1. Premessa

Il presente articolo si pone l’obiettivo di illustrare i razionali e le caratteristiche della disciplina dell’autoconsumo diffuso attraverso il punto di osservazione del Gestore dei Servizi Energetici (di seguito GSE) che esercita il proprio ruolo di promotore dello sviluppo sostenibile del Paese in qualità di gestore di meccanismi di supporto dedicati alla realizzazione di investimenti in ambito energetico sia per l’utilizzo delle fonti rinnovabili sia per l’efficientamento energetico dei consumi finali.

Il GSE (ex GRTN) è una società al 100% di proprietà del Ministero dell’Economia e delle Finanze, segue gli indirizzi strategici del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE) e la regolazione dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA).

I meccanismi di incentivazione gestiti dal GSE operano prevalentemente in “conto esercizio” o “conto energia” attraverso l’erogazione di un contributo economico per kWh prodotto (nel caso di impianti di produzione) o per kWh risparmiato (nel caso dell’efficienza energetica).

È sempre utile ricordare che l’origine di tale impostazione “prestazionale” risale agli anni ’90 quando, a seguito della chiusura del programma nucleare e della difficoltà dell’Enel (allora in regime di monopolio) nel realizzare nuovi impianti di produzione di energia di grandi dimensioni, il legislatore previde la realizzazione di nuova capacità produttiva da parte di soggetti privati (meccanismo Cip 6/92).

Per stimolare gli investitori a realizzare impianti performanti l’incentivo non venne riconosciuto in forma di contributo in conto capitale, ma valorizzato all’interno del prezzo amministrato di ritiro dell’energia attraverso la cosiddetta “ulteriore componente”, definita in funzione del costo della tecnologia impiegata e riconosciuta per i primi 8 anni di esercizio dell’impianto.

Tale impostazione ci fa capire come in quegli anni l’obiettivo non fosse tanto quello di promuovere la realizzazione di impianti alimentati a fonti rinnovabili quanto piuttosto quello di realizzare nuova capacità produttiva in grado di accompagnare la crescita della domanda di energia elettrica del Paese.

D’altronde, fatta eccezione per gli impianti idroelettrici e geotermoelettrici, in quel periodo l’utilizzo delle fonti rinnovabili era assai poco significativo sia per il sistema elettrico sia nella percezione collettiva: gli impianti eolici, a biogas o fotovoltaici venivano correntemente definiti “sperimentali” o “alternativi”.

A partire dal 2001, con la liberalizzazione del settore elettrico, la gestione dei meccanismi di incentivazione dedicati alla produzione di energia elettrica è stata affidata al GRTN insieme alle attività di trasmissione e dispacciamento della rete di trasmissione nazionale (RTN).

A partire dal 1° novembre 2005 l’attività di gestione della RTN è stata conferita a Terna e il GRTN ha assunto la denominazione di GSE dedicandosi esclusivamente alla gestione dei meccanismi di incentivazione della produzione di energia elettrica che in quel momento erano il CIP 6/92, i Certificati Verdi e il Conto Energia (introdotto proprio nel 2005).

Dal 2010 il catalogo dei meccanismi di incentivazione gestiti dal GSE si è progressivamente esteso anche all’efficienza energetica.

Nei paragrafi che seguono si descrive il contesto di applicazione della disciplina dell’autoconsumo diffuso evidenziando come, negli ultimi 20 anni di evoluzione del sistema elettrico, i meccanismi di incentivazione e la diffusione del fotovoltaico abbiano influenzato significativamente i comportamenti di produzione e di consumo dell’energia elettrica.

2. Obiettivi e strumenti

I meccanismi di incentivazione sono strumenti che supportano la realizzazione di investimenti. Questi meccanismi trovano la loro ragione d’essere in un contesto che prevede il perseguimento di obiettivi nazionali e comunitari.

La declinazione attuale di questi obiettivi è molto ampia, interessa tutto il sistema energetico e trova le sue espressioni più frequenti nella “transizione energetica” e nella “decarbonizzazione” che sottintendono l’attuazione di un percorso (lungo) di progressiva riduzione del ricorso ai combustibili fossili (a favore delle fonti rinnovabili) e delle emissioni.

In questa trasformazione che prevede l’elettrificazione di consumi energetici storicamente associati all’utilizzo di combustibili fossili (in primis la mobilità) il sistema elettrico assumerà un ruolo sempre più rilevante per la decarbonizzazione del Paese.

Un sistema elettrico che dovrà potenziarsi per accogliere carichi sempre maggiori e allo stesso tempo adattarsi all’utilizzo crescente delle fonti rinnovabili, in particolare quelle non programmabili (sole, vento), senza perdere quelle caratteristiche di disponibilità che consentono di garantire, istante per istante, il necessario equilibrio tra domanda e offerta.

Questo è il principio fondamentale del sistema elettrico con cui confrontarsi ogni volta che se ne pianifica la trasformazione: un imponente esercizio di decarbonizzazione (+ rinnovabili – fossili) a parità di caratteristiche del servizio fornito.

Già da queste prime considerazioni si può riconoscere nella disciplina dell’autoconsumo diffuso l’attuazione di questi principi in un contesto territoriale di prossimità: la valorizzazione energetica del territorio attraverso la realizzazione di nuova capacità produttiva da fonti rinnovabili e la ricerca dell’equilibrio con i consumi energetici del medesimo territorio.

La presenza di obiettivi energetici così importanti e sfidanti porta a identificare come “necessari” gli investimenti utili al loro perseguimento e anche a comprendere meglio il ruolo dei meccanismi di incentivazione che consentono di orientare la progettualità degli operatori e di accelerare la diffusione di alcune tecnologie ancora poco competitive o non sufficientemente mature.

Tecnicamente questi strumenti di supporto garantiscono agli impianti di produzione di energia elettrica una fonte di ricavo supplementare o garantita per ogni kWh prodotto/immesso in rete per un periodo di incentivazione definito (8, 12, 15, 20, 25 anni a seconda del meccanismo e delle tecnologie) e, conseguentemente, generano un onere per il sistema che viene sostenuto da tutti i clienti finali che prelevano energia dalla rete attraverso apposite componenti tariffarie ricomprese nelle bollette dell’energia elettrica e del gas.

L’efficacia degli strumenti di supporto si misura innanzitutto nella capacità di produrre gli investimenti attesi, ma è ciò che accade dopo il periodo di incentivazione che caratterizza la lungimiranza del meccanismo e la spesa sostenuta: solo nel caso in cui gli asset realizzati continuino ad assicurare la propria prestazione oltre il periodo di incentivazione possiamo ritenere che gli oneri sostenuti dal sistema rappresentino un vero e proprio investimento. Diversamente l’onere sostenuto rappresenterebbe solo il costo per assicurarsi una fornitura di energia rinnovabile per un determinato numero di anni.

Nella storia dei meccanismi di incentivazione dedicati alla produzione di energia elettrica il Conto Energia per gli impianti fotovoltaici rappresenta sicuramente l’esperienza di maggiore discontinuità per il sistema elettrico: attraverso il riconoscimento di un robusto corrispettivo al kWh prodotto, il meccanismo di supporto introdotto nel 2005 ha consentito nel giro di pochi anni la realizzazione di 20 GW di capacità produttiva e la diffusione di oltre 500.000 impianti fotovoltaici, la stragrande maggioranza dei quali di piccola taglia e in regime di autoconsumo. Per la prima volta nella storia del sistema elettrico, gli impianti di produzione, storicamente associati alla rete di alta e media tensione e agli ambiti industriali, hanno invaso le pianure della bassa tensione e gli spazi residenziali.

Grazie all’accessibilità agli incentivi, all’evoluzione tecnologica, alla progressiva riduzione dei costi di realizzazione degli impianti fotovoltaici, nonché ai servizi offerti dal GSE per la commercializzazione dell’energia immessa in rete (previsti da Arera proprio per semplificare l’accesso al mercato elettrico per i piccoli impianti), l’esperienza dell’autoconsumo si è estesa rapidamente a tutte le tipologie di clienti elettrici (domestici, professionali e industriali).

Questa nuova categoria di consumatori (prosumer) ha trovato nel “costo evitato di fornitura” una nuova forma di remunerazione dell’energia prodotta, peraltro ben superiore al valore di mercato dell’energia per la presenza dei corrispettivi di trasporto e delle altre componenti tariffarie a copertura degli oneri di sistema che gravano sulla bolletta elettrica.

3. Dall’autoconsumo fisico a quello diffuso

Per rappresentare il senso e l’opportunità del passaggio dall’autoconsumo fisico a quello diffuso bisogna comprendere innanzitutto perché si installano impianti di produzione in regime di autoconsumo.

L’autoconsumo fisico si realizza quando in un sito si ha la compresenza di un impianto di produzione di energia elettrica e di un fabbisogno elettrico: in caso di contestualità di generazione e consumo l’energia prodotta dall’impianto viene assorbita dalle utenze del sito e l’eventuale eccedenza di produzione viene immessa in rete.

Il dimensionamento dell’impianto in regime di autoconsumo viene effettuato in funzione dei dati caratteristici del sito di installazione (ad es. la superficie e l’esposizione del tetto nel caso di impianti fotovoltaici) e del tipo di fabbisogno elettrico da soddisfare (profilo orario di consumo, possibilità di modulare i consumi elettrici o di elettrificare altre utenze energetiche, …).

In generale, a una maggiore percentuale di energia autoconsumata corrisponde una migliore remunerazione dell’energia prodotta e, conseguentemente, una riduzione del tempo necessario per il recupero dell’investimento che può essere anche significativamente inferiore alla vita utile dell’impianto.

È possibile quindi affermare che gli impianti di produzione in regime di autoconsumo si installano perché conviene: quella convenienza che era assicurata dalla presenza degli incentivi oggi è ancora praticabile nei siti in cui sia possibile mettere in relazione la fase di generazione con quella di consumo.

Quello che una volta era semplicemente il “cliente finale” destinatario passivo della fornitura di energia elettrica è ormai diventato a tutti gli effetti un “gestore” del proprio sistema elettrico, con tanto di import/export verso la rete pubblica.

In questo contesto “micro” la ricerca dell’equilibrio fisico è strettamente connessa a quella dell’equilibrio economico dell’investimento: l’installazione di un impianto sovradimensionato rispetto al fabbisogno, oltre a richiedere un maggiore impegno di spesa, andrebbe a scapito della quota di energia autoconsumata e quindi della remunerazione dell’energia prodotta.

Se pertanto si volesse valorizzare al meglio lo spazio utile all’installazione di capacità produttiva si dovrebbe ampliare il fabbisogno associabile a tale produzione.

L’autoconsumo diffuso fa esattamente questo: consente di ricomprendere nel fabbisogno di riferimento anche i consumi associati a punti di prelievo diversi da quelli in cui è installato l’impianto, purché ricompresi in un contesto di prossimità fisica (punti sottesi alla medesima cabina di trasformazione MT/AT) e contrattuale (punti sottesi al medesimo cliente o a clienti della medesima “comunità”).

La soluzione individuata dal Regolatore per mettere in relazione i profili di immissione e di prelievo di energia tra punti distinti della rete è quella di confrontare su base oraria la quantità di energia immessa e prelevata da ciascuno dei punti della configurazione: la quantità minima tra energia immessa e prelevata rappresenta quindi l’energia condivisa su base oraria.

Si consideri, tuttavia, la differenza sostanziale per la quale mentre nell’autoconsumo su sito esiste una relazione fisica contestuale tra la fase di generazione e quella di consumo, nelle configurazioni di autoconsumo diffuso tale relazione è sempre contestuale (su base oraria), ma virtuale e non modifica la natura dei contratti che regolano l’immissione o il prelievo di energia di ciascun punto della rete.

Nel passaggio dal fisico al virtuale, in mancanza di una compensazione diretta tra immissioni e prelievi, sembrerebbe venire meno il fattore di convenienza che ha favorito la diffusione degli impianti di produzione in regime di autoconsumo, ma la disciplina dell’autoconsumo diffuso prevede il riconoscimento di una tariffa incentivante o “premio” per la quota di energia condivisa afferente a impianti o sezioni di impianto di nuova realizzazione inseriti nella configurazione di autoconsumo (oltra a un contributo di valorizzazione, definito da Arera, che valorizza i benefici di rete associati alla condivisione dell’energia all’interno della stessa cabina primaria).

Per apprezzare la rilevanza di tali contributi si consideri che il premio associato al kWh condiviso ha un ordine di grandezza pari a 100 €/MWh e viene riconosciuto per 20 anni, mentre il contributo di valorizzazione ha un ordine di grandezza pari a circa 10 €/MWh.

Il valore del premio richiama il valore delle tariffe previste nel meccanismo FER 1 (DM 4 luglio 2019) per gli impianti fotovoltaici fino a 100 kW, ma ha una differente natura.

I meccanismi di incentivazione tradizionali dedicati agli impianti di produzione da fonti rinnovabili promuovono la realizzazione di nuova capacità produttiva e la fornitura di energia al sistema elettrico, finalità che ritroviamo anche nell’autoconsumo diffuso, ma con un coinvolgimento esplicito dei clienti ricompresi nella configurazione.

Nel meccanismo CACER la produzione e l’immissione di energia nella rete restano condizioni necessarie per l’accesso al premio, ma non sufficienti per la sua percezione in mancanza di corrispondenti profili di prelievo dei clienti inseriti nella medesima configurazione.

È un passaggio fondamentale per il sistema elettrico: un’evoluzione che attribuisce al cliente finale un ruolo paritetico a quello del produttore e che responsabilizza tutti i territori verso un’azione di bilanciamento tra disponibilità e utilizzo delle proprie risorse energetiche.

Il GSE è il soggetto incaricato della gestione delle richieste di accesso al meccanismo CACER, del calcolo dell’energia condivisa e dell’erogazione del premio e del contributo di valorizzazione a favore della Comunità o del suo referente.

4. Potenzialità del meccanismo CACER

Il tema delle Comunità energetiche ha avuto negli ultimi anni una grande attenzione mediatica alimentata anche dal lungo periodo che ha caratterizzato il passaggio dal regime di sperimentazione a quello definitivo.

Nei primi cinque mesi dall’avvio del meccanismo sono pervenute al GSE circa 300 richieste relative a configurazioni in esercizio, nonché circa 250 richieste di accesso al contributo PNRR per impianti da inserire in configurazioni di autoconsumo diffuso.

Allo stato attuale il numero delle richieste pervenute non corrisponde alle attese e al grande clamore mediatico degli ultimi anni, ma è certamente utile esaminare i fattori che possono incidere sull’implementazione di progettualità in regime di autoconsumo diffuso.

Si consideri innanzitutto il fattore economico: l’assetto definitivo del meccanismo ha certamente disatteso le aspettative di chi immaginava di disporre di una marginalità più ampia per garantire più benefici economici sia ai produttori sia ai clienti da coinvolgere nelle configurazioni incentivate: si pensi all’impossibilità per le grandi imprese di far parte delle comunità energetiche come anche alla previsione di un valore soglia per effetto del quale nel caso in cui l’energia condivisa su base annuale risulti superiore al 55% dell’energia immessa in rete, il premio eccedente tale soglia può essere destinato esclusivamente a clienti finali diversi da imprese o utilizzato per finalità sociali aventi ricadute sui territori interessati dalla condivisione di energia.

Tali condizioni rappresentano sicuramente una limitazione rispetto all’esperienza del regime transitorio (che tuttavia era applicabile solo a punti sottesi alla medesima cabina secondaria e a impianti fino a 200 kW), ma sono il frutto di una lunga interlocuzione con la Commissione che in ogni caso ha portato al conseguimento del risultato, per niente scontato, della possibilità di riconoscere un premio significativo all’energia condivisa.

Altro fattore è quello della complessità del meccanismo che incide sulla capacità degli operatori di cogliere le opportunità associate alle configurazioni di autoconsumo: chi come il GSE si occupa di meccanismi tecnici e amministrativi sa che la semplificazione è un esercizio da attuare quotidianamente, ma è anche vero che la complessità non è comprimibile a piacere.

Tale complessità, peraltro, pone criticità maggiori nel caso delle configurazioni di autoconsumo diffuso in cui le valutazioni da effettuare e le decisioni da assumere non riguardano un unico investitore, ma più soggetti anche con ruoli, aspettative e punti di osservazione diversi (il produttore e il consumatore).

Entrambi i suddetti fattori rispecchiano pienamente il carattere innovativo del meccanismo e possono generare una percezione di criticità o di opportunità in funzione dell’approccio dei potenziali investitori e della loro capacità di pensare e agire in modo collettivo.

Il meccanismo, infatti, non premia la mera generazione di energia quanto piuttosto la relazione tra la fase di generazione e di consumo di soggetti diversi, la cui capacità di condividere energia incide direttamente sul livello di incentivazione della configurazione.

Peraltro, con un periodo di incentivazione della durata di 20 anni, qualsiasi accordo di ripartizione dei benefici tra produttori e consumatori sarebbe destinato a naufragare di fronte al moto ondoso dei prezzi di mercato che potrebbero generare, di volta in volta, un contesto più favorevole al produttore o al consumatore.

Allo stesso modo in cui l’autoconsumo fisico rende il prosumer più resiliente alle oscillazioni del prezzo di mercato, l’autoconsumo diffuso può portare lo stesso beneficio ai membri della comunità sia attraverso il premio erogato dal GSE sia attraverso altri accordi da realizzare con le imprese di vendita ai fini della stabilizzazione delle condizioni di fornitura.

Si consideri inoltre che, in termini di caratteristiche degli impianti di produzione e di tipologia di soggetti, le configurazioni di autoconsumo diffuso si possono realizzare in tante combinazioni e finalità per le quali la percezione del beneficio non prevede necessariamente un riconoscimento economico ai clienti partecipanti: è il caso delle comunità che nascono con finalità sociali, per la riqualificazione degli edifici pubblici, per la riduzione della bolletta energetica dei Comuni, ecc.

5. Conclusioni

La progettualità associata a un meccanismo innovativo come quello delle CACER non può essere considerata semplicemente una nuova progettualità che si aggiunge alle precedenti, ma deve essere necessariamente riconosciuta come una progettualità nuova per seguire le tendenze che ci propongono il percorso di transizione energetica del Paese e la profonda trasformazione del nostro sistema elettrico: le comunità energetiche rappresentano una sorta di laboratorio di quello che sarà il funzionamento del mercato elettrico quando il peso delle fonti rinnovabili sarà preponderante rispetto a quello delle fonti tradizionali.

In tal senso le criticità e le opportunità che si possono intravedere nel meccanismo riflettono esclusivamente le diverse capacità di orientare le progettualità energetiche e comportamentali per allinearsi al cambiamento in atto.

Il meccanismo CACER fornisce un supporto e uno stimolo a realizzare quegli asset o quei comportamenti che sarà sempre più necessario avere nel sistema elettrico del futuro: con la crescita della produzione da fonti rinnovabili e in particolare di quelle non programmabili, il modello basato sulla condivisione dell’energia e sulla risposta collettiva alle sollecitazioni del sistema elettrico troverà sempre maggiori applicazioni nella realtà e andrà ad amplificare le opportunità e la competitività dei soggetti in grado di esercitare in modo attivo il proprio ruolo di produttore o consumatore di energia.