Lo schema di decreto legislativo per attuare la Direttiva (UE) 2024/1711 (Market Design) riguarda il miglioramento del mercato elettrico europeo e modifica le direttive precedenti sulle rinnovabili (RED II) e sul mercato elettrico.
Mira, inoltre, a favorire i consumatori e le comunità energetiche attraverso una maggiore chiarezza contrattuale e la stabilità dei prezzi.
Con l’obiettivo di valutare e approfondire gli impatti che questa innovazione potrà determinare, e con particolare riferimento alla possibilità di scorporare in bolletta l’energia condivisa in ambito CER, abbiamo raccolto il contributo di Maurizio Delfanti e Filippo Bovera del Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano (vedi anche Scorporo in bolletta per i membri delle CER: un traino per l’energia di comunità).
Il decreto, da poco approvato in via preliminare da Camera e Senato, riconosce infatti all’articolo 5 la figura dell’organizzatore della condivisione di energia rinnovabile e prevede la possibilità per i clienti attivi di accedere allo scorporo in bolletta della quota di energia condivisa.
Su questo aspetto ai due docenti abbiamo rivolto alcune domande.
Anzitutto, quali sono gli elementi fondamentali da considerare per interpretare quanto scritto nel recepimento della Direttiva?
Filippo Bovera – Il punto di partenza non può che essere una valutazione del modello di condivisione dell’energia rinnovabile che abbiamo adottato in Italia. Come abbiamo discusso in due articoli scientifici pubblicati di recente (link in fondo all’articolo), nel recepire la Direttiva i Paesi europei hanno utilizzato alternativamente due modelli: uno che prevede la condivisione di energia in modo virtuale e un altro dove la condivisione avviene in modo fisico.
Nel modello virtuale, come quello italiano, l’energia condivisa viene quantificata, ma non entra direttamente nella bolletta dei clienti che la condividono. Per un consumatore questo significa che il fornitore continua a fatturare la componente “spesa materia energia” della bolletta sull’intero volume di energia prelevata, senza distinguere tra condivisa o meno. Specularmente, chi in ambito CER produce e immette energia, la vende integralmente, tramite Gse o altro intermediario, sul mercato all’ingrosso, ottenendo un certo ricavo, a prescindere dal fatto che una quota di tale energia risulti poi condivisa nella CER.
Al contrario, nel modello fisico, come quello di Spagna e Portogallo, l’energia condivisa viene inserita direttamente nelle bollette dei clienti finali come una voce a parte, riducendo nei fatti i volumi di energia che il fornitore è chiamato a consegnare ai PoD dei clienti. Ne risulta, quindi, una situazione in cui i clienti attivi consumatori hanno un volume di energia prelevata totale che viene diviso in: a) volume condiviso all’interno della comunità energetica, proveniente dai suoi impianti di produzione; b) un volume approvvigionato dal fornitore.
Allo stesso modo, i clienti attivi produttori hanno anch’essi un volume di energia immessa totale, suddiviso in una quota condivisa, consegnata ai consumatori membri della comunità e non oggetto di vendita sul mercato, e una quota venduta a mercato, spesso tramite intermediario.
In Spagna e Portogallo l’adozione del modello fisico coincide con uno scorporo completo dell’energia condivisa dai volumi gestiti dal fornitore. Infatti, su di essa non si pagano imposte e oneri, ma solo una tariffa per il servizio di distribuzione. Questo fa sì che si generi una situazione win-win per produttore e consumatore: il primo può vendere l’energia condivisa ad un prezzo superiore a quello di mercato, mentre il secondo può acquistarla ad un costo inferiore a quello della bolletta, sul quale gravano appunto imposte e oneri che il consumatore non paga per la quota di energia condivisa.
Apparentemente, il modello fisico sembra più lineare e di più facile comprensione per i clienti attivi. Ma noi abbiamo optato per il modello virtuale…
Maurizio Delfanti – In Italia, sin dal recepimento anticipato della RED II nel 2020, si è preferito introdurre un incentivo sull’energia condivisa, elargito alla comunità e poi eventualmente distribuito ai clienti finali, sotto forma di tariffa premio, vale a dire aggiuntiva rispetto a quanto il produttore realizza dalla vendita della stessa energia a mercato. Dalle nostre analisi, la scelta italiana è stata vincente perché garantisce minori costi gestionali alle comunità energetiche e maggiori ricavi rispetto al modello iberico, per lo meno in una situazione di prezzi normali sui mercati dell’energia. Oltre a presentare minori complicazioni gestionali a livello sistemico.
Quali sono dunque gli effetti della scelta italiana del modello virtuale sullo scorporo, previsto nel decreto di recepimento della direttiva Market Design?
Filippo Bovera – Anche sulla base dell’esperienza che ho maturato quale presidente della CER di Milano, CER.ca.MI Solidale, lo scorporo previsto in sede europea può essere economico piuttosto che fisico, con l’implicazione per il cliente di continuare a pagare oneri e imposte. Presumibilmente, in Italia questo spingerà verso una detrazione dei volumi di energia condivisa dai volumi totali prelevati dai clienti finali. Il cliente potrebbe così vedere due quote di energia nella propria bolletta, con separata evidenza, quella condivisa nella comunità e quella consegnata dal fornitore.
Si verrebbe quindi a creare una condizione in cui:
- a) sia possibile condividere l’energia all’interno di una comunità energetica a condizioni economiche stabilite dalla comunità stessa attraverso degli appositi accordi di condivisione dell’energia rinnovabile, previsti appunto dal decreto legislativo;
- b) il fornitore di ciascun cliente finale sarebbe poi chiamato a consegnare al relativo PoD solo il volume di energia residuale, dato dalla differenza, per ogni quarto d’ora, tra l’energia prelevata totale e quella prelevata ma condivisa nella comunità.
Risulta difficile immaginare che la soluzione comprenda uno sconto di imposte e oneri sull’energia condivisa, soprattutto se si considera che la tariffa premio continuerebbe ad essere riconosciuta alla CER.
Facciamo un esempio di un possibile scorporo in bolletta.
Possiamo pensare a un cliente che preleva in un anno 2.000 kWh, di cui il 40%, 800 kWh/anno, risulti condiviso nell’ambito della CER.
Ipotizzando un costo dell’energia di 0,25 €/kWh, con un prezzo della materia energia di 0,12 €/kWh, la spesa attuale per il cliente sarebbe di 500 € all’anno, di cui 240 €, cioè 2.000 kWh valorizzati a 0,12 €/kWh, dovuti al fornitore come pagamento dell’energia al prezzo di mercato.
Con lo scorporo, lo stesso cliente finale potrebbe chiedere e ottenere dalla comunità e dai suoi produttori un prezzo inferiore a quello di mercato, magari legato ai costi di produzione di un impianto fotovoltaico, oggi molto competitivi e, soprattutto per impianti medio-grandi, inferiori ai prezzi di mercato.
Ipotizzando un prezzo dell’energia condivisa, definito nel già citato accordo di condivisione, pari a 0,08 €/kWh, il cliente risparmierebbe la differenza tra 0,12 e 0,08 €/kWh sul volume di energia condivisa, pari appunto al 40% del prelievo, per un totale di (0,12 – 0,08) [€/kWh] x (0.4 x 2.000 [kWh]) = 32 €/anno.
Si tratta di circa il 6% della bolletta originale. A tale vantaggio si continua ad aggiungere ovviamente la tariffa premio.
In sintesi, quindi, possiamo dire che nello scenario da voi ipotizzato, con regole da definirsi, all’interno della CER sono stabiliti i prezzi di vendita dell’energia condivisa dai produttori ai consumatori. In base all’energia condivisa, il fornitore fattura al consumatore solo i kWh ulteriori rispetto alla quota di energia prelevata in condivisione nella CER, mentre il produttore, attraverso la CER, incassa dal cliente finale consumatore il corrispettivo concordato. In questo scenario, quali sarebbero i vantaggi per le comunità energetiche, i consumatori e i produttori?
Filippo Bovera – Sicuramente una comunità energetica dovrebbe pesare la complessità gestionale di un accordo di condivisione come quello previsto nel decreto con l’opportunità derivante da una sua ottimizzazione. Questo però è vero per tutti i servizi innovativi con cui le CER dovranno avere a che fare se vogliono superare la loro fase embrionale, come quelli legati all’efficienza energetica, alla flessibilità o alla generazione di energia da impianti collettivi.
Maurizio Delfanti – Lo scorporo costituirà certamente un vantaggio per i consumatori, non tanto e non solo per via del costo competitivo garantito dalle fonti rinnovabili, ma soprattutto per la sua stabilità, che lo rende indipendente da tensioni geopolitiche e forniture di combustibili extra-comunitarie. La stabilità del prezzo potrebbe essere attrattiva anche per i produttori. Infatti, se l’accordo di condivisione dell’energia fissasse un prezzo per un lungo periodo di tempo, ad esempio dieci anni, il produttore sconterebbe nei primi anni qualche decina di euro al MWh in meno rispetto al prezzo di mercato, ma avrebbe garantita una remunerazione certa, stabile e coerente con i propri costi di produzione per un tempo sufficiente a ripagare il proprio investimento.
Nei fatti, lo scorporo potrebbe quindi facilitare la chiusura di accordi di lungo termine per lo scambio o, meglio, la condivisione di energia rinnovabile, accorciando la catena di approvvigionamento e semplificando il disaccoppiamento tra l’energia rinnovabile e il prezzo di un mercato all’ingrosso sempre molto legato al gas naturale.
In conclusione, secondo i ricercatori del Politecnico di Milano, un ruolo fondamentale lo avranno quindi le ESCo e gli aggregatori, ma anche le utilityche potranno offrire alle comunità e ai loro clienti una serie di servizi legati a efficienza energetica, rinnovabili e digitalizzazione.
Anche altri attori – spiegano – saranno impattati dallo scorporo: i distributori dovranno probabilmente adeguare i sistemi gestionali per considerare separatamente i volumi prelevati totali, a cui applicare imposte e oneri, e i volumi nettati dall’energia condivisa, a cui andrà applicato anche il prezzo previsto dal fornitore. I fornitori di energia, dal canto loro, dovranno mettere in campo nuove pratiche commerciali pensate sempre di più in modo coerente con un sistema energetico elettrificato, decentralizzato e digitale.
Dalle ipotesi … all’attuazione
L’attuazione di questo schema non sarà semplice né veloce, e quasi certamente non avverrà entro il 31 luglio 2026, scadenza naturale del termine per il recepimento di questa parte della direttiva.
Fonti Arera interpellate da QualEnergia.it rimandano alla riflessione già avviata con la precedente consultazione (vedi Il best seller dell’estate 2022? Il documento di consultazione Arera sulle comunità energetiche) a seguito della quale si era deciso di non attuare lo scorporo in bolletta.
In quell’occasione Arera si era già espressa circa l’opportunità di effettuare lo scorporo economico e non fisico, costruendo un sistema di scambio affinché ogni venditore sappia dove trovare le informazioni necessarie allo scopo.
Inoltre, secondo quanto appreso dalle stesse fonti, lo scorporo in bolletta dell’energia condivisa, anche se economico, si può fare se c’è energia condivisa, ad esempio se l’impianto di produzione è nella titolarità della comunità stessa.
Se così non fosse, ad esempio perché l’impianto è stato realizzato da un produttore terzo, non è così scontato che ci siano partite da scomputare o, quanto meno, dipende dagli accordi tra le parti. Ne riparleremo quindi quando si avvieranno le fasi di consultazione.
Gli articoli citati:
- Impact of different regulatory approaches in renewable energy communities: A quantitative comparison of european implementations – www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421524004191
- Renewable Energy Communities: Frameworks and Implementation of Regulatory, Technical, and Social Aspects Across EU Member States – www.mdpi.com/2071-1050/17/9/4195
