Il nostro paese, nonostante le difficoltà finanziarie attraversate dallo Stato e dagli enti locali, prosegue, seppure faticosamente, sulla strada degli interventi in direzione di una maggiore eco-compatibilità ed eco-sostenibilità dei consumi energetici degli edifici.
Da un lato con interventi di riqualificazione energetica degli edifici, dall’ altra, incentivando l’ installazione di impianti che sfruttano le energie rinnovabili.
Epicentro [...]
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Uno Rinnovabile il 3 dicembre 2009
Premettiamo con un po’ di verbosità che uno dei parametri economici con cui si misura la bontà di un investimento è identificato con l’acronimo (inglese) IRR sta per Internal Rate of Return che, in italiano diventa TIR = Tasso interno di Rendimento. Indipendentemente dal nome, questo è il parametro che identifica il tasso di interesse che porta ad avere un Valore Attuale Netto uguale a 0. In modo molto sintetico e schematico, se un progetto porta ad avere un IRR od un TIR maggiore del costo del capitale allora il progetto è conveniente. Ovviamente, qualsiasi investimento, nell’ottica di un progetto finananziario, deve essere verificato confrontandolo con i rendimenti di eventuali altri strumenti finanziari che presentano lo stesso grado di rischio.
I primi esempi di investimenti che possono venire in mente, sono quelli di tipo azionario, obbligazionario, futures eccetera; non è questa la sede, per dibattere sul grado di rischio di questi investimenti, certamente quello relativo ad un impianto fotovoltaico è basso vista la disponibilità della sorgente primaria, che, da questo punto di vista, avvantaggia questo tipo di soluzione rispetto, ad esempio altre operazioni nel settore delle rinnovabili. Infatti, il fotovoltaico non pone nemmeno il problema di assicurarsi l’approvvigionamento, della materia prima per la produzione dell’energia elettrica.
È di questo giorni un servizio sul periodico “Capital” che si è posto la domanda di quanto sia il rendimento degli investimenti nel settore delle rinnovabili, rivolgendo la domanda a Matteo Tempia, investment manager di Atmos, holding italiana che opera nel settore degli investimenti nel settore delle rinnovabili.
I parametri che sintetizzano l’operazione legata all’installazione di 1 MWp fotovoltaico a terra sono di sicuro interesse:
- Utile netto in 20 anni 1,62 volte l’investimento iniziale;
- IRR (o TIR) pari a 12%.
Il rendimento dell’investimento è certamente interessante, ma diventa, ci si conceda il termine, entusiasmante nei du casi seguenti:
- impianto parzialmente integrato – IRR = 16,5%
- impianto totalmente integrato - IRR = 21%
Ecco come sono stati dedotti i numeri citati.
Per quanto attiene al fotovoltaico, i parametri fanno riferimento ad un impianto da 1MWp realizzato ad un costo pari a 3.658 Euro/kWp, oggi realistico ma ben inferiore, a quello pensabile solo pochi mesi fa.
Ecco un primo aspetto importante:
il costo per kWp installato di un impianto fotovoltaico, si è fortemente ridotto, soprattutto per impianti di grande taglia.
Nella presentazione del progetto finanziario, si fa poi riferimento ad un equity del 20%, ossia pari a 731.793 Euro.
Al di là delle dichiarazioni di facciata, il secondo aspetto interessante è il seguente:
ad oggi è possibile contare su una leva finanziaria che non supera l’80% dell’investimento, rispetto al 90% su cui era possibile “contare” fino a qualche tempo fa (2008). Una maggiore difficoltà di accedere al credito che, per chi ci riesce, permette tuttavia di operare con indebitamenti e, quindi, costi minori.
Nella tabella presentata sul periodico si riportano infatti questi dati: finanziamento 80% pari a 2.927173 Euro, interessi passivi cumulati per 20 anni 2.073.234 Euro.
Ulteriore elemento di riflessione sui dati dell’articolo di Capital è il fatto che la proiezione finanziaria è sviluppata stimando una producibilità dell’impianto pari a 1250 MWh. In pratica, si stimano 1250 kWh/kWp, ossia valori che il GSE indica compatibili con le zona italiane del centro nord.
In buona sostanza, il progetto finanziario di cui si sta parlando, correttamente non fa riferimento a producibilità “stratosferiche” sovente utilizzate in modo improprio dai commerciali d’assalto del settore, ma piuttosto a parametri ragionevolmente e tecnologicamente conseguibili.
La produzione stimata moltiplicata per la tariffa incentivante assegnata agli impianti non integrati (ossia la più bassa) dal DM 19 febbraio 2007, pari a 352,8 Euro/kWh e poi moltiplicata per un prezzo medio di vendita di 90 Euro/kWh, porta a calcolare un totale di ricavi in 20 anni pari a 10.326.713 Euro, numero ottenuto, tenendo conto di un decadimento dello 0,08% della resa dei moduli fotovoltaici.
A questo punto lo sviluppo economico dell’impianto mostra un costo annuale per manutenzione ordinaria, straordinaria, vigilanza assicurazione, amministrazione pari a 2.744.873 Euro, ossia pari al 27% del valore della produzione. I ricavi netti risultanti prima delle tasse ammontano a 1.849.640 Euro, da cui, detratte imposte per 664.776 Euro, si ricava un utile netto pari a 1.184.864 Euro.
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
Una importante novità che è entrata in vigore dal 2008 per quanto attiene ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili è la possibilità di acceso al meccanismo di scambio sul posto per gli impianti alimentati a fonti rinnovabili di potenza media annua fino a 200 kW entrati in esercizio in data successiva al 31 Dicembre 2007 (Delibera ARG/elt 1/09).
A questo fattore innovativo si aggiunge anche quanto previsto nella delibera ARG/elt 74/08 che è entrata in vigore il 1 Gennaio 2009 ed ha definito un nuovo meccanismo di scambio sul posto.
Mentre il vecchio sistema noto “in gergo” con il nome net-metering si basava su un conteggio differenziale fra i kWh immessi in rete e quelli prelevati, il nuovo meccanismo si basa su una valorizzazione economica dell’energia elettrica immessa e di quella prelevata.
In pratica, il nuovo sistema prevede la compensazione tra il valore associabile all’energia elettrica immessa in rete ed il valore associabile all’energia elettrica consumata, anche in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. In questa operazione si tiene conto, da una parte, della valorizzazione dell’energia immessa nei limiti del valore dell’energia elettrica complessivamente prelevata (al netto delle tasse e degli oneri per l’accesso alla rete) e, dall’altra, degli oneri per l’accesso alla rete, nei limiti della quantità di energia elettrica scambiata.
In effetti, nel caso delle fonti rinnovabili, il GSE, alla luce del nuovo meccanismo di scambio sul posto è tenuto a restituire le componenti variabili, espresse in c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, agli oneri generali (componenti A e UC) e al dispacciamento.
Il contributo in conto scambio “di acconto” viene erogato dal GSE trimestralmente (calcolato sulla base dei dati di misura dell’energia elettrica in immissione e prelievo risultanti ai gestori di rete e sulla base dell’onere in prelievo stimato secondo un prezzo di riferimento), e una volta l’anno a conguaglio.
La stessa delibera, inoltre, prevede che il GSE riconosca al Soggetto Responsabile dell’impianto incentivato un credito economico in € (e non in kWh) qualora a fine anno il saldo tra energia immessa e prelevata sia positivo. Tale credito va in accumulo di anno in anno e non ha scadenza temporale (a differenza di quanto previsto dalla precedente Delibera 28/06 il cui credito in kWh scadeva dopo 3 anni).
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
La scelta tra tariffa onnicomprensiva e certificati verdi deve essere effettuata al momento della richiesta al GSE di qualifica IAFR (Impianto Alimentato a Fonti Rinnovabili). Si osserva che, esclusivamente per impianti collegati alla rete di distribuzione, prima della fine del periodo di incentivazione, è consentito un solo passaggio da un sistema incentivante all’altro e, in tal caso, la durata del periodo di diritto al nuovo sistema incentivante è ridotta del periodo già fruito con il precedente sistema.
La maggiore o minore convenienza di uno dei sistemi incentivanti non può essere stabilita in maniera univoca poiché le variabili che influenzano la valorizzazione finale dell’energia prodotta sono molte.
Come anche avviene in altri casi nel settore delle rinnovabili è assolutamente indispensabile avvalersi del supporto di figure professionali qualificate, per effettuare un valutazione a priori di tutti i fattori che condizionano la resa tecnica ed economica della soluzione che si vuole intraprendere.
In linea di larga massima, l’analisi delle principali differenze tra tariffa onnicomprensiva e certificati verdi, permette al produttore di avere una prima idea di quale sia la forma di incentivazione che più si adatta alle sue esigenze ed ottimizza l’energia prodotta dall’ impianto.
A tale scopo si devono prendere in considerazione i seguenti punti:
- la tariffa onnicomprensiva incentiva la sola energia elettrica immessa in rete;
- solo il meccanismo dei certificati verdi è compatibile con lo scambio sul posto;
- il prezzo di scambio dei certificati verdi e quello di vendita dell’energia elettrica variano nel tempo mentre la tariffa onnicomprensiva è fissa. In quest’ultimo caso si possono stimare con accuratezza le entrate future, mentre nel primo caso è più complesso fare delle le previsioni poiché queste sono influenzate dall’incertezza connessa al prezzo di vendita del “titolo” certificato verde.
A chiarimento di questo, vengono confrontate le entrate generate dai due possibili scenari di incentivazione sopra descritti (Tabella 4), applicando il calcolo ad un impianto di cogenerazione da 1MW alimentato a biomassa cellulosica prodotta in filiera corta funzionante per circa 8.000 h/anno. Nel confronto proposto si sono assunti i coefficienti moltiplicativi e la tariffa onnicomprensiva riportati nelle Tabelle 1 e 2 e si è assunto un valore costante del prezzo dei certificati verdi, pari a quello attuale.
Riferendoci ai risultati dell’esempio, nell’ipotesi di cui al periodo precedente, a parità di energia elettrica immessa in rete, ad oggi la tariffa onnicomprensiva valorizza maggiormente l’energia prodotta: chiaramente, la tariffa onnicomprensiva risulta tanto più conveniente quanto maggiore è l’energia immessa in rete rispetto all’autoconsumo visto che è solo questa ad essere incentivata.
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
La Legge Finanziaria 2008 ha introdotto il meccanismo d’incentivazione noto come “tariffa onnicomprensiva”. Con questo meccanismo, sono incentivabili impianti che producono energia da fonte rinnovabile di potenza superiore ad 1 kWe, con esclusione di quelli fotovoltaici che hanno un meccanismo incentivante dedicato.
Il sistema della “tariffa onnicomprensiva” può essere scelto come alternativa ai certificati verdi per una certa tipologia di impianti analoga a quella dei certificati che producono energia elettrica da fonte rinnovabile ed hanno potenza inferiore ad 1MWe. Questa taglia si riduce a 200 kW nel caso di impianti eolici.
Se sussistono queste condizioni, il produttore, può chiedere che il suo impianto sia incentivato tramite una tariffa fissa onnicomprensiva che riconosce una certa cifra per ciascun kWhe immesso in rete. In Tabella 2 è riportato il valore della tariffa onnicomprensiva riconosciuto a ciascun tipo di fonte rinnovabile, così come specificato nella Legge Finanziaria 2008.
La tariffa di cui alla Tabella 2:
- viene erogata per un periodo di 15 anni a valore costante in funzione della fonte rinnovabile utilizzata;
- accorpa sia il valore dell’incentivo (inteso come € corrisposto ad ogni kWhel rinnovabile immesso in rete) sia il valore della vendita dell’energia elettrica immessa in rete.
Il dispositivo legislativo prevede che i valori della tariffa onnicomprensiva possano essere variati, ogni tre anni, con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, rimanendo poi comunque costanti per il periodo di erogazione dell’incentivo. Le future variazioni dovranno in ogni caso assicurare la congruità della remunerazione ai fini dell’incentivazione dello sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili secondo i concetti già espressi in merito ai certificati verdi.
Per quanto attiene alla cumulabilità degli incentivi, il Decreto Legislativo 18 Dicembre 2008, non solo rimanda all’articolo della Finanziaria 2008 in cui viene sottolineato che: “la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2008, ha diritto di accesso agli incentivi sopra descritti a condizione che i medesimi impianti non beneficino di altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto energia, in conto capitale o in conto interessi con capitalizzazione anticipata”, ma, inoltre, specifica che “…per gli impianti alimentati da biomasse di filiera i certificati verdi e la tariffa fissa onnicomprensiva sono cumulabili con altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto capitale o conto interessi con capitalizzazione anticipata, non eccedenti il 40% del costo dell’investimento..”.
In questo caso è consentito l’uso di una percentuale massima pari al 20% di biomasse non da filiera.
Nello specifico con biomasse di filiera si intendono “le biomasse ed il biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali…oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall’impianto che li utilizza per produrre energia elettrica.”
Un discorso a parte deve essere fatto per quanto riguarda l’energia elettrica prodotta da biomassa da filiera.
Ad oggi si è ancora in attesa del Decreto del Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali, attraverso cui sarà possibile definire in maniera univoca se la biomassa utilizzata in un impianto per la produzione di energia elettrica è classificabile come biomassa da filiera ai fini dell’incentivazione.
In questo periodo di transizione, il GSE applicherà all’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da biomasse da filiera, così come definite nel DM 18 Dicembre 2008, il coefficiente moltiplicativo di 1,1 per i certificati verdi e la tariffa di 0,22 €/kWh in caso di tariffa onnicomprensiva.
In seguito all’emanazione del decreto di cui sopra, il GSE procederà in entrambi i casi al conguaglio per tutti quegli impianti che dimostreranno la rispondenza delle biomasse utilizzate alle disposizioni del decreto stesso.
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
Anche dopo l’entrata in vigore della Finanziaria 2008, il cosiddetto “Conto Energia”, o meglio, il Decreto Ministeriale 19 Febbraio 2007, rimane l’unico meccanismo di incentivazione del fotovoltaico; si può optare per il meccanismo dei certificati verdi solo per gli impianti fotovoltaici che hanno presentato la richiesta di autorizzazione unica entro la data di entrata in vigore della Legge Finanziaria 2008 (31/12/2007).
Il DM sopra citato, garantisce per un periodo ventennale ai Soggetti Responsabili di impianti fotovoltaici di potenza superiore ad 1 kW entrati in esercizio a partire dal 1° Gennaio 2009, una tariffa incentivante articolata secondo i valori (€/kWh) riportati in Tabella 5. I valori riportati sono validi per gli impianti che sono stati e saranno allacciati alla rete nell’anno 2009. Dette tariffe saranno ridotte di un 2% per gli impianti che saranno allacciati alla rete nel 2010 e dovranno poi essere ridefinite per gli anni 2011 e successivi.
Rispetto a quanto ormai noto anche in passato, in data 17 Novembre 2008, con Delibera 161/08, L’AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas) ha esteso il regime di incentivazione anche ad impianti fotovoltaici costituiti da più sezioni con diverse caratteristiche di integrazione architettonica, fermo restando che il Soggetto Responsabile sia unico e che ciascuna sezione d’impianto sia dotata di una propria apparecchiatura di misura (in precedenza si riconosceva all’impianto nel suo insieme la tariffa incentivante minore). Nel momento in cui viene richiesta la tariffa incentivante per la prima sezione dell’impianto, dovrà essere specificato anche il numero totale di sezioni di cui l’impianto sarà composto e la sua potenza nominale complessiva. Ovviamente anche il parallelo alla rete potrà essere fatto in tempi distinti per ciascuna sezione, nel rispetto del limite massimo di due anni dalla data di entrata in esercizio della prima.
Ulteriore novità è stata introdotta il 2 Marzo 2009, in occasione dell’emanazione di un decreto esplicativo in cui viene sottolineato che hanno diritto alle tariffe incentivanti anche impianti in cui siano utilizzati componenti precedentemente utilizzati in altri impianti purchè questi, non abbiano avuto accesso ad altri incentivi.
Tutti gli impianti fotovoltaici, indipendentemente dal soggetto responsabile, aggiungono ulteriori benefici economici a quelli derivanti dalla tariffa incentivante; essi sono:
- autoconsumo (parziale o totale);
- scambio sul posto con la rete elettrica;
- cessione in rete dell’energia non consumata.
Per la precisione, la cessione in rete e lo scambio sul posto sono fra loro alternativi, infatti il soggetto responsabile deve optare per una delle sue opzioni in sede di domanda di connessione, ossia prima della realizzazione dell’impianto fotovoltaico.
I benefici derivanti dall’autoconsumo sono più che ovvi: la quota parte di energia consumata, non viene prelevata dalla rete provvedendo così a ridurre i costi in fattura elettrica del soggetto responsabile
Lo scambio sul posto, permette di valorizzare l’energia prodotta in eccedenza secondo le modalità accennate al paragrafo precedente; mentre la cessione in rete dell’energia in eccesso o di tutta l’energia prodotta aggiunge un’entrata in moneta che si assomma a quella percepita come incentivo, a sua volta percepito su tutta l’energia prodotta.
La vendita dell’energia prodotta può avvenire sia direttamente che indirettamente. Nel primo caso si parla di vendita indiretta poiché, ai sensi della Delibera AEEG n. 280/07, il soggetto che acquista l’energia immessa in rete è il GSE: a tal fine il soggetto Responsabile dell’impianto stipula con lo stesso GSE una convenzione di ritiro dedicato, indipendentemente dalla rete alla quale l’impianto è connesso. Al momento della stipula, il produttore deve specificare se desidera che il valore dell’energia immessa in rete venga quantificato in base al prezzo orario zonale oppure se desidera essere retribuito in base ai prezzi minimi garantiti (riportati nell’esempio di Tabella 4) che vengono riconosciuti dal GSE limitatamente ai primi 2 milioni di kWh immessi su base annua. Ulteriori dettagli sulla valorizzazione dell’energia immessa in rete sono reperibili sulla “Guida al Conto Energia – edizione n.3 Marzo 2009” redatta dal GSE ed all’art. 6 della Delibera AEEG 280/07.
Per l’energia eccedente i 2.000.000 di kWh annui il prezzo è pari a quello di cessione dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato.
La vendita “diretta” dell’energia può avvenire invece attraverso la vendita in borsa, previa iscrizione del produttore al mercato dell’energia elettrica, o ad un grossista ed è caratterizzata non solo da costi di accesso piuttosto elevati ma anche da una complessità non indifferente, che la rende quindi sensatamente attuabile solo nel caso di grandi impianti di produzione.
Incentivi “dedicati” per le strutture pubbliche
Un importante novità introdotta dalla Finanziaria 2008 riguarda le strutture pubbliche: se il Soggetto Responsabile di un impianto è un Ente Locale, indipendentemente dalle caratteristiche architettoniche dell’installazione, a detto impianto sarà riconosciuta la tariffa incentivante massima, ossia quella che spetta agli impianti integrati architettonicamente.
Ulteriori facilitazioni sono previste per le scuole, sia pubbliche che private, e per le strutture sanitarie pubbliche: si tratta infatti degli unici soggetti aventi diritto agli incentivi previsti dal Conto Energia anche qualora per la realizzazione dell’impianto abbiano ricevuto contributi a fondo perduto in misura superiore al 20% dell’investimento.
Bibliografia
- GSE “Guida al Conto Energia – edizione n.3 Marzo 2009”
- Decreto Ministeriale 2 Marzo 2009;
- Delibera AEEG 10/09;- Delibera AEEG 1/09;
- Delibera AEEG 74/08
- Decreto Ministeriale 18 Dicembre 2008;
- Delibera AEEG 161/08;
- D. Lgs. 24 Dicembre 2007 n. 244 (Finanziaria 2008);
- D. Lgs. 27 Dicembre2006 n. 29 (Finanziaria 2007);
- Legge 29 novembre 2007 n°222;
- Delibera AEEG 280/07;
- Delibera AEEG 90/07;
- Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007 (Conto Energia);
- Delibera AEEG 28/06;
- D. Lgs. 79/99 (Decreto Bersani).
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
Il meccanismo di incentivazione dei certificati verdi, è stato profondamente modificato per mezzo dei dispositivi allegati della Legge Finanziaria 2008 che hanno incrementato il periodo di accesso agli incentivi da 12 a 15 anni per gli impianti che generano energia elettrica da fonte rinnovabile, purché siano entrati in esercizio in data successiva al 31 Dicembre 2007 e siano oggetto di: nuova costruzione, rifacimento o potenziamento. In aggiunta, per questi impianti, l’entità dell’incentivo erogato diventa pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica da fonti rinnovabili in MWh, moltiplicata per un coefficiente diverso da fonte a fonte secondo quanto indicato in Tabella 1.
Il dispositivo di legge prevede, inoltre, che il valore dei coefficienti moltiplicativi riportati in tabella possa essere aggiornato ogni tre anni con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, assicurando la congruità della remunerazione ai fini dell’incentivazione dello sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili. Questo aspetto è molto significativo dal momento che le tecnologia associate alle rinnovabili comportano continue modifiche al costo del kWh prodotto. Dal momento poi che la dinamica dei costi si differenzia fra una fonte rinnovabile e l’altra, il meccanismo dei coefficienti, permette un aggiornamento in tempo reale della situazione e può, se gestito correttamente, evitare che si incentivino in modo eccessivo fonti rinnovabili che producono energia a costi inferiori rispetto ad altre.
Ad oggi, il certificato verde, di valore unitario pari a 1MWh, è emesso dal GSE, su richiesta del produttore, secondo due modalità:
- a consuntivo, relativamente all’energia elettrica incentivata relativa all’anno precedente;
- a preventivo, in base alla producibilità attesa dall’impianto risultante dai dati di qualificazione dello stesso come impianto alimentato a fonti rinnovabili (solo nei primi due anni di esercizio) o dai dati storici di produzione già disponibili (negli anni successivi)
A partire dal 2008, i certificati verdi emessi dal GSE sono collocati sul mercato a un prezzo, riferito al MWh elettrico, pari alla differenza tra il valore di riferimento, fissato in sede di prima applicazione in 180 euro per MWh ed aggiornabile ogni tre anni, ed il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica definito dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per l’anno precedente che, per il 2008 è risultato pari a 91,34 €/MWh (delibera ARG/elt n. 10/09).
Con comunicato del 3/02/09, il GSE ha reso noto il prezzo di offerta dei propri certificati verdi (CV) per l’anno 2009; tale prezzo è ovviamente pari a 88,66 €/MWh, al netto di IVA.
In Tabella 3 si riporta l’andamento nel tempo del valore dei certificati verdi.
Per garantire una graduale transizione dal precedente meccanismo di incentivazione, è stato stabilito che, per il triennio 2009-2011, il GSE ritiri, su richiesta del detentore, che deve essere inoltrata entro il 31 Marzo di ogni anno del triennio, i certificati verdi rilasciati per le produzioni riferite agli anni fino a tutto il 2010, infatti i certificati verdi hanno validità triennale. Il prezzo di ritiro è pari al prezzo medio di mercato del triennio precedente all’anno nel quale viene presentata la richiesta di ritiro che, ad esempio, per il triennio 2006-2008 risulta essere di 98 €/MWh.
Un discorso a parte, deve essere fatto per quanto riguarda l’energia elettrica prodotta da biomassa da filiera.
Ad oggi si è ancora in attesa del Decreto del Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali, attraverso cui sarà possibile definire in maniera univoca se la biomassa utilizzata in un impianto per la produzione di energia elettrica è classificabile come biomassa da filiera ai fini dell’incentivazione.
In questo periodo di transizione, il GSE applicherà all’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da biomasse da filiera, così come definite nel DM 18 Dicembre 2008, il coefficiente moltiplicativo di 1,1 per i certificati verdi e la tariffa di 0,22 €/kWh in caso di tariffa onnicomprensiva.
In seguito all’emanazione del decreto di cui sopra, il GSE procederà in entrambi i casi al conguaglio per tutti quegli impianti che dimostreranno la rispondenza delle biomasse utilizzate alle disposizioni del decreto stesso.
