica degli impianti di produzione ai fini del riconoscimento delle GO” e la “procedura di qualifica dei sistemi di TLR efficienti” del GSE, ad esempio nel caso di coincidenza tra soggetto produttore di energia termica e gestore della rete di teleriscaldamento. Le due procedure, diverse, ma in possibile rapporto, possono, se non coordinate e valorizzate sinergicamente, dare adito ad aggravi gestionali/burocratici per gli operatori (e.g. possibile duplicazione di alcune informazioni da presentare). Al fine di valorizzare dette sinergie potrebbe risultare interessante, ad esempio, l’introduzione della possibilità, per gli operatori che intendano procedere in tal senso, di accedere ad una procedura integrata per le due finalità (TLR efficiente + qualifica GO per gli impianti da fonte rinnovabile presenti sulla rete efficiente qualificata); oppure che l’aver ottenuto una delle due certificazioni permetta di evitare il re-invio di informazioni e documenti già trasmessi.
All’art. 14, occorrerebbe inoltre estendere il concetto di certificazione del calore/freddo anche a reti industriali (e non solo, come ora, a reti di teleriscaldamento e raffrescamento): in questo modo sarebbe possibile certificare la cessione di calore/freddo generato da fonti rinnovabili e ceduto a utenti terzi industriali o, nel caso di un autoproduttore di calore, certificare con l’annullamento sul sito di GO che il calore autoprodotto è di origine rinnovabile, senza passare da procedure di certificazione tramite enti esterni, costose e dispendiose anche in termini temporali.
Suggeriamo infine, come già evidenziato per precedenti articoli, di specificare di quali siano i meccanismi di incentivazione che non tengono conto del valore di mercato della garanzia di origine richiamati all’art. 15 comma. Rileviamo una possibile incongruenza con la disposizione di cui al punto 14.1 (GO calore al produttore titolare di impianti FER ammessi ai CB) qualora tra i meccanismi di incentivazione che danno luogo al rilascio delle GO a favore del GSE venissero inclusi anche i CB/TEE.
GO e altri meccanismi di sostegno
Il rilascio al produttore di tutte le tipologie di GO è subordinato al fatto che l’impianto debba beneficiare di meccanismi di incentivazione che tengano conto del valore delle GO. Questa previsione è coerente con quanto già applicato al nuovo schema di incentivazione del biometano, ma andrebbe eliminata per le restanti forme di incentivazione ancora non attuate (nuovo DM FER, idrogeno, etc.).
Non risulta chiara la regolazione delle GO in caso di Comunità Energetiche. Al riguardo si ritiene che le stesse spettino al produttore presente nella CER (anche se terzo rispetto ad essa) in quanto l’energia da esso prodotta e immessa in rete non è oggetto di diretta e integrale incentivazione (lo è solo indirettamente e solo la quota parte condivisa.
Inoltre, la previsione sopra citata (rilascio GO in caso di schemi di supporto che tengano in considerazione il valore della GO) non consente il trasferimento ai clienti finali che fanno parte delle Comunità Energetiche di certificare la rinnovabilità dell’energia autoconsumata ma costringe ad acquistarle o vedersele riconosciute nell’ambito del contratto di fornitura. Peraltro, anche fosse confermata la disposizione dovrebbe trovare applicazione alla sola quota condivisa e incentivata. La richiamata previsione è già prevista dal DM del 15 settembre 2022 che riconosce agli impianti produzione di biometano un incentivo che tiene conto del prezzo medio mensile delle GO rilasciate al produttore. A tal fine, in sede di prima attuazione del medesimo DM 15 settembre 2022, proponiamo l’applicazione di un prezzo fisso delle GO biometano (da valutare il razionale per prezzo pari a zero) fino a che il relativo mercato non raggiunga livelli adeguati di liquidità. La liquidità dell’indice GO Biometano potrebbe inoltre essere valuta sulla base di un assesment da svolgere con cadenza annuale. Anche i mercati MGP-Gas e MI-Gas gestiti dal GME non mostrano livelli adeguati di liquidità (anche questa da poter valutare attraverso un assesment periodico), pertanto, si potrebbe considerare di applicare in luogo del prezzo ??? (prezzo medio mensile del gas naturale, ponderato con le quantità, registrato su MGP-GAS e MI-GAS del GME nel mese di ritiro) un prezzo PSV-DA in linea con quanto deciso per il mercato retail. Nella prima fase di operatività (ramp up/collaudo) degli impianti di biometano incentivati ai sensi del DM 15 settembre 2022 potrebbe in aggiunta essere valutata l’opportunità di azzerare i coti di sbilanciamento.
Rispetto al trasferimento a GSE delle GO di impianti incentivati nell’ambito di un regime di sostegno del DLgs 199/2021 (cfr art.7 comma 1 del DM) appare improprio che anche per i casi che beneficeranno degli incentivi degli artt. 30 – Autoconsumi – e 31 – Comunità Energetiche Rinnovabili – vi sia il beneficio delle GO da parte del GSE , compromettendo significativamente l’effettiva operatività di questi strumenti, dove l’incentivo è del tutto disgiunto dalla produzione e vendita dell’energia e correlato alla contemporaneità tra produzione e consumo.
Sempre in relazione al trasferimento di GO a GSE di cui all’art.7 rileviamo che all’art.46 comma 6 lettera a) del DLgs 8 novembre 2021 n. 199 viene indicato che le garanzie di origine sono trasferite a titolo gratuito al GSE nei casi in cui il produttore “riceva un sostegno economico nell’ambito di un meccanismo di incentivazione che prevede il ritiro dell’energia elettrica da parte del GSE”, mentre all’articolo 7 comma 1 lettera a) del Decreto posto in consultazione viene ricompresa fra le casistiche di assegnazione a trasferimento a titolo gratuito anche il ritiro dedicato dell’energia ai sensi dell’articolo 13 del decreto legislativo n. 387 del 2003 che non costituisce meccanismo di incentivazione.
Si richiede di chiarire se le disposizioni di cui all’art. 11.3 si applichino ai solo impianti incentivati ai sensi del DM 2022, essendo già previsto all’art. art 13 .2, lettera b) che per gli impianti incentivati ai sensi del DM 2018 le GO restano nella disponibilità del GSE.
Sarebbe infine opportuno chiarire trattamento dei CIC per gli impianti rientranti nel sistema incentivante ex DM 2018, a seguito dell’attribuzione al GSE delle relative GO.
L’art. 5 del DM 2018 prevede la tracciatura della catena logistica tramite i contratti con destinazione d’uso; la tracciatura attraverso contratti non è stata modificata dal DM 15 settembre 2022, che ha però aperto la strada per l’impiego delle GO ai fini della destinazione d’uso, creando incertezza nei rapporti commerciali e possibili contenziosi.
Alla luce di tali disposizioni, sulle quali gli operatori hanno fatto affidamento per la creazione delle filiere produttive utili allo sviluppo del biometano, si ritiene essenziale che le GO, seppur attribuite al GSE, possano conservare la propria funzione di asseverazione della destinazione d’uso, ed essere attribuite agli shipper in proporzione al biometano ritirato, per essere annullate, tramite i venditori, in favore dei soggetti obbligati, come previsto dal combinato disposto dei DM di incentivazione alla produzione del biometano
Questa disciplina, impattando sugli equilibri di mercato, meriterebbe un approfondimento attraverso una fase consultiva delle disposizioni applicative del GSE.
Flussi informativi
Con riferimento al settore elettrico, i fini dell’emissione delle GO il GSE acquisisce direttamente dai gestori di rete le misure dell’energia prodotta e immessa in rete dagli impianti di produzione qualificati, secondo modalità che saranno definite dal medesimo GSE nell’ambito delle regole applicative. La messa a disposizione dei dati di misura da parte dei gestori di rete può subire ritardi che vanno a inficiare sulla possibilità di trasferire le GO (essendo il periodo di validità fissato pari a dodici mesi dalla produzione della relativa unità energetica) o ad abbassare il valore delle GO più prossime alla scadenza. Al fine di mitigare gli effetti derivanti dalla mancata messa a disposizione delle misure da parte del gestore di rete, nel caso queste non siano rese disponibili entro i 2 mesi successivi dalla produzione dell’unità energetica, si propone di dare la possibilità al produttore di inviare al GSE, attraverso un modulo di autocertificazione con firma del legale rappresentante, la produzione totale del mese di riferimento, affinché il medesimo GSE possa procedere all’emissione delle GO. Eventuali scostamenti, una volta disponibili i dati di misura del gestore di rete, potranno essere gestiti/compensati con le successive emissioni di GO.
Ulteriori osservazioni
Ai fini della qualifica degli impianti di produzione per la richiesta di GO da parte dei produttori, auspichiamo che il processo sia snello e non oneroso per il produttore e che le richieste di integrazione da parte del GSE siano limitate. Questo poiché In fase di connessione e entrata in esercizio dell’impianto, il produttore si interfaccia con sistemi (es. Gaudi) o con il GSE stesso (nel caso in cui l’impianto abbia accesso ad incentivi) che già pre-qualificano la natura rinnovabile dell’impianto. Proponiamo pertanto di valutare una riduzione della fase di qualifica dell’art. 4 comma 3, attualmente fissata a 120 giorni.
