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Idrogeno: MASE consultazione pubblica. Deadline 4 marzo 2024

Febbraio 12, 2024 /

Il MASE ha aperto la consultazione pubblica sul seguente tema “…Consultazione pubblica: regolamentazione degli incentivi tariffari alla produzione di combustibili gassosi da fonti rinnovabili di cui all’ articolo 11, comma 2 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n.199…” e quindi di un bene che può giocare un ruolo rilevante anche nella creazione di comunità energetiche rinnovabili (CER).

Tale iniziativa ha i seguenti obiettivi:

  1. condividere le logiche alla base dello schema di decreto, attuativo dell’articolo 11, comma 2 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 (Dlgs 199/2021), con cui individuare criteri e modalità per l’accesso al meccanismo di supporto per impianti di produzione di combustibili gassosi da fonti rinnovabili. In tale novero, viene incluso l’idrogeno originato dalle biomasse.
  2. raccogliere osservazioni e spunti dalle parti interessate, per la conclusione del processo e il conseguente avvio della necessaria fase di notifica per la verifica dei profili di compatibilità con la disciplina in materia di Aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia 2022;
  3. valutare le modalità per la richiesta dell’esonero dagli oneri generali di sistema di cui all’articolo 23 del decreto-legge n. 36 del 30 aprile 2022, ai sensi del decreto ministeriale n. 223 del 23 settembre 2022 e della successiva deliberazione ARERA 557/2022/R/eel.

I presupposti programmatici della consultazione sono: la strategia europea per l’idrogeno, REPower EU, fit for 55, direttiva UE 2023/2413 del 18 ottobre 2023 detta anche RED III e FuelEU Maritime, strategia italiana sull’idrogeno, Piano Nazionale Integrato Clima ed Energia e, infine, il PNRR.

La consultazione verte essenzialmente sui seguenti aspetti:

  • La Riforma 3.1 ”Semplificazione amministrativa e riduzione degli ostacoli normativi alla diffusione dell’idrogeno” della Missione 2, Componente 2, che aveva l’obiettivo di definire un quadro giuridico teso a promuovere l’idrogeno come fonte di energia rinnovabile. Tale riforma ha trovato attuazione: a) decreto ministeriale del 3 giugno 2022; b) il Dlgs 199/2021.
  • Riforma 3.2 “Misure volte a promuovere la competitività dell’idrogeno: varo di misure fiscali che incentivino la produzione e/o l’utilizzo dell’idrogeno” della Missione 2, Componente 2. In riferimento a tale azione si annoverano: il decreto-legge n. 36 del 30 aprile 2022 ( il cui articolo 23:a) dispone che il consumo di energia elettrica da fonti rinnovabili in impianti di elettrolisi per la produzione di idrogeno verde, anche qualora l’impianto di produzione e quello di elettrolisi siano collegati attraverso una rete con obbligo di connessione di terzi, non è soggetto al pagamento degli oneri generali afferenti al sistema elettrico; b) stabilisce che l’idrogeno verde prodotto da fonti rinnovabili in impianti di elettrolisi non rientra tra i prodotti energetici di cui all’articolo 21 del testo unico di cui al decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504, e non risulta sottoposto ad accisa ai sensi del medesimo testo unico se non direttamente utilizzato in motori termici come carburante); c) il decreto ministeriale n. 223 del 23 settembre 2022; d) la Delibera ARERA 557/2022/R/EEL dell’8 novembre 2022.
  • la sub-componente 3 “Promuovere la produzione, la distribuzione e gli usi finali dell’idrogeno“ Missione 2, la Componente 2 del PNRR. In particolare, sono state previste i seguenti investimenti:

a.1) Investimento 3.1 “produzione di idrogeno in aree industriali dismesse (hydrogen valleys)”;

b.1) Investimento 3.2 “utilizzo dell’idrogeno in settori hard-to-abate”.

Merita attenzione il seguente aspetto della consultazione

Il quadro normativo italiano dell’idrogeno, come definito nel decreto ministeriale n. 463 del 21 ottobre 2022, allo stato attuale disciplina due tipologie di idrogeno:

  1. idrogeno verde, ovvero l’idrogeno che soddisfa il requisito di riduzione delle emissioni di gas serra nel ciclo di vita del 73,4% rispetto a un combustibile fossile di riferimento di 94 g CO2e/MJ ovvero l’idrogeno che comporta meno di 3 tCO2eq/tH2.
  2. idrogeno rinnovabile, ossia l’idrogeno prodotto mediante processo elettrolitico i cui impianti di produzione soddisfano i seguenti requisiti: a) sono collegati agli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso una rete con obbligo di connessione di terzi.

In tal caso, l’energia elettrica fornita agli elettrolizzatori è munita di garanzie di origine rinnovabile ai sensi dell’art. 46 del Dlgs 199/2021; b) utilizzano energia elettrica prodotta da impianti a fonte rinnovabile direttamente connessi all’elettrolizzatore. La distinzione di cui sopra non trova analoga previsione nell’ambito della disciplina comunitaria. Al fine di superare tale criticità, nel decreto oggetto della consultazione avviata dal MASE si ritiene opportuno definire univocamente l’idrogeno rinnovabile, tenendo conto:

  • delle previsioni normative riguardo ai limiti emissivi e delle previsioni contenute negli Orientamenti sugli aiuti di Stato per l’energia e l’ambiente 2022, nella Direttiva UE 2018/2001;
  • del Regolamento delegato n. 1184/2023.
  1. conversione in idrogeno rinnovabile di altri vettori energetici.

La consultazione, in particolare, consta dei seguenti quesiti:

Q1. Si condividono i requisiti introdotti per i soggetti beneficiari?

Q2. Si condividono le tipologie impiantistiche individuate ai fini dell’accesso alle tariffe incentivanti in conto esercizio? Quali ulteriori tipologie impiantistiche sarebbero da incentivare in conto esercizio in attuazione delle previsioni di cui all’art. 11, comma 2 del Dlgs 199/2021? Per quali ragioni tecniche ed economiche?

Q3. Quali sono i componenti tecnologici che possono concorrere alla definizione di: a) impianto di produzione di bioidrogeno, in particolare per le tecnologie diversa da quella elettrolitica? b) impianto di conversione in idrogeno rinnovabile da altri vettori energetici? Si forniscano elementi di dettaglio

Q4. Si ritiene che i contingenti definiti, eventualmente suddivisi per settori, siano sufficienti a garantire una competitività adeguata? Q5. In base a quali driver dovrebbe basarsi la suddivisione annuale dei contingenti complessivi?

Q6. Si ritengono i requisiti indicati adeguati a garantire un’effettiva competitività alle procedure di gara? In caso negativo, indicare eventuali ulteriori o diversi requisiti specificandone le motivazioni ed i razionali.

Q7. Si ritiene percorribile l’introduzione del requisito del possesso, per una quota prevalente della produzione di idrogeno, di accordi (MoU) o altri pre-accordi commerciali con gli utilizzatori finali, al momento di partecipazione delle procedure competitive? Si condivide l’utilizzo esclusivo delle GO, da annullare automaticamente in fase di emissione a favore dei relativi utilizzatori finali, per verificare l’effettiva destinazione d’uso della produzione di idrogeno?

Q8. Si condividono le ipotesi utilizzate per la definizione dei progetti di riferimento e la metodologia di verifica della necessità e proporzionalità dell’aiuto?

Q9. Quali tra i seguenti dati: a) taglia elettrolizzatori [range min/max MW] b) taglia impianti FER [range min/max MW] c) rapporto tra potenze FER/Elettrolizzatore d) mix di alimentazione energia elettrica – PPA/rete/on-site e) stoccaggio energia elettrica f) stoccaggio idrogeno g) componenti aggiuntivi funzionali all’utilizzo di idrogeno nel settore trasporti si ritiene maggiormente rilevante per differenziare le configurazioni alla base dei progetti di riferimento? Fornire indicazioni utili alla definizione dei progetti di riferimento.

Q10. Si condivide la metodologia descritta applicabile per la stima della sovvenzione per tonnellata di CO2 equivalente evitata?

Q11. Si condividono le proposte di prevedere procedure semestrali, nonché i tempi di apertura dello sportello?

Q12. Si condivide la procedura per la fase di selezione delle proposte e la definizione di una causale per il mancato rispetto dei termini per l’entrata in esercizio dell’impianto?

Q13. Si condividono i parametri proposti per la determinazione dell’incentivo e gli indicatori per la determinazione del prezzo dei combustibili sostituiti?

Q14. Si ritiene opportuno aggiornare il prezzo di aggiudicazione tenendo conto delle dinamiche inflattive?

Q15. Si condivide l’ipotesi di gestione dei casi di soggetti proponenti che prevedono di vendere idrogeno a clienti finali afferenti a diversi contingenti e sub-contingenti, o dei casi di cambio del settore di destinazione d’uso? In caso negativo, proporre una soluzione alternativa.

Q16. Si condividono i dati ripotati in tabella circa il “valore massimo” per l’incentivo spettante? Motivare la risposta anche sotto il profilo economico in relazione alle varie configurazioni indicate in tabella

Q17. Si condividono le ipotesi per la gestione della misura dell’idrogeno prodotto, del calcolo dell’energia netta prodotta associata all’idrogeno e della determinazione dei consumi ausiliari?

Q18. Si condividono gli obblighi in capo al soggetto beneficiario?

Q19. Si condivide la possibilità che la procedura per la richiesta delle agevolazioni di cui al DM 347/2021 possa avvenire esclusivamente insieme all’istanza di accesso al meccanismo incentivante in questione? Motivare la risposta.