È in corso un importante dibattito in merito ai nuovi strumenti per “incentivare” l’installazione di nuova potenza da impianti rinnovabili, attraverso i nuovi meccanismi di stabilizzazione del prezzo dell’elettricità immessa in rete nel lungo periodo, come quelli previsti dal FerX – che ha appena ricevuto il via libera dalla Commissione Ue – e dal FerZ già in cantiere.

Il FerX è impostato su un meccanismo di remunerazione “classico” basato su un CfD a due vie con strike price (per gli impianti di potenza più elevata) fissato con asta a ribasso. Nel Cfd classico l’incentivo è percepito sulla produzione effettiva dell’impianto: non importa quando l’impianto produce poiché il produttore, quale che sia il prezzo zonale nella market time unit (MTU)di riferimento, si porterà sempre a casa lo strike price

Un sistema così congegnato crea nei produttori un duplice incentivo:

- installare dove il capacity factor è più elevato senza curarsi dell’infrastruttura di rete e della localizzazione dei luoghi di consumo;

- orientare l’impianto in modo da garantire la massima produzione possibile senza considerare “quando” l’impianto produce.

Questo però può generare esternalità negative sul sistema elettrico perché i produttori sono incentivati:

- a installare dove la rete è già satura (al sud) mentre il consumo (ossia il carico) è al nord e questo porta come conseguenza (a) periodi di overgeneration che, in assenza di una fitta rete di accumuli stand alone o integrati, porta ad interventi di modulazione straordinaria (curtailment) e (ii) la necessità di investire di più in reti;

- a non guardare il prezzo di mercato e quindi a non orientare l’impianto in modo tale da produrre nella rampa serale quando il prezzo è alto e quando ci sarebbe bisogno di rinnovabili per sostituire il gas.

Per questo motivo il FerX ha introdotto tutta una serie di accorgimenti regolatori per disciplinare l’applicazione dell’incentivo in caso di curtailment da parte di Terna, ad esempio obbligando gli impianti a partecipare al Mercato del Bilanciamento con offerte a scendere se vogliono continuare a beneficiare dell’incentivo anche quando la produzione viene “tagliata”, ossia quando l’offerta a scendere su MB è accettata (in questi casi il CfD i calcola sull’energia che l’impianto avrebbe potuto produrre se non ci fosse stata l’esigenza di eseguire il curtailment).

Il FerZ, almeno per quanto si comprende dalle bozze pubblicate in rete, è completamente diverso e più conforme ai modelli di CfD previsti dal Regolamento 2019/943.

Nell’ottica europea, gli impianti sono remunerati mediante un Contratto per Differenza bidirezionale indipendente dalla produzione effettiva (production-independent two-way CfD), fondato su un profilo di riferimento (reference profile) rappresentativo dell'andamento tipico della produzione fotovoltaica, ma indipendente dalla produzione effettivamente realizzata dai singoli impianti.

In questo modo l’Unione intende creare degli incentivi diversi agli sviluppatori e produttori: non massimizzare la produzione, ma concentrarsi sulle scelte progettuali in modo da congegnare un impianto che produca quando serve al sistema (tendenzialmente nelle ore serali).

Se il CfD non dipende più dalla produzione effettiva, allora non il produttore non è più premiato per ogni MWh aggiuntivo.

A quel punto diventa molto più importante il ricavo che ottiene dal mercato. Quindi può diventare conveniente progettare un impianto che:

• produca leggermente meno energia in termini assoluti;
• ma la produca nelle ore in cui il prezzo è mediamente più elevato (ad esempio nella rampa serale).

Per fare un esempio numerico: se riesce a portare a casa uno strike price a 80 €/MWh con un CfD tradizionale basato su energia effettivamente immessa, al produttore conviene progettare l'impianto (ad esempio al sud) in modo tradizionale, massimizzando l'energia messa in rete indipendentemente dal prezzo zonale perché, a prescindere dal prezzo, comunque percepisce gli 80 €/MWh. In questo scenario, quindi, anche producendo vicino alla rampa serale quando il prezzo (e quando ci sarebbe bisogno di energia pulita) il produttore percepisce sempre lo strike price.

Se invece il CfD è congegnato in maniera tale da eliminare la variabile produzione fissandola ex ante, l’attenzione del produttore si sposta sul prezzo e quindi converrà produrre quando il prezzo è alto in prossimità della rampa serale.

Secondo la Commissione, tale configurazione del meccanismo incentivante è idonea ad assicurare, per il futuro, adeguati incentivi economici affinché le decisioni di investimento siano orientate alla massimizzazione del valore degli investimenti a beneficio del sistema elettrico e dei consumatori dell'Unione europea.

Non a caso, nella decisione sul FerX (riporatata in allegato a coda di quest’articolo, ndr), la Commissione dice espressamente che l’Italia si è impegnata a allocare 15 GW sul Fer Z. V. Considerando 8: “The Italian authorities commit to allocate, within FerZ (see recital (7)), a minimum capacity of 15 GW reserved for photovoltaic installations, to be remunerated through a two-way contract for difference based on a reference profile, reflecting solar generation patterns but independent from the actual production of individual assets”.