incentivi e trend di produzione di energia ... - modef.it - doc incentivi... · influenzato la...
TRANSCRIPT
INCENTIVI E TREND DI PRODUZIONE
DI ENERGIA FOTOVOLTAICA
SPODBUDE IN TRENDI NA PODROČJU PROIZVAJANJA
FOTOVOLTAIČNE ENERGIJE
INCENTIVI E TREND DI PRODUZIONE
DI ENERGIA FOTOVOLTAICA
SPODBUDE IN TRENDI NA PODROČJU PROIZVAJANJA
FOTOVOLTAIČNE ENERGIJE
EDITORE/ AUTORE – NAZIV IZDAJATELJA/IME AVTORJA: Unindustria Rovigo
SERVIZIO DI TRADUZIONE - PREVAJALCA : Euroservis Srl EDITING - UREDNIKA: Unindustria Rovigo
ATTRIBUZIONE DELLE FOTO - AVTORJA/VIR FOTOGRAFIJ: Università degli Studi di Padova- Dipartimento di Ingegneria Industriale
GRAFICA E ANTEPRIMA DI STAMPA - GRAFIČNO OBDELAVO IN PREDOGLED TISKA: Tecnocopy Print & Co. Srl
STAMPATO DA - TISK: Tecnocopy Print & Co. Srl
EDIZIONE E TIRATURA 2014 - IZDAJO/NAKLADO 2014: 1000 copie
LUOGO E DATA DI STAMPA - KRAJ IN DATUM TISKA: Rovigo, ottobre 2014 Il presente documento è reperibile in formato digitale all’interno del sito web del progetto: www.modef.it Pričujoča publikacija je na voljo v elektronski obliki na spletni strani: www.modef.it
Pubblicazione finanziata nell’ambito del Programma per la Cooperazione Transfrontaliera Italia-Slovenia 2007-2013, dal Fondo europeo di sviluppo regionale e dai fondi nazionali. Publikacija sofinancirana v okviru Programa čezmejnega sodelovanja Slovenija-Italija 2007-2013 iz sredstev Evropskega sklada za regionalni razvoj in nacionalnih sredstev.
Il contenuto della presente pubblicazione non rispecchia necessariamente le posizioni ufficiali dell’Unione europea. La responsabilità del contenuto della presente pubblicazione appartiene all’autore Unindustria Rovigo. Vsebina publikacije ne odraža nujno uradnega stališča Evropske unije. Za vsebino publikacije je odgovoren izključno avtor Unindustria Rovigo.
Sommario
Introduzione ...................................................................................................................................................... 1
1. Obiettivi nazionali e regionali ..................................................................................................................... 1
2. Suddivisione regionale degli sforzi in materia di fonti rinnovabili .............................................................. 3
3. Meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili ................................................................................. 4
3.1. Certificati verdi ................................................................................................................................... 4
3.2. Tariffa onnicomprensiva .................................................................................................................... 4
3.3. Conto energia .................................................................................................................................... 5
3.4. Altre forme di agevolazioni ................................................................................................................ 5
3.5. Detrazioni fiscali ................................................................................................................................. 5
3.6. Cenni certificati bianchi...................................................................................................................... 6
4. Approfondimento e storia del Conto Energia ............................................................................................ 7
4.1. Altre disposizioni e normative ............................................................................................................ 8
4.2. Certificazione dei moduli ................................................................................................................... 8
4.3. Primo conto energia .......................................................................................................................... 8
4.4. Secondo conto energia (D.M. 19 febbraio 2007) ............................................................................... 9
4.4.1. Requisiti per l’accesso all’incentivazione ..................................................................................... 10
4.4.2. Iter autorizzativi per la costruzione degli impianti ....................................................................... 10
4.4.3. Tariffe incentivanti ....................................................................................................................... 11
4.4.4. Ritiro dell’energia elettrica ........................................................................................................... 11
4.4.5. Premio per l’uso efficiente di energia .......................................................................................... 12
4.4.6. Cumulabilità degli incentivi .......................................................................................................... 12
4.5. Il Terzo conto energia (D.M. 6 agosto 2010) .................................................................................... 12
4.5.1. Campo di applicazione ................................................................................................................. 13
4.5.2. Cumulabilità degli incentivi .......................................................................................................... 13
4.5.3. Soggetti beneficiari ...................................................................................................................... 14
4.5.4. Impianti solari fotovoltaici ........................................................................................................... 14
4.5.5. Impianti fotovoltaici integrati....................................................................................................... 15
4.5.6. Impianti a concentrazione ........................................................................................................... 16
4.6. Quarto conto energia ....................................................................................................................... 16
4.7. Quinto conto energia ....................................................................................................................... 16
4.7.1. Accesso al meccanismo di incentivazione .................................................................................... 16
5. Cessazione del conto energia ................................................................................................................... 17
6. L’evoluzione delle Tariffe incentivanti ..................................................................................................... 17
6.1. Primo conto energia ........................................................................................................................ 18
6.2. Secondo conto energia .................................................................................................................... 18
6.3. Terzo conto energia ......................................................................................................................... 18
6.3.1. Impianti fotovoltaici non integrati e non a concentrazione ......................................................... 18
6.3.2. Impianti fotovoltaici integrati....................................................................................................... 19
6.3.3. Impianti fotovoltaici a concentrazione ......................................................................................... 20
6.4. Quarto conto energia ....................................................................................................................... 20
6.4.1. Impianti solari fotovoltaici ........................................................................................................... 20
6.4.2. Impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative ...................................................... 22
6.5. Quinto conto energia ....................................................................................................................... 23
7. Meccanismi di incentivazione in Slovenia ................................................................................................ 25
8. I risultati dei meccanismi di incentivazione .............................................................................................. 25
9. Il fotovoltaico nei piani energetici regionali ............................................................................................. 28
9.1. Fotovoltaico nel piano energetico regionale del Veneto ................................................................. 28
9.1.1. Regimi di sostegno regionali: ....................................................................................................... 29
9.1.1.1. POR 2007/2013 ........................................................................................................................ 29
9.2. Piano energetico regionale FVG ....................................................................................................... 32
9.3. Regione Emilia Romagna .................................................................................................................. 34
10. Altre forme di incentivazione locale in Italia ........................................................................................ 39
11. I servizi delle banche alle imprese........................................................................................................ 40
11.1. Cessione del credito ..................................................................................................................... 40
11.2. La situazione attuale .................................................................................................................... 40
12. Valutazione convenienza economica di un impianto fotovoltaico ....................................................... 47
13. Iter autorizzativo .................................................................................................................................. 50
13.1. Comunicazione al comune ........................................................................................................... 50
13.2. Procedura Abilitativa Semplificata PAS ........................................................................................ 51
13.3. Autorizzazione Unica .................................................................................................................... 51
14. Trend dei consumi e previsioni ............................................................................................................ 55
14.1. Dati storici consumi energetici Italia ............................................................................................ 55
14.2. Consumi energia elettrica Italia ................................................................................................... 55
14.3. Relazione tra PIL e domanda energetica ...................................................................................... 58
14.4. Dati statistici provinciali per l’Area Programma, province italiane............................................... 59
15. Previsioni della domanda di energia elettrica ...................................................................................... 67
15.1. Focus sul settore domestico ........................................................................................................ 68
15.2. Previsioni Terna – ISPRA ............................................................................................................... 70
15.3. Previsioni energetiche Slovenia ................................................................................................... 71
15.4. Previsioni per l’area programma .................................................................................................. 72
16. Considerazioni conclusive .................................................................................................................... 74
1
Introduzione
All’interno dei Paesi dell’Unione Europea vi è una crescente consapevolezza che “l’energia”
rivesta un’importanza fondamentale nella vita di tutti giorni e non solo, essa ha importanti
ricadute strategiche in gran parte degli ambiti economici.
L’Unione Europea, che può essere considerata la seconda potenza economica mondiale, consuma
complessivamente un quinto dell’energia globalmente prodotta. Una delle caratteristiche più
importanti riguarda la sua pesante dipendenza energetica dall’estero ed è per questo che la
politica energetica europea dal 2007 persegue gli obiettivi di competitività, sostenibilità e
sicurezza nell’approvvigionamento. Per approfondimenti: http://eur-lex.europa.eu/legal-
content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:52007DC0001&from=IT
Oramai radicato nella politica comunitaria è l’impegno cosiddetto del 20 20 20. La strategia “20-
20-20” ha stabilito per l’Unione Europea tre ambiziosi obiettivi da raggiungere entro il 2020:
- ridurre i gas ad effetto serra del 20% (o del 30% in caso di accordo internazionale);
- ridurre i consumi energetici del 20% aumentando l'efficienza energetica;
- soddisfare il 20% del fabbisogno energetico europeo con le energie rinnovabili.
1. Europa: obiettivi nazionali e regionali per la generazione di energia
da fonte rinnovabile e di riduzione emissioni dei gas serra
In Europa gli obiettivi nazionali in termini di generazione di energia da fonte rinnovabile e di
riduzione emissione dei gas con effetto serra sono riassunti nella tabella seguente.
Quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia, 2005 (S2005)
Obiettivo per la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia, 2020 (S2020)
Limiti delle emissioni di gas a effetto serra stabiliti per gli Stati membri per il 2020 rispetto ai livelli di emissioni di gas a effetto serra del 2005
Belgio 2,2 % 13 % – 15 %
Bulgaria 9,4 % 16 % 20 %
Repubblica ceca
6,1 % 13 % 9 %
Danimarca 17,0 % 30 % – 20%
Germania 5,8 % 18 % – 14 %
Estonia 18,0 % 25 % 11 %
Irlanda 3,1 % 16 % – 20 %
Grecia 6,9 % 18 % – 4 %
Spagna 8,7 % 20 % – 10 %
Francia 10,3 % 23 % – 14 %
Italia 5,2 % 17 % – 13 %
Cipro 2,9 % 13 % – 5 %
Lettonia 32,6 % 40 % 17 %
Lituania 15,0 % 23 % 15 %
Lussemburgo 0,9 % 11 % – 20 %
2
Ungheria 4,3 % 13 % 10 %
Malta 0,0 % 10 % 5 %
Paesi Bassi 2,4 % 14 % – 16 %
Austria 23,3 % 34 % – 16 %
Polonia 7,2 % 15 % 14 %
Portogallo 20,5 % 31 % 1 %
Romania 17,8 % 24 % 19 %
Slovenia 16,0 % 25 % 4 %
Repubblica slovacca
6,7 % 14 % 13 %
Finlandia 28,5 % 38 % – 16 %
Svezia 39,8 % 49 % – 17 %
Regno Unito 1,3 % 15 % – 16 %
Maggiori informazioni: http://ec.europa.eu/europe2020/pdf/targets_it.pdf
Pertanto: per la riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra la quota relativa all’Italia è pari
al -13% mentre per la Slovenia 4% (con riferimento alla DECISIONE N. 406/2009/CE DEL
PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 23 aprile 2009 concernente gli sforzi degli Stati
membri per ridurre le emissioni dei gas a effetto serra al fine di adempiere agli impegni della
Comunità in materia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020) (http://eur-
lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:140:0136:0148:IT:PDF)
Per le fonti rinnovabili la quota per le rinnovabili in Italia è del 17% mentre per la Slovenia è del
25% (con riferimento alla DIRETTIVA 2009/28/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del
23 aprile 2009 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e
successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE) (http://eur-
lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/HTML/?uri=CELEX:32009L0028&from=IT ),
3
2. Italia: suddivisione regionale degli sforzi in materia di fonti rinnovabili
Per l’Italia, a livello regionale la suddivisione degli impegni è definita nel decreto “DECRETO 15
marzo 2012 - Definizione e qualificazione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e
definizione della modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte
delle regioni e delle provincie autonome (c.d. Burden Sharing)” ed è sintetizzata nella tabella
seguente:
Note metodologica: con riferimento agli obiettivi di sviluppo previsti dal PAN 5 (Piano d’Azione
Nazionale), la ripartizione regionale delle FER (Fonti Energetiche Rinnovabili) prende in
considerazione esclusivamente le FER-E (energia elettrica) e le FER-C (per riscaldamento e
raffrescamento).
Per le FER-T (trasporto) e le FER-E estero, invece, non si dà luogo alla ripartizione regionale in
quanto:
- per le FER-T (prevalentemente biocarburanti), il perseguimento dell’obiettivo dipende in
via quasi esclusiva dal graduale aggiornamento del meccanismo di sostegno nazionale,
basato sull’obbligo di miscelazione di una quota minima di biocarburanti nella benzina e
nel gasolio immessi in consumo
- per le FER-E estero, il documento presentato dal Governo sulla produzione eccedentaria di
energia da fonti rinnovabili afferma che l’Italia intende avvalersi del trasferimento di FER
4
da altri Stati (in particolare di import di elettricità) e le azioni per conseguire tale obiettivo
sono sotto la responsabilità del governo.
3. Meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili
Prima di passare a descrivere il meccanismo di incentivazione che più ha maggiormente influenzato la crescita del fotovoltaico in Italia, il conto energia, vengono brevemente descritti altri meccanismi di incentivazione posti in essere per favorire la crescita delle fonti rinnovabili.
3.1. Certificati verdi
I Certificati Verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’energia
prodotta da un impianto qualificato IAFR (impianto alimentato da fonti rinnovabili), entrato in
esercizio entro il 31 dicembre 2012 ai sensi di quanto previsto dal D. lgs. 28/2011, in numero
variabile a seconda del tipo di fonte rinnovabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova
costruzione, riattivazione, potenziamento e rifacimento).
Il meccanismo di incentivazione con i Certificati Verdi si basa sull’obbligo, posto dalla normativa
a carico dei produttori e degli importatori di energia elettrica prodotta da fonti non
rinnovabili, di immettere annualmente nel sistema elettrico nazionale una quota minima di
elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili. L’obbligo può essere rispettato
in due modi: immettendo in rete energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili oppure
acquistando i Certificati Verdi dai produttori di energia “verde”.
Il possesso dei Certificati Verdi dimostra l’adempimento di questo obbligo: ogni Certificato Verde
attesta convenzionalmente la produzione di 1 MWh di energia rinnovabile. I Certificati Verdi
hanno validità triennale: quelli rilasciati per la produzione di energia elettrica in un dato anno
(anno di riferimento dei CV) possono essere usati per ottemperare all'obbligo anche nei successivi
due anni.
Il D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28, “di attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso
dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive
2001/77/CE e 2003/30/CE” ha riformato il sistema di incentivazione dell’energia elettrica da fonti
rinnovabili, prevedendo, tra l’altro, che l’attuale sistema di mercato basato sui certificati verdi
(CV) venga sostituito gradualmente da un sistema di tipo feed-in tariff.
3.2. Tariffa onnicomprensiva
La Tariffa Onnicomprensiva costituisce il meccanismo di incentivazione, alternativo ai Certificati
Verdi, riservato agli impianti qualificati IAFR (impianto alimentato da fonti rinnovabili), di potenza
nominale media annua non superiore ad 1 MW, o 0,2 MW per gli impianti eolici.
La tariffa viene riconosciuta per un periodo di 15 anni, durante il quale resta fissa, in funzione
della quota di energia immessa in rete, per tutti gli impianti che entrano in esercizio entro il 31
dicembre 2012.
La tariffa è detta “onnicomprensiva” in quanto il suo valore include una componente incentivante
e una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete.
Sino al termine del periodo di incentivazione, la tariffa costituisce l’unica fonte di remunerazione.
Terminato il periodo di incentivazione rimane naturalmente la possibilità di valorizzare l’energia
elettrica prodotta, alle condizioni economiche previste dall’articolo 13 del D.lgs. 387/03.
La Tariffa Onnicomprensiva, differenziata per tipologia di fonte utilizzata, secondo i valori indicati
dalla Tabella 3 allegata alla Legge Finanziaria 2008 è stata aggiornata dalla Legge 23/07/2009
n.99, come sotto riportata.
5
N. Fonte Tariffa
(€cent/kWh)
1 Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kW 30
3 Geotermica 20
4 Moto ondoso e maremotrice 34
5 Idraulica diversa da quella del punto precedente 22
6 Biogas e biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009
28
8 Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009
18
3.3. Conto energia
Il Conto Energia è il programma che incentiva in conto esercizio l'energia elettrica prodotta da
impianti fotovoltaici connessi alla rete elettrica.
E’ stato introdotto in Italia nel 2005, con il Decreto Ministeriale del 28 luglio 2005 (Primo Conto
Energia) ed è terminato con il Quinto Conto Energia regolato dal Decreto Ministeriale del 05 luglio
2012.
Hanno potuto beneficiare del Conto Energia le persone fisiche, le persone giuridiche, i soggetti
pubblici, gli enti non commerciali e i condomini di unità abitative e/o di edifici.
Si veda oltre per un’analisi dettagliata del conto energia.
3.4. Altre forme di agevolazioni
Il paragrafo desidera fornire una panoramica sulle forme di incentivazione che hanno contribuito
ad accelerare lo sviluppo e la diffusione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica negli
ultimi decenni.
3.5. Detrazioni fiscali
È possibile detrarre dall’Irpef (l’imposta sul reddito delle persone fisiche) una parte degli oneri
sostenuti per ristrutturare le abitazioni e le parti comuni degli edifici residenziali situati nel
territorio dello Stato. Alla realizzazione di interventi finalizzati al risparmio energetico è
equiparata a tutti gli effetti la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili. Pertanto, rientra tra i
lavori agevolabili l’installazione di un impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica,
in quanto basato sull’impiego della fonte solare e, quindi, sull’impiego di fonti rinnovabili di
energia (risoluzione dell’Agenzia delle Entrate n. 22/E del 2 aprile 2013).
Per usufruire della detrazione è necessario che l’impianto sia installato per far fronte ai bisogni
energetici dell’abitazione (cioè per usi domestici, di illuminazione, alimentazione di apparecchi
elettrici, eccetera) e, quindi, che lo stesso sia posto direttamente al servizio dell’abitazione.
La percentuale di detrazione, le modalità di richiesta dell’agevolazione ed i limiti di spesa
agevolabili sono stabiliti con specifici atti normativi annuali.
6
3.6. Cenni certificati bianchi
I certificati bianchi, anche noti come “Titoli di Efficienza Energetica” (TEE), sono titoli negoziabili
che certificano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali di energia attraverso
interventi e progetti di incremento di efficienza energetica.
Il sistema dei certificati bianchi è stato introdotto nella legislazione italiana dai decreti
ministeriali del 20 luglio 2004 e s.m.i. e prevede che i distributori di energia elettrica e di gas
naturale raggiungano annualmente determinati obiettivi quantitativi di risparmio di energia
primaria, espressi in Tonnellate Equivalenti di Petrolio risparmiate (TEP). Un certificato equivale
al risparmio di una tonnellata equivalente di petrolio (TEP).
Nonostante il meccanismo sia orientato a favorire l’efficienza energetica vi sono anche specifici
progetti relativi al settore fotovoltaico che possono beneficiare dei TEE. Vi è infatti una scheda
specifica relativa agli impianti fotovoltaici: scheda n. 7T:
http://www.autorita.energia.it/allegati/ee/scheda_7x.pdf
7
4. Approfondimento e storia del Conto Energia
Il meccanismo di incentivazione che più ha concorso alla diffusione e sviluppo della tecnologia
fotovoltaica in Italia è il cosiddetto Conto Energia rimasto attivo fino alla seconda metà del 2013.
Di seguito una sintetica cronologia dei meccanismi di incentivazione relativi al fotovoltaico
applicati in Italia dal 2005 al 2013.
2005 - 2006 Il Conto Energia è stato introdotto in Italia con la Direttiva comunitaria per le fonti rinnovabili (Direttiva 2001/77/CE), recepita con l’approvazione del Decreto legislativo 387 del 2003. Questo meccanismo, che premia con tariffe incentivanti l’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici per un periodo di 20 anni, è diventato operativo con l’entrata in vigore dei Decreti attuativi del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006 (Primo Conto Energia) che hanno introdotto il sistema di finanziamento in conto esercizio della produzione elettrica, sostituendo i precedenti contributi statali a fondo perduto destinati alla messa in servizio dell’impianto.
2007 - 2010 Con il D.M. del 19 febbraio 2007, cosiddetto Secondo Conto Energia, il Ministero dello Sviluppo Economico ha fissato nuovi criteri per incentivare la produzione elettrica degli impianti fotovoltaici entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2010. Tra le principali novità introdotte dal Secondo Conto Energia c’era l’applicazione della tariffa incentivante su tutta l'energia prodotta e non solamente su quella prodotta e consumata in loco, lo snellimento delle pratiche burocratiche per l’ottenimento delle tariffe incentivanti e la differenziazione delle tariffe sulla base del tipo di integrazione architettonica, oltre che della taglia dell’impianto. Veniva, inoltre, introdotto un premio per impianti fotovoltaici abbinati all’uso efficiente dell’energia.
2011 (primo semestre)
Nel 2010 è entrato in vigore il Terzo Conto Energia (D.M. 6 agosto 2010), applicabile agli impianti entrati in esercizio a partire dal primo gennaio 2011 e fino al 31 maggio 2011, che ha definito le seguenti categorie di impianti:
- impianti fotovoltaici (suddivisi in “impianti su edifici” o “altri impianti fotovoltaici”);
- impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;
- impianti fotovoltaici a concentrazione; - impianti fotovoltaici con innovazione tecnologica.
La legge 13 agosto 2010, n.129 (legge cosiddetta “salva Alcoa”) ha stabilito che le tariffe incentivanti previste per il 2010 dal Secondo Conto Energia potevano essere riconosciute a tutti i soggetti che avessero concluso l’installazione dell’impianto fotovoltaico entro il 31 dicembre 2010 e che fosse entrato in esercizio entro il 30 giugno 2011. La pubblicazione della Legge 129/10 ha di fatto prorogato fino al 30 giugno 2011 il periodo di operatività del secondo Conto Energia, inizialmente destinato ad esaurirsi alla fine del 2010 per effetto dell’entrata in vigore del terzo Conto Energia.
2011 (dopo 31 maggio 2011)
Il 12 maggio 2011 è stato pubblicato il D.M. 05/05/2011, che ha definito il meccanismo di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici riguardante gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 maggio 2011 (Quarto Conto Energia).
2012 Il D.M. 5 luglio 2012, cosiddetto Quinto Conto Energia, ha ridefinito le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica. Il Quinto Conto Energia ha cessato di applicarsi decorsi 30 giorni solari dalla data di raggiungimento del costo indicativo cumulato degli incentivi di 6,7 miliardi di euro l’anno, così come deliberato dall’AEEG.
8
4.1. Altre disposizioni e normative
Delibera n. 88/07 - Disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti
di generazione: http://www.autorita.energia.it/it/docs/07/088-07.htm
Delibera n. 89/07 - Condizioni tecnico economiche per la connessione di impianti di produzione
di energia elettrica alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi a tensione nominale
minore o uguale ad 1 kV: http://www.autorita.energia.it/it/docs/07/089-07.htm
Delibera n. 90/07 - Attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto
con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 19 febbraio 2007, ai fini
dell'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici:
http://www.autorita.energia.it/it/docs/07/090-07.htm
4.2. Certificazione dei moduli
I Decreti Interministeriali 19/02/07 e 06/08/10 (Secondo e Terzo Conto Energia) hanno stabilito
che, per accedere alle tariffe incentivanti, era necessario certificare la conformità dei moduli
fotovoltaici alle seguenti normative, in relazione alla specifica tecnologia utilizzata (silicio
cristallino, film sottile o fotovoltaico a concentrazione):
- CEI EN 61215: Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri - Qualifica
del progetto e omologazione del tipo;
- CEI EN 61646: Moduli fotovoltaici a film sottile per usi terrestri – Qualifica del progetto e
omologazione del tipo;
- CEI EN 62108: Moduli e sistemi fotovoltaici a concentrazione - Qualifica di progetto e
approvazione di tipo.
4.3. Primo conto energia
Il Primo Conto Energia (D.M. 28 luglio 2005, modificato dal D.M. 6 febbraio 2006), in sostituzione
del precedente sistema di incentivazione dell’energia fotovoltaica basato esclusivamente su
contributi in conto capitale riconosciuto sul costo di investimento ed erogato a livello regionale,
nazionale o comunitario sotto varie forme, prevede l’erogazione degli incentivi sulla base della
stessa energia prodotta, il cui surplus può essere venduto alla rete elettrica a tariffe incentivanti.
In sostanza, con l’attivazione del conto energia a partire dal mese di settembre 2005, anche ai
privati, alle famiglie e ai condomini è stato consentito di connettersi alla rete nazionale e vendere
a tariffe incentivanti la propria energia elettrica prodotta da pannelli fotovoltaici. Si tratta,
dunque, di un sistema di incentivazione volto a valorizzare direttamente la produzione e a
garantire un rientro in tempi ragionevoli dell’investimento senza gravare sul bilancio dello Stato,
ma ricorrendo ad un ridotto prelievo sulle bollette elettriche dei consumatori.
Il decreto 28 luglio 2005, diretto ad incentivare l’installazione di 500 MW di impianti fotovoltaici
(l'innalzamento della potenza complessiva incentivabile da 100 a 500 MW è stata disposta dal DM
6 febbraio 2006) ha posto come obiettivo nazionale di potenza cumulata da installare il
raggiungimento dei 1000 MW al 2015.
Ai sensi del DM 28 luglio 2005 soggetti destinatari dell’incentivazione, erogata per una durata di
20 anni, sono le persone fisiche e giuridiche, compresi i soggetti pubblici e i condomini di edifici,
responsabili della realizzazione e dell’esercizio degli impianti, che inoltrano domanda di scambio
sul posto dell’energia prodotta dai medesimi impianti fotovoltaici. L’accesso all’incentivazione è
consentito agli impianti di potenza nominale non inferiore a 1 kW e non superiore a 1000 kW
collegati alla rete elettrica, incluse le piccole reti isolate di cui all' art. 2, comma 17 del D.Lgs.
79/99, entrati in esercizio dopo il 30 settembre 2005 a seguito di nuova costruzione o rifacimento
totale o di potenziamento.
9
L’entità dell’incentivazione (tariffe per kWh), di cui è previsto un aggiornamento annuo, è
definita in base alla taglia dell’impianto; per le domande inoltrate a partire dal 2007 è prevista
una riduzione della tariffa del 5% (il DM 28 luglio 2005 fissava la riduzione al 2%).
Gli impianti di piccola taglia sotto i 20 kW di potenza possono optare per il servizio di scambio sul
posto o per la cessione in rete dell’energia prodotta.
Per gli impianti oltre i 20 kW di potenza, l’energia prodotta può beneficiare del:
- riconoscimento dell’incentivo ventennale proveniente dai kWh prodotti ed immessi in rete,
moltiplicati per la tariffa incentivante (da 0,460 a 0,490 €/kWh);
- ricavato della vendita delle eccedenze alla rete locale, ai prezzi definiti dall’Autorità con
la delibera n.34/05 con la quale sono fissate, ai sensi dell’ art. 13, comma 3, del D.Lgs.
387/03 anche le modalità e le condizioni di ritiro.
Per gli impianti con potenza superiore ai 50 kW, per i quali è prevista una tariffa massima, gli
incentivi sono attribuiti mediante un meccanismo di gara.
I costi dell’incentivazione degli impianti fotovoltaici non sono a carico dello Stato, ma sono coperti
con un prelievo sulle tariffe elettriche di tutti i consumatori (componente tariffaria A3).
Il D.M. 28 luglio 2005 è stato poi modificato e integrato dal decreto 6 febbraio 2006 del Ministro
delle attività produttive. Tra le principali novità introdotte dal decreto si segnalano:
- l'innalzamento della potenza complessiva incentivabile da 100 a 500 MW.
- l’introduzione di limiti di potenza annuale, per ciascuno degli anni dal 2006 al 2012 (60
MW per gli impianti di potenza non superiore a 50 kW e 25 MW per gli impianti di potenza
superiore a 50 kW) cui riconoscere le tariffe incentivanti;
- l’ammissione all’incentivazione anche degli impianti per la cui realizzazione siano utilizzati
moduli a film sottile che rispettino la Norma CEI 61646 (82-12) purché la domanda di
accesso alle tariffe incentivanti sia presentata da persone giuridiche.
- la possibilità riconosciuta agli impianti di potenza non superiore a 20 kW di optare per il
servizio di scambio sul posto o per la cessione in rete dell’energia prodotta. Nel primo caso
l’incentivazione è riconosciuta solo all’energia prodotta e consumata in loco;
- l’aggiornamento della tariffa iniziale secondo l’indice ISTAT dei prezzi al consumo per
famiglie ed operai; la decurtazione della tariffa annuale è del 5% annuo; la tariffa iniziale
di riferimento è quella comunicata nella lettera di accettazione;
- l’incremento del 10% delle tariffe incentivanti riconosciute qualora i moduli fotovoltaici
siano integrati in edifici di nuova costruzione ovvero in edifici esistenti oggetto di
ristrutturazione, come definiti all’ art. 3, comma 2 del D.Lgs. 192/2005.
4.4. Secondo conto energia (D.M. 19 febbraio 2007)
Con il decreto del Ministero dello sviluppo economico del 19 febbraio 2007 sono stati stabiliti nuovi
criteri e modalità di incentivazione dell’energia derivante da fonte fotovoltaica. Le modifiche più
significative, rispetto alla precedente disciplina, riguardano:
- la semplificazione dell’iter amministrativo con l’abolizione della fase istruttoria
preliminare all’ammissione alle tariffe incentivanti richiesta successivamente all’entrata
in servizio dell’impianto
- l’abolizione dei limite annuo di potenza incentivabile (introdotto dal D.M. 6 febbraio
2006), sostituito da un limite massimo cumulato della potenza incentivabile (1200 MW
più un periodo di moratoria di 14 mesi che salgono a 24 per i soggetti pubblici);
- una maggiore articolazione delle tariffe, con l’intento di favorire le applicazioni di piccola
taglia architettonicamente integrate in strutture o edifici;
10
- l’introduzione di un premio per impianti fotovoltaici abbinati all’uso efficiente
dell’energia;
- l’eliminazione del limite di 1000 kW, quale potenza massima incentivabile per un singolo
impianto e delle limitazioni all’utilizzo della tecnologia fotovoltaica a film sottile, molto
utilizzata nell’ambito dell’integrazione architettonica;
- obiettivo nazionale di potenza cumulata da installare innalzato a 3000 MW entro il
2016;
- certificazione energetica dell’edificio non più requisito per accedere alle tariffe
incentivanti, ma solo per accedere al premio aggiuntivo;
- applicazione della tariffa incentivante a tutta l’energia prodotta da impianti che hanno
adottato lo scambio sul posto, indipendentemente dal fatto che sia auto-consumata o
immessa in rete.
4.4.1. Requisiti per l’accesso all’incentivazione
Possono richiedere e beneficiare delle tariffe incentivanti le seguenti tipologie di soggetti
responsabili:
- le persone fisiche;
- le persone giuridiche;
- i soggetti pubblici;
- i condomini di unità abitative e/o di edifici.
Si ricorda che il soggetto responsabile dell’impianto è il soggetto responsabile dell’esercizio
dell’impianto che ha diritto, nel rispetto delle disposizioni del DM 19 febbraio 2007, a richiedere
e ad ottenere le tariffe incentivanti dal GSE.
Con il secondo conto energia, l’accesso agli incentivi è stato consentito gli impianti fotovoltaici:
- di potenza nominale non inferiore a 1 kW;
- conformi alle norme tecniche richiamate nell’allegato 1 al decreto ministeriale
19/02/2007;
- ricadenti nelle tre tipologie individuate all’art. 2 del decreto ministeriale 19/02/2007;
- collegati alla rete elettrica o a piccole reti isolate, caratterizzato da un unico punto di
connessione non condiviso con altri impianti;
- entrati in esercizio tra il 1° ottobre 2005 e il 13 aprile 2007 (data di entrata in vigore della
delibera AEEG n. 90/07) che non beneficino o abbiano beneficiato delle tariffe stabilite
con i decreti disciplinati il vecchio conto energia. In tal caso occorre trasmettere la
richiesta di con cessione della tariffa incentivante entro 90 giorni dalla data di entrata in
vigore della citata delibera dell'AEEG (art. 4 comma 8).
4.4.2. Iter autorizzativi per la costruzione degli impianti
In merito agli aspetti autorizzativi, relativamente agli impianti fotovoltaici, il DM 19 febbraio 2007
precisa che:
- per gli impianti per i quali non è necessari a alcuna autorizzazione è sufficiente la
dichiarazione di inizio attività (DIA).
- gli impianti di potenza non superiore a 20 kW e gli impianti parzialmente o totalmente
integrati non sono considerati “industriali” e non sono quindi soggetti alla verifica
ambientale regionale, purché non ubicati in aree protette;
- per gli impianti da realizzarsi in aree classificate agricole, non è necessaria la variazione
di destinazione d’uso dei siti.
11
4.4.3. Tariffe incentivanti
La tariffa incentivante che il Secondo Conto energia riconosce all’energia elettrica prodotta dagli
impianti fotovoltaici viene determinata in relazione alla classe di potenza, alla tipologie di
impianto e alla data di entrata in esercizio dell’impianto.
Il “Secondo conto energia” definisce, infatti tre tipologie d’integrazione ai fini della
determinazione della tariffa incentivante da riconoscere a ciascun impianto fotovoltaico (art. 2,
comma 1, lettere b1), b2) e b3) del decreto), di seguito illustrate: 1) impianto non integrato; 2)
impianto parzialmente integrato; 3) impianto con integrazione architettonica.
L’ impianto fotovoltaico non integrato, è l'impianto con moduli ubicati al suolo, ovvero con moduli
collocati sugli elementi di arredo urbano e viario, sulle superfici esterne degli involucri di edifici,
di fabbricati e strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione. L’ impianto fotovoltaico
parzialmente integrato, è l'impianto i cui moduli sono posizionati su elementi di arredo urbano e
viario, superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione
e destinazione. Per impianto fotovoltaico con integrazione architettonica si intende l'impianto
fotovoltaico i cui moduli sono integrati in elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne
degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione.
Le tariffe maggiori sono riconosciute ai piccoli impianti domestici, inferiori a 3 kW, che
risultano integrati architettonicamente. Le tariffe più basse sono invece riconosciute ai grandi
impianti non integrati architettonicamente. Le tariffe per gli impianti con integrazione
architettonica sono mediamente superiori del 21 per cento rispetto a quelle previste per gli
impianti non integrati e del 10,3 per cento rispetto a quelle previste per gli impianti con
integrazione parziale.
Le tariffe sono erogate per un periodo di venti anni, a decorrere dalla data di entrata in esercizio
dell’impianto.
Per gli impianti che sono entrati in esercizio tra il 1° gennaio 2009 e il 31 dicembre 2010, le tariffe
indicate nella tabella sono state decurtate del 2% per ciascuno degli anni di calendario successivi
al 2008, rimanendo poi costanti per il periodo di venti anni di erogazione dell’incentivo.
Le tariffe indicate in tabella sono incrementate del 5% nei seguenti casi, tra loro non cumulabili:
- impianti superiori ai 3 kW di potenza non integrati architettonicamente, il cui soggetto
responsabile acquisisca il titolo di autoproduttore ai sensi dell’ art. 2 del D.Lgs. n. 79 del
16 marzo 1999 ;
- impianti il cui soggetto responsabile è una scuola pubblica/paritaria o una struttura
sanitaria pubblica ;
- impianti integrati in edifici, fabbricati, strutture edilizie di destinazione agricola in
sostituzione di coperture in eternit o contenenti amianto; in questo caso la superficie
dell’impianto fotovoltaico potrà essere uguale oppure minore della superficie della
copertura di amianto bonificata;
- impianti i cui soggetti responsabili sono i Comuni con popolazione residente inferiore a
5000 abitanti come risultante dall’ultimo censimento ISTAT.
4.4.4. Ritiro dell’energia elettrica
Il decreto ministeriale 19 febbraio 2007 ha eliminato il trattamento differenziato per i soggetti
che si avvalgono dello scambio sul posto – previsto dal DM 28 luglio 2005 – ed ha riconosciuto anche
a questi ultimi la tariffa incentivante su tutta l’energia elettrica prodotta dall’impianto
fotovoltaico, indipendentemente dal fatto che sia auto-consumata o immessa in rete. Pertanto gli
incentivi del secondo conto energia sono destinati a tutta l’energia elettrica prodotta
12
dall’impianto fotovoltaico a prescindere dal fatto che i produttori abbiano scelto il servizio di
scambio sul posto (detto anche Net Metering) o cedano la propria produzione alla rete.
Il decreto, in particolare, prevede che l’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici fino a
20 kW possa beneficiare della disciplina dello scambio sul posto e possa usufruirne anche dopo il
termine del periodo di diritto alle tariffe incentivante (fissato in 20 anni). Per gli impianti che non
beneficiano della disciplina di scambio sul posto, l’energia prodotta, qualora sia immessa in rete,
viene ritirata dal gestore locale della rete elettrica ovvero ceduta sul mercato ai sensi dell’art.
13, comma 3, del D.Lgs. 397/03 (art. 8).
I benefici suindicati (sia per gli impianti che beneficiano dello scambio sul posto che di quelli che
non ne beneficiano) sono aggiuntivi rispetto alle tariffe del conto energia e al premio
riconosciuto.
4.4.5. Premio per l’uso efficiente di energia
Un’altra novità recata dal Secondo Conto energia è rappresentata dal premio abbinato all’uso
efficiente dell’energia negli edifici. Tale premio, che consiste in una maggiorazione percentuale
della tariffa riconosciuta, spetta agli impianti fotovoltaici fino a 20 kW, che alimentano utenze
di unità immobiliari o edifici ed operano in regime di scambio sul posto, qualora si effettuino
interventi di miglioramento delle prestazioni energetiche dell’edificio o unità immobiliare tali da
comportare una riduzione di almeno il 10% del relativo indice di prestazione energetica, cioè
del fabbisogno di energia primaria (climatizzazione invernale ed estiva, produzione di acqua calda,
illuminazione).
4.4.6. Cumulabilità degli incentivi
Le tariffe incentivanti previste dall’articolo 6 del D.M. 19 febbraio 2007 e il premio per gli impianti
abbinati ad un uso efficiente dell’energia (art. 7 del decreto) non si applicano all’elettricità
prodotta da impianti fotovoltaici per la cui realizzazione siano concessi incentivi pubblici
nazionali, regionali, locali o comunitari sia in conto capitale che in conto interessi eccedenti il
20% del costo dell’investimento. Da tale tetto restano escluse le scuole pubbliche o paritarie di
qualsiasi ordine e grado e le strutture sanitarie.
Inoltre la tariffa incentivante e il premio non sono cumulabili con:
- i certificati verdi
- titoli di efficienza energetica - certificati bianchi.
Non possono, inoltre, usufruire dell’incentivo e del premio gli impianti:
- realizzati ai fini del rilascio della certificazione energetica ( D.Lgs. 192/2005 e L. 296/2006
e succ. modif.) entrati in esercizi o in data successiva al 31 dicembre 2010;
- per i quali sia stata riconosciuta o richiesta la detrazione fiscale per gli interventi di
recupero del patrimonio edilizio (art 2, co. 5, L. 289/02 ).
4.5. Il Terzo conto energia (D.M. 6 agosto 2010)
Pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 197 del 24 agosto 2010 il decreto ministeriale 6 agosto 2010,
varato dal Ministero dello sviluppo economico di concerto con il Ministero dell'ambiente e della
tutela del territorio e del mare. Riformula, a partire dal 1° gennaio 2011 e fino al 31 maggio
2011 (dal 1° giugno ha trovato attuazione il Quarto Conto Energia, di cui al DM 5 maggio 2011),
il meccanismo e le tariffe incentivanti la produzione di energia elettrica con il fotovoltaico
(Conto Energia 2011/2013).
13
Tra le principali novità del decreto sul Terzo Conto energia che, come accennato, contiene la
revisione del regime di incentivi alla produzione di energia elettrica con il fotovoltaico, si
segnalano:
- la riduzione progressiva degli incentivi, in base alla potenza nominale degli impianti ed
alla data di attivazione; la riduzione che sarà più contenuta per gli impianti più piccoli ed
andrà progressivamente ad ampliarsi per quelli più grandi;
- specifiche maggiorazioni sulle tariffe incentivanti;
- nuove regole per il premio aggiuntivo previsto per l’uso efficiente dell'energia:
maggiorazione della tariffa fino al 30% per gli impianti in regime di scambio sul posto, in
grado di ridurre di almeno il 10% l’indice di prestazione energetica dell’edificio su cui sono
stati realizzati – da dimostrare con certificazione energetica – e del 5% per quelli che
sorgono in aree industriali, commerciali o discariche, cave, siti da bonificare o installati in
sostituzione di coperture in eternit;
- eliminazione della categoria impianti “parziale integrazione”;
Per gli impianti fotovoltaici ad alta integrazione architettonica e per quelli che sfruttano la
tecnologia del solare a concentrazione è previsto un sistema tariffario particolare, con erogazioni
più alte;
- individuazione di sei classi di potenza (invece dalle tre previste dal precedente conto
energia) per gli impianti solari fotovoltaici: da 1 a 3 kW, da 3 a 20 kW, da 20 a 200 kW, da
200 a 1000 kW, da 1000 a 5000 kW e oltre 5000 kW;
- aumento del limite complessivo di potenza incentivabile fino a 3000 kW (attualmente è
1200 kW), oltre a 200 MW per il fotovoltaico a concentrazione e 300 MW per gli impianti
integrati con caratteristiche innovative. Per il 2020 l’obiettivo è stato fissato a 8.000
MW;
- modifica della tempistica relativa alla procedura di accesso agli incentivi. Il termine
massimo per richiederne la concessione al GSE sale da 60 a 90 giorni. Il ritardo non
comporta, però la perdita del diritto agli incentivi;
- modalità esclusivamente telematica di invio della documentazione. Si confermano le
tariffe incentivanti fisse garantite per 20 anni, non soggette a rivalutazioni dovute
all’inflazione.
4.5.1. Campo di applicazione
Gli impianti rientranti nel campo di applicazione del decreto in esame sono i seguenti:
- solari fotovoltaici (distinti tra quelli realizzati sugli edifici e tutti gli altri);
- fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;
- a concentrazione;
- fotovoltaici con innovazione tecnologica.
Le disposizioni del decreto si applicano agli impianti rientranti nelle prime tre tipologie che
entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2010 e a quelli dell’ultima categoria entrati
in esercizio in data successiva all’entrata in vigore del decreto MISE di definizione delle relative
caratteristiche di innovazione tecnologica e dei requisiti tecnici (art. 14-bis).
4.5.2. Cumulabilità degli incentivi
Per quanto concerne la cumulabilità degli incentivi, le disposizioni sono previste dall’art. 5 del
decreto.
In particolare il decreto prevede la cumulabilità della tariffa incentivante con i seguenti incentivi:
14
- contributi in conto capitale in misura non superiore al 30% del costo di investimento per
impianti fotovoltaici realizzati su edifici aventi potenza nominale superiore a 3kW;
- contributi in conto capitale fino al 100% del costo di investimento per impianti fotovoltaici
che siano realizzati su scuole pubbliche o paritarie di qualunque ordine e grado ed il cui
soggetto responsabile sia la scuola ovvero il soggetto proprietario dell'edificio;
- contributi in conto capitale in misura non superiore al 30% del costo di investimento per
impianti fotovoltaici realizzati su edifici pubblici, ovvero su edifici di proprietà di
organizzazioni riconosciute non lucrative di utilità sociale che provvedono alla prestazione
di servizi sociali affidati da enti locali, ed il cui soggetto responsabile sia l'ente pubblico o
l'organizzazione non lucrativa di utilità sociale;
- contributi in conto capitale in misura non superiore al 30% del costo di investimento per
impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;
- contributi in conto capitale in misura non superiore al 30% del costo di investimento per
impianti fotovoltaici a concentrazione;
- finanziamenti a tasso agevolato erogati in attuazione dell'art. 1, comma 1111, della legge
27 dicembre 2006, n. 296.
Le tariffe incentivanti previste dal decreto non sono applicabili in caso di riconoscimento o di
richiesta di detrazioni fiscali. Inoltre non è consentito l’accesso alle suddette tariffe da parte dei
beneficiari dei precedenti conti energia. Infine si prevede l’applicazione delle condizioni di
cumulabilità di cui al DM 19 febbraio 2007 (secondo conto energia) per gli impianti fotovoltaici
per la cui realizzazione siano previsti o siano stati concessi incentivi pubblici di natura nazionale,
regionale, locale o comunitaria, in conto capitale o in conto interessi, a condizione che i bandi di
gara per la concessione degli incentivi siano stati pubblicati prima del 25 agosto 2010 e che gli
impianti entrino in esercizio entro il 31 dicembre 2011.
4.5.3. Soggetti beneficiari
Possono beneficiare delle tariffe incentivanti i seguenti soggetti:
- le persone fisiche;
- le persone giuridiche;
- i soggetti pubblici;
- i condomini di unità immobiliari ovvero di edifici.
Fanno eccezione gli impianti a concentrazione per i quali possono beneficiare degli incentivi
solamente le persone giuridiche e i soggetti pubblici.
4.5.4. Impianti solari fotovoltaici
Tariffe incentivanti
Possono beneficiare delle tariffe incentivanti gli impianti fotovoltaici, che entrano in esercizio a
seguito di interventi di nuova costruzione rifacimento totale o potenziamento, in esercizio in data
successiva al 31 dicembre 2010 ed in possesso dei seguenti requisiti:
a) potenza nominale non inferiore a 1 kW;
b) conformità alle pertinenti norme tecniche richiamate nell'allegato 1;
c) realizzati con componenti di nuova costruzione o comunque non già impiegati in altri
impianti
d) collegati alla rete elettrica o a piccole reti isolate, in modo tale che ogni singolo
impianto fotovoltaico sia caratterizzato da un unico punto di connessione alla rete, non
condiviso con altri impianti fotovoltaici (art. 7).
15
La tariffa è individuata sulla base della tabella A del decreto 6 agosto 2010 e di quanto disposto
dal comma 2 dell’art. 8, ed è riconosciuta per un periodo di venti anni, a decorrere dalla data
di entrata in esercizio dell'impianto.
Le tariffe incentivanti cambiano in funzione del tipo di impianto (impianti sugli edifici e altri
impianti), della potenza (gli impianti più piccoli risultano favoriti), del periodo, con un graduale
decremento degli incentivi.
Rispetto al precedente regime le taglie di potenza incentivabili passano da 3 a 6. Inoltre è
previsto che le tariffe decrescano a seconda del periodo di entrata in esercizio degli impianti
Premi
Specifiche maggiorazioni sulle tariffe incentivanti sono previste dagli articoli 9 e 10 del decreto.
In particolare l’articolo 9 prevede che gli impianti fotovoltaici del Titolo II ricadenti nella tipologia
“su edifici” e gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative (Titolo III), operanti
in regime di scambio sul posto e installati su edifici, possano beneficiare di un premio aggiuntivo
qualora siano abbinati a un uso efficiente dell’energia. Il premio, che può raggiungere il 30%
della tariffa base, è riconosciuto a decorrere dall’anno solare successivo alla data di
presentazione della richiesta e per il periodo residuo di diritto alla tariffa incentivante. Il diritto
al premio decade nel momento in cui l’impianto cessa di operare in regime di scambio sul posto.
Per i soli impianti di cui al Titolo II (solari fotovoltaici), le tariffe incentivanti di base, definite
nella Tabella A, possono essere incrementate percentualmente nel caso di specifiche tipologie
installative e applicazioni (articolo 10).
I premi sono i seguenti:
- il 5% per impianti non ricadenti nella tipologia “su edifici ubicati in zone classificate come
industriali, commerciali, cave o discariche esaurite, aree di pertinenza di discariche
esaurite o di siti contaminati (art. 240, D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152);
- il 5% per gli impianti classificati nella tipologia “su edifici”, operanti in regime di scambio
sul posto realizzati su edifici da Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti, dei
quali i predetti Comuni siano soggetti responsabili;
- il 10% in più per impianti classificati “su edifici che sostituiscono coperture in eternit o
contenenti amianto;
- il 20% di maggiorazione spettante in ciascun giorno in cui un l’impianto è parte di un
sistema con profilo di scambio prevedibile;
Gli impianti fotovoltaici i cui moduli costituiscono elementi costruttivi di pergole, serre, barriere
acustiche, tettoie e pensiline avranno diritto, inoltre, ad una tariffa pari alla media aritmetica fra
la tariffa per impianti fotovoltaiche realizzati su edifici e la tariffa per ‘altri impianti fotovoltaici’
(art. 8, commi 2 e 3).
Come precisato nella citata delibera attuativa dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, premi
aggiuntivi, di cui all’art.10 del decreto, non sono tra loro cumulabili e non sono cumulabili con il
premio previsto per impianti fotovoltaici abbinati a un uso efficiente dell’energia (art. 9 del DM).
4.5.5. Impianti fotovoltaici integrati
Particolari tariffe incentivanti sono previste per gli impianti fotovoltaici integrati, realizzati
con caratteristiche innovative e moduli e componenti speciali, sviluppati specificatamente per
integrarsi e sostituire elementi architettonici, di potenza nominale non inferiore a 1 kW e non
superiore a 5 MW.
Anche per la categoria degli impianti integrati - se operanti in regime di scambio sul posto - sono
previsti i premi di cui all’articolo 9 del decreto, in caso di interventi volti a migliorare l’efficienza
energetica degli edifici.
16
4.5.6. Impianti a concentrazione
Il decreto considera anche una nuova tecnologia, quella del fotovoltaico a concentrazione per
impianti da 1 kW fino a 5 MW. Per gli impianti fotovoltaici a concentrazione possono beneficiare
delle tariffe incentivanti le persone giuridiche e i soggetti pubblici: sono quindi esplicitamente
esclusi le persone fisiche e i condomini.
4.6. Quarto conto energia
Il Quarto Conto Energia è contenuto nel Decreto Ministeriale 5 maggio 2011. Il conto è entrato a
regime il 1 giugno 2011 ed è cessato il 26 agosto 2012.
Le principali novità di questo provvedimento sono state:
- Progressiva diminuzione delle tariffe incentivanti,
- Tariffe incentivanti omnicomprensive a partire dal 2013 per l’energia prodotta e immessa
in rete e tariffe premio per l’energia prodotta e auto-consumata
- Nuova definizione di “piccoli impianti”: sono considerati tali gli impianti realizzati su
edifici per potenze fino a 1000 kWp e altri impianti fino a 200 kWp in regime di scambio
sul posto.
- Incremento della tariffa incentivante di 5 cent/€ per kWh per impianti installati in
sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto.
- Incremento del 5% della tariffa incentivante realizzati da comuni con popolazione inferiore
a 5000 abitanti, dei quali i predetti comuni siano soggetti responsabili;
- Incremento del 10% della tariffa incentivante per impianti il cui costo di investimento, per
quanto riguarda la componentistica, non sia inferiore al 60% riconducile ad una produzione
europea.
- Incremento dal 5% al 30% della tariffa incentivante ai “piccoli impianti“ realizzati in edifici
che affrontano migliorie per uso efficiente dell’energia, attestato da regolare
certificazione energetica.
- Riduzione a 15 gg solari per la comunicazione al GSE per inoltro richiesta della tariffa
incentivante.
- Riduzione a 30 gg lavorativi per connessione alla rete da parte del gestore di rete, pena
un’ammenda calcolata secondo le norme dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
4.7. Quinto conto energia
Il DM 5 luglio 2012, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 159 del 10 luglio 2012, cosiddetto Quinto
Conto Energia, ridefinisce le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da
fonte fotovoltaica.
Le modalità di incentivazione previste dal Quinto Conto Energia si applicano a partire dal 27 agosto
2012, ovvero decorsi 45 giorni solari dalla data di pubblicazione della deliberazione
292/2012/r/efr (12 luglio 2012), con cui l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) ha
determinato, su indicazione del GSE, il raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli
incentivi pari a 6 miliardi di euro.
4.7.1. Accesso al meccanismo di incentivazione
Il Quinto Conto energia prevede due distinti meccanismi di accesso agli incentivi, a seconda della
tipologia d’installazione e della potenza nominale dell’impianto:
- accesso diretto
- accesso tramite Registro
17
Accesso diretto
Le seguenti categorie di impianti accedono direttamente alle tariffe incentivanti (“accesso
diretto”), inviando al GSE la richiesta di ammissione agli incentivi:
- impianti fotovoltaici di potenza fino a 50 kW realizzati su edifici con moduli installati in
sostituzione di coperture su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o
dell’amianto;
- impianti fotovoltaici di potenza non superiore a 12 kW, inclusi gli impianti realizzati a
seguito di rifacimento, nonché i potenziamenti che comportano un incremento della
potenza dell'impianto non superiore a 12 kW;
- impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative (BIPV) fino al raggiungimento
di un costo indicativo cumulato degli incentivi di 50 ML€;
- impianti fotovoltaici a concentrazione (CPV) fino al raggiungimento di un costo indicativo
cumulato degli incentivi di 50 ML€;
- impianti fotovoltaici realizzati da Amministrazioni Pubbliche mediante svolgimento di
procedure di pubblica evidenza, fino al raggiungimento di un costo indicativo cumulato
degli incentivi di 50 ML€;
- impianti fotovoltaici di potenza superiore a 12 kW e non superiore a 20 kW, inclusi gli
impianti realizzati a seguito di rifacimento, nonché i potenziamenti che comportano un
incremento della potenza dell'impianto superiore a 12 kW e non superiore a 20 kW, che
richiedono una tariffa ridotta del 20% rispetto a quella spettante ai pari impianti iscritti al
Registro.
Accesso tramite Registro
Tutti gli impianti che non ricadono tra le categorie sopra elencate, possono accedere agli incentivi
previa iscrizione in posizione utile in appositi Registri informatici, tenuti dal GSE, ciascuno dei
quali caratterizzato da un proprio limite di costo, individuato dal Decreto.
I bandi per i Registri, sono pubblicati dal GSE ogni sei mesi a partire dalla data di chiusura del
primo Registro e prevedono la presentazione delle domande di iscrizione entro i successivi 60
giorni. L'ammissione in graduatoria avviene se si rimane entro i seguenti limiti di costo:
- 1° Registro: 140 milioni di euro;
- 2° Registro: 120 milioni di euro;
- Registri successivi: 80 milioni di euro.
Le risorse disponibili, fatto salvo il raggiungimento del limite di costo indicativo cumulato annuo
di 6,7 miliardi di euro, da assegnare per ciascun Registro, possono essere incrementate e/o ridotte
secondo quanto previsto dall’art.3, comma 3 del DM 5 luglio 2012.
5. Cessazione del conto energia
Di fatto, il Quinto Conto Energia ha cessato di applicarsi il 6 luglio 2013, ovvero decorsi 30 giorni
solari dalla data di raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 6,7
miliardi di euro, comunicata dall'AEEG con la deliberazione 250/2013/R/EFR.
6. L’evoluzione delle Tariffe incentivanti
La trattazione, vista la complessità e la dinamicità con cui il meccanismo di incentivazione è
cambiato dal 2005 al 2013, verrà qui affrontata sinteticamente. Tuttavia Il capitolo intende fornire
una panoramica delle tariffe incentivanti proposte dai vari conti energia in modo da fornire al
lettore una panoramica della loro evoluzione.
18
6.1. Primo conto energia
Finanziamento in conto esercizio. La tabella seguente desidera fornire una panoramica sulle
tariffe applicate per le domanda relative al primo conto energia (domande 2005-2006).
Potenza [kW] Tariffa [€/kWh]
1 - 20 0,445
20 - 50 0,460
50 - 1000 0,490
L’aggiornamento delle tariffe incentivanti viene fatto annualmente sulla base del tasso di
inflazione (dato Istat) riferito ai dodici mesi precedenti. Maggiori informazioni:
http://www.autorita.energia.it/it/docs/riferimenti/decreto_050728.htm
6.2. Secondo conto energia
Le tariffe incentivanti del secondo conto energia sono illustrate nel decreto del 19 febbraio 2007:
http://www.autorita.energia.it/it/docs/riferimenti/decreto_070219.htm
La tabella seguente riassume le tariffe previste dal secondo conto energia. I valori sono in €/kWh
prodotto dall’impianto fotovoltaico.
[€/kWh] 1 2 3
Taglia di potenza dell’impianto
Impianto non integrato
Parzialmente integrato
Integrato
A) 1 P3 0.40 0.44 0.49
B) 3 0.38 0.42 0.46
C) P20 0.36 0.40 0.44
Decurtazione del 2% delle tariffe incentivanti riportate in tabella per gli impianti entrati in
esercizio dal 1° gennaio 2009 al 31 dicembre 2010.
6.3. Terzo conto energia
Il decreto ministeriale di riferimento per il terzo con energia è il seguente, 6 agosto 2010:
http://www.camera.it/temiap/temi16/dm%206%20agosto%202010.pdf
6.3.1. Impianti fotovoltaici non integrati e non a concentrazione
Il comma 1 dell’articolo 8 recita: Le tariffe incentivanti di cui al presente titolo si applicano agli
impianti solari fotovoltaici che entrano in esercizio a seguito di interventi di nuova costruzione,
rifacimento totale o potenziamento, in data successiva al 31 dicembre 2010.
19
6.3.2. Impianti fotovoltaici integrati
Per impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative, l’articolo 12 comma 1 recita:
Le tariffe incentivanti di cui al presente titolo si applicano agli impianti solari fotovoltaici integrati
con caratteristiche innovative che entrano in esercizio a seguito di interventi di nuova costruzione,
rifacimento totale o potenziamento, in data successiva al 31 dicembre 2010.
Per caratteristiche innovative si intende (articolo 11 comma 2):
Possono beneficiare delle tariffe incentivanti di cui al presente titolo gli impianti fotovoltaici che
utilizzano moduli e componenti speciali, sviluppati specificatamente per integrarsi e sostituire
elementi architettonici ed aventi i seguenti requisiti:
a) potenza nominale non inferiore a 1 kW e non superiore a 5 MW;
b) conformità alle pertinenti norme tecniche richiamate nell'allegato 1;
c) realizzati con moduli e componenti che rispondono ai requisiti costruttivi e alle modalità
di installazione indicate in allegato 4;
d) realizzati con componenti di nuova costruzione o comunque non già impiegati in altri
impianti così come stabilito dal decreto ministeriale 2 marzo 2009;
e) collegati alla rete elettrica o a piccole reti isolate, in modo tale che ogni singolo impianto
fotovoltaico sia caratterizzato da un unico punto di connessione alla rete, non condiviso
con altri impianti fotovoltaici.
La tabella seguente riassume le tariffe incentivanti per impianti fotovoltaici integrati con
caratteristiche innovative.
20
6.3.3. Impianti fotovoltaici a concentrazione
Per gli impianti a concentrazione le tariffe incentivanti sono illustrate dalla tabella seguente.
6.4. Quarto conto energia
L’articolazione delle tariffe incentivanti è piuttosto frammenta e si rimanda al documento
ufficiale del 5 maggio 2011
http://www.sviluppoeconomico.gov.it/images/stories/normativa/DM_PV_firmato.pdf per
approfondimenti.
Di seguito per semplicità e sintesi si riportano le tabelle delle tariffe incentivanti per i casi più
interessanti ai fini del progetto MODEF.
6.4.1. Impianti solari fotovoltaici
Per gli impianti al titolo I ovvero “Impianti solari fotovoltaici”, per i mesi di giugno, luglio e agosto
2011 le tariffe sono individuate dalla tabella 1.
Per i mesi da settembre a dicembre 2011 le tariffe sono individuate dalla tabella 2.
21
Per il primo e secondo semestre 2012 le tariffe sono individuate dalla tabella 3:
A decorrere dal primo semestre 2013 le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull’energia
immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia auto-consumata è attribuita una tariffa
specifica. Le nuove tariffe sono individuate dalla tabella 4.
22
Le riduzione programmate per i semestri successivi sono individuate dalla tabella 5 e sono
applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente.
6.4.2. Impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative
Per gli impianti al titolo III, ovvero “Impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative”
le tariffe previste dal quarto conto energia sono:
Le tariffe per gli impianti che entrano in esercizio a decorrere dal 1° giugno 2011 sono individuate
dalla tabella 6.
Le tariffe per il primo e secondo semestre del 2012 sono individuate dalla tabella 7.
A decorrere dal primo semestre 2013 le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull’energia
immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia auto-consumata è attribuita una tariffa
specifica. Le nuove tariffe sono individuate dalla tabella 8.
23
Le riduzione programmate per i semestri successivi sono individuate dalla tabella 9 e sono
applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente.
6.5. Quinto conto energia
Nel presente paragrafo sono riportate le tariffe incentivanti del cosiddetto quinto conto energia.
Poiché l’articolazione tariffaria è piuttosto complessa per approfondimenti si rimanda al
documento ufficiale
http://www.gse.it/it/Conto%20Energia/GSE_Documenti/Fotovoltaico/QuintoConto/HomePage/
DECRETO_5_LUGLIO_2012_QUINTO_CONTO_ENERGIA.PDF
Primo semestre
Impianti sugli edifici altri impianti fotovoltaici
Intervallo di potenza [kW]
Tariffa omnicomprensiva [€/MWh]
Tariffa premio sull'energia consumata in sito [€/MWh]
Tariffa omnicomprensiva [€/MWh]
Tariffa premio sull'energia consumata in sito [€/MWh]
1 <= P <= 3 208 126 201 119
3 < P <= 20 196 114 189 107
20 < P <= 200 175 93 168 86
200 < P < 1000
142 60 135 53
1000 < P <= 5000
126 44 120 38
P > 5000 119 37 113 31
24
Secondo semestre
Impianti sugli edifici altri impianti fotovoltaici
Intervallo di potenza [kW]
Tariffa omnicomprensiva [€/MWh]
Tariffa premio sull'energia consumata in sito [€/MWh]
Tariffa omnicomprensiva [€/MWh]
Tariffa premio sull'energia consumata in sito [€/MWh]
1 <= P <= 3 182 100 176 94
3 < P <= 20 171 89 165 83
20 < P <= 200 157 75 151 69
200 < P < 1000
130 48 124 42
1000 < P <= 5000
118 36 113 31
P > 5000 112 30 106 24
A titolo esemplificativo, si mettono a confronti le tariffe per una serie di impianti tipici installati
su edificio incentivati con il conto energia nelle sue varie versioni.
Potenza [kw]
I II* III** IV*** V****
3 0.445 0.40 0.391 0.274 0.182
20 0.46 0.40 0.36 0.247 0.171
100 0.49 0.36 0.341 0.233 0.157
* impianto non integrato; ** impianto non integrato, non a concentrazione, su edificio entrato in
funzione tra aprile 2011 e agosto 2011; *** impianto su edificio, entrato in funzione nel primo
semestre 2012; **** impianto su edificio, 2 semestre 2013, tariffa omnicomprensiva.
25
7. Meccanismi di incentivazione in Slovenia
Source: http://www.pv-tech.org/tariff_watch/slovenia e res-legal
In Slovenia l’obiettivo del 25% di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile entro il 2020 è
promosso attraverso tariffe incentivanti (RS 37/2009), tariffe premianti, prestiti e sovvenzioni.
Ad esempio i produttori di energia da fonti rinnovabili con impianti fino ad 1MW possono decidere
di venderla ad un presso prefissato e garantito (tariffa incentivante). In alternativa possono optare
per una tariffa premiante per la vendita dell’energia nel mercato libero. Per quanto riguarda i
prestiti e le sovvenzioni, essi sono gestiti dal Ministero delle Infrastrutture e della Pianificazione
Spaziale e dal Fondo Ambientale (Eko Slad)
Le tariffe, concesse per un massimo di 15 anni, sono calcolate su base mensile in forza del
meccanismo di digressione che impone, in base alla legge, una diminuzione dei costi di riferimento
del 2%
Le tariffe in vigore per il mese di Novembre 2014 sono le seguenti (allegato II punto 3 RS
37/2009), con una successiva riduzione mensile del 2%
Edifici che montano impianti fotovoltaici - Fino a 50 kWp: 0,09427 €/kWh
- Fino a 1 MWp: 0,08620 €/kWh
Altri impianti - Fino a 50 kWp: 0.08857 €/kWh
- Fino a 1 MWp: 0,08159 €/kWh
8. I risultati dei meccanismi di incentivazione
Nella sola Area Programma italiana, la potenza relativa alle installazioni di impianti fotovoltaici
soggetti ai meccanismi di incentivazione del “Conto Energia” è elencata nella seguente tabella
(da atlasole http://atlasole.gse.it/atlasole/ ):
P [kW] I II III IV V
FVG 2208,903 167955,13 39012,57 190785,4 64679,08
Ferrara 2463,791 42643,97 24559,97 93976,45 11178,42
Ravenna 1928,169 169762,5 34549,85 137357,1 20300,28
Padova 3186,907 120117,1 22309,03 120584,6 28096,57
Treviso 1571,286 118378,3 19438,93 112311,9 28641,79
Venezia 489,151 54403,23 9038,26 69252,35 19281,84
Rovigo 172,92 124060,5 17700,71 155596,4 8336,396
In riferimento a tutto il territorio nazionale, la distribuzione per capacità installata invece è
riassunta nella tabella seguente (aggiornamento luglio 2014 da www.gse.it
26
Una rappresentazione grafica della capacità installata durante il periodo di incentivazione,
suddivisa per tipologia di conto energia è fornita dalla figura seguente (aggiornamento luglio 2014
da www.gse.it):
I valori annuali degli incentivi riconosciuti e dell’energia prodotta dagli impianti ammessi al conto
energia (* 2014: dati incompleti).
27
Per la Slovenia i costi ed i risultati del meccanismo di incentivazione per il fotovoltaico e per altre
tecnologie è rappresentato nella figura seguente:
I dati si riferiscono al periodo gennaio – settembre 2014 e confrontandoli con lo stesso periodo
nell’anno 2013 ci sono leggere differenze computabili ad un leggero aumento della produzione da
fonte idroelettrica e da una minor generazione da biomassa.
Un prospetto di sintesi dei meccanismi di supporto alle fonti rinnovabili è riportato nella tabella
seguente.
Agevolazione Note
Detrazioni fiscali
Secondo http://www.agenziaentrate.gov.it/wps/file/Nsilib/Nsi/Home/Esempi/Guide+Fiscali+old/Ristrutturazioni+edilizie+le+agevolazioni+fiscali/Guida_ristrutturazioni_maggio+2014.pdf pagina 8 “Pertanto, rientra tra i lavori agevolabili l’installazione di un impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica, in quanto basato sull’impiego della fonte solare e, quindi, sull’impiego di fonti rinnovabili di energia (risoluzione dell’Agenzia delle Entrate n. 22/E del 2 aprile 2013).”
Certificati bianchi
Scheda n. 7 http://www.gse.it/it/CertificatiBianchi/GSE_Documenti/scheda_7T.pdf
Ritiro dedicato Cessione dell’energia al GSE che la remunera
Contratti bilaterali
Quantità di energia fornita e prezzo sono definiti dalle parti
Scambio sul posto
Il produttore di energia può immettere in rete l’energia prodotta e prelevarla in momenti diversi; il bilancio tra energia immessa e prelevata è ottenuto secondo una valorizzazione economica;
Finanziamenti Eventuali Bandi o contributi a tasso agevolato
GAS Gruppi di acquisto: aggregatori di domanda che riescono ad ottenere condizioni economiche particolarmente vantaggiose (prezzi inferiori per economia di scala)
28
9. Il fotovoltaico nei piani energetici regionali
Il Piano energetico regionale (PER) è lo strumento di pianificazione primaria e di indirizzo
fondamentale per le politiche energetiche regionali. Riveste un ruolo di primo piano nello sviluppo
socio-economico della regione, e per questo è essenziale il suo raccordo con la programmazione
economica regionale. Con la riforma costituzionale del Titolo Quinto è stato infatti affidata alle
Regioni la potestà legislativa concorrente su produzione, trasporto e distribuzione nazionale di
ogni forma di energia, lasciando allo Stato il potere di legiferare sui principi generali (sicurezza
nazionale, concorrenza, interconnessione delle reti, gestione unificata dei problemi ambientali).
La Regione ha quindi potuto utilizzare il proprio piano energetico per predisporre un progetto di
sviluppo del sistema energetico, coerente con lo sviluppo socio-economico e produttivo del suo
territorio.
Nel capitolo sono riportate le politiche e le strategie adottate a livello regionale per la
pianificazione e lo sviluppo della tecnologia fotovoltaica. Di seguito per ogni documento di
pianificazione si riportano i paragrafi più interessanti ai fini del progetto MODEF.
9.1. Fotovoltaico nel piano energetico regionale del Veneto
Il piano energetico regionale della Regione Veneto, i relativi aggiornamenti, commenti, modifiche
e integrazioni si possono consultare dalla pagina ufficiale del sito della Regione Veneto:
http://www.regione.veneto.it/web/energia/dettaglio-news?_spp_detailId=2593743
[…]
La Regione del Veneto, con la Legge regionale 8 luglio 2011, n. 13 (BUR n. 50/2011) art. 10, ha
delegato ai comuni la competenza al il rilascio dell’autorizzazione unica per l’installazione di
impianti solari e fotovoltaici, integrati e non integrati con potenza di picco fino ad 1 megawatt.
[…]
Il Consiglio Regionale, su proposta della Giunta, con deliberazioni n. 5 del 31 gennaio 2013, n. 38
del 2 maggio 2013 e n. 42 del 3 maggio 2013, ha individuato le aree e i siti non idonei alla
costruzione e all’esercizio degli impianti solari fotovoltaici con moduli ubicati a terra, degli
impianti per la produzione di energia alimentati da biomasse, da biogas e per la produzione di
biometano e degli impianti idroelettrici.
[…]
In sintesi i provvedimenti, individuano come non idonei, in ragione della loro particolare sensibilità
e/o vulnerabilità alle trasformazioni territoriali e paesaggistiche, i siti e le aree di seguito
sinteticamente elencati:
Impianti solari fotovoltaici con moduli ubicati a terra
- A - Siti inseriti nella Lista del Patrimonio mondiale dell’UNESCO;
- B - Zone di particolare interesse paesaggistico, ai sensi della Convenzione Europea del
Paesaggio;
- C - Zone umide di importanza internazionale designate ai sensi della Convenzione di
Ramsar;
- D - Rete Natura 2000;
- E - Aree naturali protette a diversi livelli, istituite ai sensi della L. n. 349/1991 e inserite
nell’elenco delle aree naturali protette;
- F - Geositi;
29
- G - Aree agricole interessate da produzioni agroalimentari di qualità (produzioni biologiche,
DOP, IGP, DOC, DOCG, produzioni tradizionali), art. 12, comma 7, D. Lgs. n. 387/2003;
- H - Aree ad elevata utilizzazione agricola, individuate dal PTRC adottato con D.G.R. n. 372
del 17 febbraio 2009.
9.1.1. Regimi di sostegno regionali:
9.1.1.1. POR 2007/2013
Il Programma Operativo Regionale 2007 – 2013, parte FESR, obiettivo “Competitività Regionale e
Occupazione” della Regione Veneto, approvato con decisione della Commissione Europea CE
(2007) 4247 del 07.09.2007, dedica l’Asse prioritario 2 interamente all’energia cui è assegnata la
somma di € 67.903.237,00. In connessione con la priorità 3.1.1 del Quadro Strategico Nazionale
“Promuovere le opportunità di sviluppo locale attraverso l’attivazione di filiere produttive
collegate all’aumento della quota di energia da fonti rinnovabili e al risparmio energetico”, tale
Asse prevede come obiettivo specifico “Sviluppare le fonti energetiche rinnovabili e migliorare
l’efficienza energetica” e come obiettivo operativo, in particolare, “Ridurre il consumo energetico
e aumentare la produzione energetica da fonte rinnovabile”.
In conformità alla priorità individuata dall’art. 5.2.c del Regolamento CE n. 1080/2006 del
Parlamento Europeo e del Consiglio del 5 luglio 2006 attraverso la Linea d’intervento 2.1
“Produzione di energia da fonti rinnovabili ed efficienza energetica” si sviluppano tre azioni
dirette, da un lato, alla produzione di energia da fonti rinnovabili, dall’altro, al risparmio
energetico.
In particolare:
- l’Azione 2.1.1 è finalizzata a incentivare gli investimenti nel settore della produzione
di energia da fonti rinnovabili.
- L’Azione 2.1.2 è finalizzata ad incentivare gli investimenti diretti, oltre al miglioramento
energetico degli edifici pubblici non residenziali esistenti, anche alla realizzazione di reti
di teleriscaldamento.
- L’Azione 2.1.3 è diretta alla costituzione di un fondo di rotazione per investimenti
realizzati da piccole medie imprese (PMI) finalizzati al contenimento dei consumi
energetici.
Per quanto riguarda la programmazione energetica, per la Regione Veneta al 2020 la quota di
energia elettrica attesa da generazione fotovoltaica vale:
30
Il potenziale energetico della fonte solare sfruttata mediante conversione fotovoltaica, nel PEAR,
è stimato essere di:
Il potenziale teorico della fonte solare fotovoltaico è stato calcolato secondo la metodologia
disponibile nell’allegato C e valutato pari a 503,9 ktep, pari a circa il 20% del fabbisogno di
energia elettrica della Regione del Veneto all’anno 2010.
[…]
Gran parte del potenziale ipotizzato è già stato raggiunto, infatti:
Sulla base dello sviluppo di tale tecnologia a seguito degli incentivi introdotti dal “conto energia”
è stato ipotizzato un aumento della capacità produttiva tale da raggiungere al 2020 una
produzione elettrica di 2.158 GWh, ovvero 185,6 ktep. Tale potenziale deriva parte dagli
impianti già installati sotto il regime di agevolazione, impianti che al 2012 realizzano
complessivamente una potenza installata pari a 1.441 MW per una generazione annuale di
energia pari a 1.585 GWh ovvero 136,3 ktep. Ne consegue che il 73% del potenziale individuato
al 2020 è già stato realizzato, mentre si stima che 27% sarà raggiunto mediante una crescita annua
del settore pari al 3,75%. Le stime compiute prevedono uno sviluppo differenziato in funzione
della taglia dell’impianto.
[…]
Viene presentato un approfondimento circa la generazione di energia elettrica da fonte
fotovoltaica a livello provincia per la Regione del Veneto. Nella tabella che segue è riportata la
distribuzione provinciale della potenza installata in impianti fotovoltaici per classi di potenza dal
2006 al 2011.
31
32
9.2. Piano energetico regionale FVG
Pagina di accesso: http://www.regione.fvg.it/rafvg/cms/RAFVG/ambiente-
territorio/energia/FOGLIA111/
Il Piano energetico regionale (PER) del Friuli Venezia Giulia, approvato con Decreto del Presidente
della Regione 21 maggio 2007, n. 0137/Pres. (Legge regionale 30/2002, art. 6), fornisce un quadro
completo della disponibilità energetica regionale potenziale (fonti convenzionali,
infrastrutture energetiche, fonti rinnovabili) e definisce gli obiettivi di politica energetica
regionale.
Il Piano delinea una sintesi degli scenari globali di domanda ed offerta, indica gli investimenti
necessari per la realizzazione di impianti di interventi energetici programmati, e prevede per ogni
tipologia di fonte rinnovabile e per ogni settore di risparmio energetico, una percentuale di
incentivazione pubblica al fine di rendere sufficientemente attraente l’investimento privato e al
fine di avviare gli investimenti del mercato
Per attuare il Piano secondo gli obiettivi indicati e secondo le azioni selezionate vengono previste
specifiche schede di programmi operativi riguardanti gli adempimenti di diverse Direzioni centrali
della Regione, competenti per materia. Le schede danno attuazione sia alle azioni di
incentivazione pubblica (azioni da scenario programmato), sia alle azioni comunque derivanti dagli
obiettivi fissati (azioni derivate).
[…]
Considerando la possibilità concessa dal legislatore nazionale di cumulare la tariffa incentivante
(conto energia) con contributi in conto capitale nella misura massima del 20% del costo
d’investimento, si ritiene che vi sia lo spazio, per la pubblica amministrazione, per favorire
ulteriormente lo sviluppo del settore. In alternativa, nel caso in cui non ci si avvalga delle tariffe
incentivanti previste dal conto energia, è possibile usufruire di contributi anche di entità maggiore
del limite del 20%. In uno scenario di sviluppo desiderato quindi è ipotizzabile una crescita ancora
più spinta della tecnologia fotovoltaica fino al raggiungimento di una potenza installata di 30 MW.
Le ipotesi formulate sono sintetizzate nella seguente tabella.
Interessante osservare la volontà della regione a promuovere la tecnologia fotovoltaica infatti:
33
Quale ricaduta dell’incremento delle installazioni di impianti fotovoltaici nel territorio regionale
si presume che possa svilupparsi una realtà imprenditoriale per la produzione di celle fotovoltaiche
anche sulla base dell’appoggio che il sistema scientifico e tecnologico della Regione può
garantire.
[…]
Sarebbe auspicabile includere il settore fotovoltaico in un programma pluriennale di ricerca,
innovazione e trasferimento tecnologico, raccogliendo le istanze già avanzate da parte di realtà
produttive regionali, con la finalità non solo di rendere autosufficiente nel medio-lungo periodo
l’approvvigionamento di impianti, ma anche quello di creare sinergie con altre regioni italiane o
confinarie che hanno manifestato la volontà di collaborare.
L’istanza è avvalorata dalla constatazione che esistono istituti di ricerca che potrebbero
supportare e accompagnare lo sviluppo di un settore industriale ad alta qualificazione
tecnologica.
Parallelamente, in questo progetto, appare sempre più interessante l’identificazione di siti e
realtà territoriali presenti in regione Friuli Venezia Giulia che più di altre si manifestano idonee
per lo sfruttamento della risorsa. Occorre in concreto superare l’attuale limite di alcuni strumenti
finanziari (programma “10.000 tetti fotovoltaici”) che vincolano le applicazioni agli edifici
esistenti. Già il D.lgs 387/2003 e successivi decreti applicativi hanno superato questo limite. Di
rilievo appare la possibilità di sviluppare la tecnologia presso le realtà agricole e rurali che
dispongono di superfici (edifici, terreni, ecc.), talvolta non utilizzati per altri scopi.
[…]
Il piano prosegue stimando i costi per raggiungere gli scenari desiderati:
Si assume appunto che la differenza fra i valori energetici ricavati dagli scenari spontaneo e
desiderato, relativamente a fonti rinnovabili e risparmio energetico, venga colmata dagli operatori
del libero mercato a fronte di interventi incentivanti pubblici che, agendo in percentuale sugli
investimenti, fungano da leva per l’avvio e il funzionamento di un sistema energetico regionale
che consenta il raggiungimento di quei valori.
34
9.3. Regione Emilia Romagna
La pagina che raccoglie e cataloga le informazioni, aggiornamenti e documenti relativi al piano
energetico regionale si raggiunge dal link seguente: http://energia.regione.emilia-
romagna.it/entra-in-regione/programmazione-regionale/piano-energetico-regionale
I punti chiave del Piano energetico regionale (Per) della Regione Emilia-Romagna derivato dalla
Legge regionale n. 26 del 23 dicembre 2004 (prima in Italia ad affrontare, a livello regionale, la
complessità della questione energetica) sono essenzialmente: uso efficiente dell’energia,
risparmio energetico, sviluppo delle fonti rinnovabili, riqualificazione del sistema elettrico. E
ancora, nuove tecnologie nell’industria, certificazione energetica degli edifici, sviluppo dei servizi
di energy management.
Il Piano definisce degli obiettivi di risparmio energetico nei diversi settori (il settore residenziale
contribuisce per un terzo, il settore dei trasporti per il 40%, l’industria per il 25%) e ha previsto
un primo stanziamento regionale di 90 milioni di euro in tre anni (2008-2010).
[…]
35
Sul fronte della produzione energetica la strada indicata è quella di sviluppare le fonti rinnovabili
(fotovoltaico, eolico, idroelettrico, geotermia, biomasse) e gli impianti di "generazione distribuita"
ad alta efficienza basati sulla tecnologia della cogenerazione di piccola taglia e del
teleriscaldamento.
[…]
La Regione dà attuazione al Piano Energetico Regionale attraverso atti legislativi, normativi e
regolamentari oltre all’utilizzo coordinato degli strumenti pubblici di intervento ed incentivazione
promossi a livello regionale e locale.
[…]
In particolare compete alla Regione: predisporre Linee Guida Regionali per indirizzi ai Comuni
in merito all'inserimento di impianti di produzione energetica nel territorio per il rispetto del
paesaggio e per l'installazione di impianti di produzione energetica e di climatizzazione invernale
ed estiva, di pannelli solari termici e fotovoltaici, come per gli impianti per la
telecomunicazione, nel contesto urbano e in particolare su edifici e in zone soggette a particolari
tutele per evitare interventi invasivi;
[…]
a) Fotovoltaico
L’intervento si propone il raggiungimento dell’obiettivo regionale di valorizzazione dell’energia
fotovoltaica. L’intervento riguarderà i seguenti aspetti:
- strumenti di regolazione urbanistica ed edilizia;
- procedure amministrative;
- ricerca, innovazione, sperimentazione ed dimostrazione;
- linee guida e programmi informativi;
- sistema degli incentivi, ad integrazione delle misure predisposte a livello nazionale.
Ai fini dell’accesso alle provvidenze regionali, si dovrà prevedere l’installazione degli impianti su
superfici edificate. Le valutazioni concernenti l’eventuale impossibilità tecnica di utilizzare
superfici edificate dovrà essere dettagliatamente illustrata nella relazione tecnica a corredo del
progetto. L’aver adempiuto a tale previsione costituisce requisito per l’ammissibilità ai contributi
regionali.
[…]
Sono stati previsti dei contributi:
Misura 2. 2. Contributi per la realizzazione di impianti fotovoltaici e contributi regionali, anche
aggiuntivi a quelli nazionali, per l'applicazione di pannelli solari fotovoltaici su edifici pubblici
destinati all'utilizzo dell'energia prodotta da parte di enti e società dedite ad attività sociali,
culturali, sportive e sanitarie senza finalità di lucro.
Analizzando il documento del Piano Energetico Regionale “Secondo piano triennale di attuazione
del Piano Energetico Regionale 2011-2013” (http://energia.regione.emilia-
romagna.it/documenti/2013/pta-2011-2013/at_download/file/Secondo_piano_attuativo_PER-
1%5B1%5D.pdf ) è possibile fare un confronto tra quanto previsto nel piano e quanto è stato
effettivamente realizzato. Un estratto del documento riporta:
Per quanto riguarda le fonti rinnovabili, in Emilia-Romagna si è verificato negli ultimi anni un
significativo incremento della potenza installata, soprattutto in riferimento agli obiettivi del PER.
Nella valorizzazione delle fonti rinnovabili, gli sforzi si sono concentrati in particolare sui settori
delle biomasse e del fotovoltaico, grazie anche agli incentivi messi in campo a livello nazionale
36
quali i Certificati Verdi e il Conto Energia. Un quadro sintetico del grado di raggiungimento degli
obiettivi fissati dal PER e dei risultati conseguibili alla fine del 2010 è mostrato nella tabella che
segue.
Gli obbiettivi del PER per il 2010 sono stati ampiamente superati. Da evidenziare che a volte il
raggiungimento, superamento o meno di traguardi dipendono da fattori esterni al contesto
individuato dal PER.
In particolare per il 2013 il piano prevedeva:
37
L’obiettivo per il 2013 era pari a installazioni per circa 600 – 850 MW. Considerando il rapporto
fotovoltaico
(http://www.gse.it/_layouts/GSE_Portal2011.Structures/GSEPortal2011_FileDownload.aspx?File
Url=http://www.gse.it//it/Dati%20e%20Bilanci//GSE_Documenti%2fosservatorio+statistico%2fIl+
Solare+fotovoltaico+2012+-+web+def.pdf&SiteUrl=http://www.gse.it//it/Dati%20e%20Bilanci/ )
del GSE si vede che già alla fine del 2012 in Emilia Romagna vi era una capacità installata di 1610
MW per 44940 impianti con una taglia media di circa 36 kW; la capacità installata è circa doppia
rispetto all’obiettivo del PER.
Rimane da raggiungere l’obiettivo per il 2020 previsto di circa 2000-2500 MW di fotovoltaico (come
descritto nella tabella seguente estratta dal PER). Nonostante la decelerazione che si riscontra a
seguito delle modifiche dei meccanismi di supporto ed incentivazione, l’obiettivo al 2020 sembra
raggiungibile ache tenendo in considerazione che a dicembre 2014 la capacità installata nella
Regione Emilia Romagna è pari a 1775 MW (fonte atlasole: http://atlasole.gse.it/atlasole/ dati
aggiornati giornalmente).
38
39
10. Altre forme di incentivazione locale in Italia
Le competenze nell’ambito della pianificazione energetica subiscono un ulteriore suddivisione in
quanto le province e i comuni elaborano ulteriori documenti di indirizzo. A titolo di esempio si
riportano i link ai piani energetici provinciali delle provincie interessate dal progetto MODEF per
la regione Emilia Romagna:
provincia di Ravenna: http://www.provincia.ra.it/Argomenti/Ambiente/Energia/Piano-
Energetico-Provinciale
provincia di Ferrara:
http://www.provincia.fe.it/sito?doc=F1C0A02F847F9F26C12579030033F089
A livello comunale, i comuni con più di 50.000 abitanti devono redarre il “Piano Energetico
Comunale (PEC)”. Senza pretesa di completezza, si riportano i link ai PEC del comune di Ravenna:
http://www.comune.ra.it/Aree-Tematiche/Ambiente-Territorio-e-Mobilita/Ambiente-e-
Sostenibilita/Energia/Piano-Energetico-Comunale
Iniziative simili vengono attuate anche nei comuni minori che attraverso l’adesione al movimento
europeo del “Patto dei Sindaci” si impegnano a ridurre le proprie emissioni di gas ad effetto serra
mediante attività di utilizzo razionale dell’energia e generazione della stessa sfruttando le fonti
rinnovabili. In Europa a dicembre 2014 i comuni (o associazioni locali) aderenti sono circa
all’iniziativa sono 6175.
Maggiori informazioni si trovano nel sito: http://www.pattodeisindaci.eu/index_it.html
40
11. I servizi delle banche alle imprese
Nel presente capitolo brevemente sono riportate alcune considerazioni riguardanti la convenienza
economica di investimenti in ambito fotovoltaico. Dapprima viene brevemente descritta una
modalità di finanziamento attiva durante il periodo di incentivazione con conto energia. Terminato
il regime di incentivazione della tecnologia fotovoltaico, il settore grazie al notevole calo dei costi
dell’impianto vede la nascita di nuovi modelli finanziari. Nella seconda parte del capitolo si
descrive una semplice metodologia per eseguire un’analisi tecnico economica di un investimento
in tecnologie fotovoltaiche.
11.1. Cessione del credito
Durante il regime del Conto Energia, la formula di cessione del credito da parte del GSE
direttamente agli istituti di credito, bastava per ricoprire le garanzia; molti impianti venivano
finanziati al 100%. Questa soluzione era conveniente sia per le banche che per il proprietario
dell’impianto, infatti per la banca che erogava il mutuo fotovoltaico i soldi erano garantiti e
protetti da un preventivo contratto statale con il GSE della durata di 20 anni. Per il proprietario
dell'impianto fotovoltaico l'importo, seppur maggiorato con gli interessi del caso da corrispondere
alla banca che andava ad erogare il mutuo fotovoltaico, veniva ammortizzato dall'incentivo statale
dopo circa 15 anni (periodo medio, calcolato con i costi impianto presenti durante il meccanismo
di incentivazione). Rimaneva perciò un periodo in cui la rendita dell’impianto fotovoltaico restava
al proprietario dell’impianto.
Ora che il regime di incentivazione è terminato e conseguentemente anche la cessione del credito,
il ruolo delle banche e degli enti di credito è ancora più importante al fine di sostenere le
dinamiche di sviluppo della tecnologia iniziate e sostenute dal regime di incentivazione.
11.2. La situazione attuale
Il cliente che si rivolge all’istituto di credito trova dei prodotti finanziari estremamente
diversificati tra loro le cui condizioni inoltre variano da istituto a istituto. Inoltre le specifiche
condizioni applicate realmente ai richiedenti variano profondamente a seguito di valutazioni
puntuali da parte della banca.
Le principali caratteristiche dei prodotti finanziari si possono riassumere in:
il limite massimo erogabile;
le modalità ammesse per estinguere il mutuo;
coloro i quali possono ricevere il mutuo;
la durata del mutuo;
i tassi di interesse.
Generalmente, alla stipula del contratto di mutuo con l'istituto di credito il cliente deve anche
sostenere una serie di ulteriori costi riguardanti solitamente:
le eventuali perizie tecniche;
gli adempimenti notarili;
l'assicurazione immobiliare.
Particolarmente interessanti sono i mutui chirografari che in particolari condizioni sono concessi
per investimenti in ambito energetico.
Cosa è un mutuo chirografario
Con il contratto di mutuo chirografario la banca consegna al cliente una somma di denaro dietro
impegno da parte del cliente medesimo di rimborsarla, unitamente agli interessi, secondo un piano
41
di ammortamento definito al momento della stipulazione del contratto stesso. Nel mutuo
chirografaro non è prevista garanzia ipotecaria, ma viene richiesta la garanzia personale del
richiedente o di terzi.
Il rimborso avviene mediante il pagamento periodico di rate, comprensive di capitale e interessi,
secondo un tasso che può essere fisso, variabile, misto o di due tipi. Le rate possono essere mensili,
trimestrali, semestrali o annuali.
La tabella desidera fornire una indicazione di massima di cosa offre il mercato del credito. Ogni
investimento otterrà condizioni e vincoli che dipendono dalla situazione creditizia del cliente e
da altri parametri che variano per ogni istituto di credito.
42
Esempi di prodotti finanziari dedicati ad investimenti in ambito energetico e fotovoltaico.
BANCA MODALITA' FINANZIAMENTO FOTOVOLTAICO
IMPORTO FINANZIABILE
DURATA
PRESTITO CHIROGRAFARO
PRESTITO CHIROGRAFARO
MUTUO MUTUO
A TASSO FISSO A TASSO INDICIZZATO
A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
BANCA MARCHE
A) Unica soluzione con eventuale concessione periodi differimento piano di ammortamento e quindi pagamento 1^ rata dopo massimo 6 mesi; B) Unica soluzione con eventuale concessione periodo di preammortamento pari ad un massimo di 6 mesi; C) A stato avanzamento lavori
INTERO IMPORTO NECESSARIO
MASSIMO 20 ANNI
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 11,278% TAEG = 13,110%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 9,365% TAEG = 10,969%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso TAEG = 9,365%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = Variabile TAEG = 7,647%
A TASSO FISSO (ammortamento differito)
A TASSO INDICIZZATO (ammortamento differito)
A TASSO FISSO (ammortamento differito)
A TASSO VARIABILE (ammortamento differito)
FINANZIABILE 100€ IMPORTO
MASSIMO 20 ANNI
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 11,528% TAEG = 12,646%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 9,615% TAEG = 10,688%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso TAEG = 9,112%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = Variabile TAEG = 7,548%
BANCA PADOVAN
MINIMO 5.000 €
MINIMO 2 ANNI MASSIM
------ ------ A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
43
A CRED. COOP.
MASSIMO 20.000 €
O 7 ANNI
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso TAEG = 10,43%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = Variabile TAEG = non precisato
BNL Investimento minimo di capitale proprio pari al 10% - FINANZIAMENTO IMPIANTO "CHIAVI IN MANO" CON SALDO AL COLLAUDO
FINANZIABILE SINO AL 90% DELL'INTERO IMPORTO
MINIMO 5 ANNI MASSIMO 20 ANNI
A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso (8,50%) TAEG = 8,695%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = Variabile TAEG = 6,654%
CARIPARMA
"ENERGICAMENTE GRAN PRESTITO"
MINIMO 100.000 € MASSIMO 5.000.000 €
MINIMO 19 MESI MASSIMO 20 ANNI
TASSO FISSO TASSO VARIABILE A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
FINANZIABILE IL 100%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 9,365% TAEG = 11,232%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = variabile TAEG = 9,84%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso TAEG = 8,636%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = Variabile TAEG = 7,23%
BANCA SELLA SPA
"FINANZIAMENTO ENERGIA PULITA"
INTERO IMPORTO NECESSARIO
MASSIMO 15 ANNI
A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
44
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso (10%) TAEG =12,08%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = Variabile TAEG = 10,25%
INTESA SAN PAOLO
"FINANZIAMENTO ENERGIA BUSINESS"
MINIMO 20.000 € MASSIMO 500.000 €
MINIMO 2 ANNI MASSIMO 15 ANNI
A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
FINANZIABILE IL 100%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso (12,22%) TAEG =15,712%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 11,619% TAEG = 10,25%
MONTE PASCHI SIENA
"FINANZIAMENTO WELCOME ENERGY"
FINANZIABILE SINO AL 80% DELL'INTERO IMPORTO
A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
MASSIMO 600.000 €
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = fisso TAEG = non precisato
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 7,345% TAEG = 13,51%
UNICREDIT BANCA
FINANZIAMENTO FOTOVOLTAICO
MINIMO 10.000 € MASSIMO NON PRECISATO
A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
45
BANCA ETICA
"ENERGIA EFFICIENTE" FINANZIABILE SINO AL 100% SINO A 75.000 € - SINO ALL'80% PER IMPORTI SUPERIORI
MINIMO 19 MESI MASSIMO 10 ANNI
TASSO RIVEDIBILE
TASSO VARIABILE TASSO RIVEDIBILE
TASSO VARIABILE
Tasso di interesse = rivedibile TAEG FISSO = 8,40% TAEG VARIABILE = 7,39%
Tasso di interesse = 4,77% TAEG VARIABILE = 5,51%
Tasso di interesse fisso = 6,20% Tasso di interesse variabile = 5,27% TAEG FISSO = 7,29% TAEG VARIABILE = 6,29%
Tasso di interesse = 4,27% TAEG VARIABILE = 5,22%
UNIPOL BANCA
MUTUI E PRESTITI IMPIANTI FOTOVOLTAICI SOLO PER IMPRESE AGRICOLE
MINIMO 19 MESI MASSIMO 20 ANNI
TASSO FISSO TASSO VARIABILE A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 11,70% TAEG =13,07%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 10,35% TAEG = 11,64%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 9,20% TAEG = 10,46%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 8,35% TAEG = 9,03%
BANCA POP. EMILIA ROMAGNA
FIN. HELIOS AZIENDE - NUOVA ENERGIA PER IL FUTURO
MINIMO 5.000 € MASSIMO 4.000.000 €
MINIMO 36 MESI MASSIMO 15 ANNI
TASSO FISSO TASSO VARIABILE A TASSO FISSO A TASSO VARIABILE
FINANZIABILE IL 100% FINO A 250.000€ - FINANZIABIL
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse = 2,50% TAEG = 2,90%
Ammortamento a rate variabili Tasso di interesse =2,50% TAEG = 2,91%
46
E L' 80 % OLTRE I 250.000 €
BANCA POPOLARE VICENZA
FINANZIAMENTO CREDITO SOLARE
MASSIMO 5.000.000 €
MASSIMO 20 ANNI
TASSO FISSO A TASSO FISSO
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 12,05% TAEG =13,31%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 10,40% TAEG = 11,45%
VENETO BANCA
ENERGIA PULITA PER LE IMPRESE
MASSIMO 5.000.000 €
MINIMO 19 MESI MASSIMO 5 ANNI
TASSO FISSO A TASSO FISSO
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 6,83% TAEG = 7,87%
Ammortamento a rate costanti Tasso di interesse = 6,63% TAEG = 7,17 %
47
12. Valutazione convenienza economica di un impianto fotovoltaico
Nel presente capitolo si propone una metodologia per valutare la convenienza economica di un
impianto fotovoltaico per la generazione di energia elettrica. La procedura si presta ottimamente
ad essere implementata nei più comuni fogli di calcolo e di seguito viene descritta utilizzando un
esempio applicativo.
Al fine di rendere la trattazione chiara e al contempo sintetica si ipotizza che l’energia generata
dall’impianto venga direttamente consumata dall’utilizzatore (ad esempio una famiglia,
un’impresa, etc.). Si trascurano eventuali accumuli (quando l’impianto genera più della domanda)
o richieste di energia dalla rete (quando l’impianto non è sufficiente per coprire la domanda
energetica).
Si consideri un impianto di piccola taglia, 3kW, con un costo unitario di 2000 €/kW installato in
una zona che permetta una producibilità annua di circa 1100 kWh/kW. A seguito della spesa il
ricavo del proprietario dell’impianto deriva dal risparmio nell’acquisto di energia elettrica che
altrimenti sarebbe acquistata a 19.925 €/kWh (per dati più aggiornati fare riferimento alla pagina
della AEEGSI http://www.autorita.energia.it/it/consumatori/bollettatrasp_ele.htm
L’obiettivo è di calcolare il tempo di ritorno dell’investimento non scontato e scontato descrivendo
il flusso di cassa generato dall’investimento.
La tabella seguente riassume i principali dati tecnici ed economici relativi all’investimento.
Potenza 3 kW
costo 2000 €/kW
durata 20 anni
generazione unitaria
1100 kWh/kWanno
perdita producibilità
0,8 %/anno
tariffa elettrica 19,295 €/kWh
tasso di attualizzazione
5 %
L’impianto genera ogni anno una quantità di energia elettrica che viene utilizzata dal proprietario;
questo permette al proprietario, non acquistando l’energia, di generare un risparmio economico.
Il flusso di cassa generato dall’investimento appare come da tabella seguente:
anni spese [€]
generazione elettrica [kWh/anno]
risparmio annuale [€/anno] cumulativo [€]
0 -6000 0 0 -6000
1 0 3300 637 -5363
2 0 3274 632 -4732
3 0 3247 627 -4105
4 0 3221 622 -3483
5 0 3196 617 -2867
6 0 3170 612 -2255
7 0 3145 607 -1648
8 0 3120 602 -1046
9 0 3095 597 -449
10 0 3070 592 143
48
11 0 3045 588 731
12 0 3021 583 1313
13 0 2997 578 1892
14 0 2973 574 2465
15 0 2949 569 3034
16 0 2925 564 3599
17 0 2902 560 4159
18 0 2879 555 4714
19 0 2856 551 5265
20 0 2833 547 5812
Si vede come il tempo di ritorno non attualizzato dell’investimento sia di circa 9 – 10 anni.
Considerando un tasso di attualizzazione del 5% e scontando i risparmi futuri, il tempo di ritorno
dell’investimento diventa di circa 13 – 14 anni. La tabella seguente mostra i flussi di cassa
attualizzati previsti per l’investimento.
anni spese [€]
generazione elettrica [kWh/anno]
risparmio annuale attualizzato [€/anno]
Valore attuale netto [€]
0 -6000 0 0 -6000
1 0 3300 606 -5394
2 0 3274 573 -4821
3 0 3247 541 -4279
4 0 3221 511 -3768
5 0 3196 483 -3285
6 0 3170 456 -2828
7 0 3145 431 -2397
8 0 3120 407 -1990
9 0 3095 385 -1605
10 0 3070 364 -1241
11 0 3045 344 -898
12 0 3021 325 -573
13 0 2997 307 -267
14 0 2973 290 23
15 0 2949 274 297
16 0 2925 259 555
17 0 2902 244 800
18 0 2879 231 1031
19 0 2856 218 1249
20 0 2833 206 1455
Il diagramma seguente presenta una illustrazione grafica dei flussi di cassa previsti durante tutta
la durate dell’impianto (20 anni).
49
Il paragrafo ha voluto illustrare una semplice e sintetica metodologia per un’analisi preliminare
sulla convenienza economica di un impianto fotovoltaico. Come si intuisce dall’esempio proposto
le variabili che maggiormente influenzano la convenienza economica sono: il costo unitario
dell’impianto (in calo da diversi decenni), la tariffa elettrica (più cresce e più conveniente è
l’impianto) e il tasso di attualizzazione considerato.
Un modello in grado di fornire maggiori informazioni dovrebbe basarsi sui reali dati di
irraggiamento medio presente nel sito di installazione dell’impianto ed inoltre dovrebbe tenere in
considerazione la possibilità di accumulare l’energia generata nei momenti in cui non viene
utilizzata, le spese di manutenzione, le spese per l’eventuale assicurazione dei pannelli, il rischio
di eventuali danni per calamità naturali ed agenti atmosferici.
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
50
13. Iter autorizzativo
Il capitolo desidera illustrare brevemente la procedura necessaria per richiedere l’autorizzazione
per un impianto fotovoltaico in Italia.
Il D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387 prevedeva, l’approvazione di apposite Linee Guida per lo
svolgimento del procedimento di autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili per
la produzione di energia elettrica
Il Decreto Legislativo 28/2011, modifica e integra quanto già stabilito dalle Linee Guida del D.Lgs.
29 dicembre 2003, n. 387 in merito agli iter procedurali per l’installazione degli impianti
alimentati da fonti energetiche rinnovabili.
I singoli interventi, a seconda della taglia e della potenza installata, possono essere sottoposti
a Comunicazione, Procedura Abilitativa Semplificata (P.A.S.) o Autorizzazione Unica (A.U.)
come sintetizzato nella tabella seguente. Le autorizzazioni indicate dovranno essere corredate,
laddove necessario, da tutti i provvedimenti di concessione, autorizzazione, valutazione di
impatto ambientale e paesaggistico, ecc.
13.1. Comunicazione al comune
La comunicazione al Comune è il titolo autorizzativo previsto dalla normativa vigente per
l’installazione di impianti assimilabili ad “attività edilizia libera”. Introdotta dal D.Lgs. 115/2008
per semplificare l’iter autorizzativo di alcune tipologie di piccoli impianti a fonti rinnovabili,
la Comunicazione ha ampliato il suo campo d’azione con l’approvazione della Legge 73/2010 di
conversione del D.L. 40/2010. Attualmente è sufficiente la presentazione della semplice
Comunicazione dell’inizio dei lavori da parte del soggetto interessato (laddove possibile, per
via telematica) al Comune per la realizzazione degli impianti con le seguenti caratteristiche:
- impianti solari termici o fotovoltaici aderenti o integrati nei tetti degli edifici con la stessa
inclinazione e lo stesso orientamento della falda e i cui componenti non modificano la
sagoma degli edifici stessi, fatta salva l’applicazione delle disposizioni del Codice dei beni
culturali e del paesaggio (D.Lgs. 42/2004) nei casi previsti;
- impianti a fonti rinnovabili compatibili con il regime di scambio sul posto (SSP) che non
alterino i volumi, le superfici, le destinazioni d’uso, il numero delle unità immobiliari, non
implichino un incremento dei parametri urbanistici e non riguardino le parti strutturali
dell’edificio; in caso di impianto fotovoltaico l’impianto non può essere realizzato
all’interno dei centri storici (zona A dei Piani Regolatori Generali).
51
- In ogni caso, il ricorso alla comunicazione è precluso al proponente che non abbia titolo
sulle aree o sui beni interessati dalle opere e dalle infrastrutture connesse (in assenza di
tale titolo l’impianto deve seguire l’iter autorizzativo unico).
13.2. Procedura Abilitativa Semplificata PAS
Il D.Lgs. 28/2011 ha modificato gli schemi autorizzativi delineati nel 2010 con l’approvazione delle
Linee Guida Nazionali: la Denuncia di Inizio Attività (D.I.A.) è sostituita dalla Procedura
Abilitativa Semplificata (P.A.S.). E’ data alle Regioni, al contempo, la possibilità di ampliare il
campo di applicazione di tale strumento autorizzativo semplificato ad impianti di potenza fino
a 1 MW (art. 6).
La P.A.S. si applica agli impianti:
- Impianti fotovoltaici con moduli sugli edifici con superficie complessiva non superiore a
quella del tetto di qualsiasi potenza per i quali non è applicabile la semplice
Comunicazione al Comune;
- Impianti fotovoltaici fino a 20 kW (v. tabella A del D.Lgs. 387/2003) per i quali non è
applicabile la semplice Comunicazione al Comune;
[…]
La PAS deve essere presentata dal soggetto interessato, anche in via telematica, al Comune
almeno 30 giorni prima dell’effettivo inizio dei lavori.
La denuncia di impianto deve essere accompagnata da una relazione firmata da un progettista
abilitato e dagli elaborati progettuali in grado di asseverare la conformità del progetto agli
strumenti urbanistici e ai regolamenti edilizi. Alla P.A.S., che ha una validità di 3 anni, bisogna
inoltre allegare anche il preventivo per la connessione redatto dal gestore della rete e accettato
dal proponente, nonché l’indicazione dell’impresa alla quale si vogliono affidare i lavori. In caso
di false dichiarazioni il dirigente comunale interpella l’autorità giudiziaria.
A fine intervento il progettista o il tecnico abilitato presenta al Comune un certificato di collaudo
finale. In ogni caso, il ricorso alla P.A.S. è precluso al proponente che non abbia titolo sulle aree
o sui beni interessati dalle opere e dalle infrastrutture connesse (in assenza di tale titolo
l’impianto deve seguire l’iter autorizzativo unico).
13.3. Autorizzazione Unica
L’autorizzazione Unica è il provvedimento introdotto dall’articolo 12 del D.Lgs. 387/2003 per
l’autorizzazione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili al di
sopra delle soglie di potenza indicate nella tabella sotto riportata (per il fotovoltaico 20 kW).
Le soglie indicate potranno essere innalzate per specifiche fonti e particolari siti di installazione,
per mezzo di un decreto del Ministero dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministero
dell'Ambiente e la Conferenza Unificata.
52
L'Autorizzazione Unica, rilasciata al termine di un procedimento unico svolto nell'ambito della
Conferenza dei Servizi alla quale partecipano tutte le amministrazioni interessate, costituisce
titolo a costruire e a esercire l'impianto e, ove necessario, diventa variante allo strumento
urbanistico. Tale titolo autorizzativo non sostituisce la V.I.A. (Valutazione di Impatto Ambientale)
laddove richiesta dalla legislazione vigente. La competenza per il rilascio dell’Autorizzazione
Unica è in capo alle Regioni (o alle Provincie se delegate dalla disciplina regionale).
La Conferenza dei Servizi è uno strumento previsto dalla normativa vigente, il cui scopo è quello di acquisire autorizzazioni, atti, licenze, permessi ecc., mediante la convocazione di riunioni collegiali di tutti gli enti coinvolti. Nelle Conferenze dei Servizi confluiscono tutti gli apporti amministrativi necessari per la valutazione della costruzione e i nulla osta all’esercizio dell’impianto, delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili. All'interno della Conferenza viene riservato un ruolo ben preciso al Ministero per i Beni e le Attività Culturali, il quale partecipa al procedimento per l’autorizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili localizzati in aree sottoposte a tutela ai sensi del Codice dei Beni Culturali e del Paesaggio. Il Ministero partecipa anche nei casi in cui la Sovrintendenza verifica che l’impianto ricade in aree interessate da procedimenti di tutela in itinere o da procedure di accertamento della sussistenza di beni archeologici.
Il procedimento per il rilascio dell’autorizzazione unica viene avviato sulla base dell’ordine
cronologico di presentazione delle istanze di autorizzazione.
I tempi del procedimento sono così stabiliti:
- Entro 15 giorni dalla presentazione della richiesta, l’Amministrazione competente,
verificata la completezza formale della documentazione, comunica al richiedente l’avvio
del procedimento oppure la non procedibilità dell’istanza per carenza della
documentazione prescritta. In questo secondo caso, sarà solo dalla data di ricevimento
della documentazione completa che andranno ricalcolati i tempi. Trascorsi i 15 giorni senza
che l’amministrazione abbia comunicato l’improcedibilità, il procedimento si intende
avviato.
- Entro 30 giorni dal ricevimento dell’istanza, l’amministrazione convoca la Conferenza.
- Nel corso del procedimento autorizzativo, il proponente può presentare modifiche alla
soluzione per la connessione individuate dal gestore di rete, fermi restando gli atti di
assenso e le valutazioni già effettuate per quelle parti del progetto non interessate dalle
modifiche.
- Nel corso del procedimento autorizzativo, possono essere richiesti dall’Amministrazione
procedente (anche su input delle altre amministrazioni interessate) ulteriori
documentazioni e/o chiarimenti. Questa richiesta avviene in un unico momento entro 90
53
giorni dall’avvio del procedimento. Se il proponente non fornisce la documentazione
integrativa entro i successivi 30 giorni, salvo proroga per un massimo di ulteriori 30 giorni
concessa a fronte di comprovate esigenze tecniche, si procede all’esame del progetto sulla
base degli elementi disponibili.
- Rispetto ai progetti sottoposti a V.I.A., i termini per la richiesta di integrazioni e di
produzione della relativa documentazione sono dettati dal comma 3, articolo 26, D.Lgs.
152/2006 e dalle norme regionali di attuazione. Resta ferma l’applicabilità dell’articolo
10-bis della legge n. 241 del 1990. I lavori della Conferenza dei Servizi rimangono sospesi
fino al termine prescritto per la conclusione delle procedure di verifica di assoggettabilità
o di V.I.A.. Trascorsi 45 giorni dall'avviso dell'avvenuta trasmissione del progetto
preliminare (articolo 20 D.Lgs. 152/2006) senza che sia intervenuto un provvedimento
esplicito sulla verifica di assoggettabilità, l'Autorità competente si esprime in sede di
Conferenza dei Servizi. Per la decisione in materia di V.I.A., decorso il termine previsto
dall’articolo 26, comma 2, del D.Lgs. 152/2006 (120 o 150 giorni dalla presentazione
dell'istanza), subentra l’esercizio del potere sostitutivo da parte del Consiglio dei Ministri.
- Entro la data in cui è prevista la riunione conclusiva della Conferenza dei Servizi, il
proponente deve fornire la documentazione che dimostri la disponibilità del suolo su cui
è ubicato l’impianto fotovoltaico o a biomassa. Ciò è previsto dall'articolo 12, comma 4-
bis del D.Lgs. 387/2003: "Per la realizzazione di impianti alimentati a biomassa e per
impianti fotovoltaici, ferme restando la pubblica utilità e le procedure conseguenti per le
opere connesse, il proponente deve dimostrare nel corso del procedimento, e comunque
prima dell'autorizzazione, la disponibilità del suolo su cui realizzare l'impianto."
- Il termine per la conclusione del procedimento unico non può essere superiore a 90 giorni
decorrenti dalla data di ricevimento dell’istanza. Il calcolo dei 90 giorni deve comunque
tenere conto delle eventuali sospensioni dovute alla richiesta di ulteriore documentazione
integrativa o di chiarimenti, anche per verifica di assoggettabilità o V.I.A., o all'esercizio
dei poteri sostitutivi.
Le Linee Guida ribadiscono che le pubbliche amministrazioni e i soggetti privati preposti
all'esercizio di attività amministrative sono tenuti, in caso di mancato rispetto dei termini fissati
per il rilascio dell’autorizzazione unica, al risarcimento del danno ingiusto cagionato in
conseguenza dell’inosservanza dolosa o colposa del termine di conclusione del procedimento
unico. Restano ferme le disposizioni regionali e statali concernenti l’esercizio dei poteri
sostitutivi, nonché le disposizioni di legge relative al ricorso contro il silenzio
dell’amministrazione. Infatti, "salvi i casi di silenzio assenso, decorsi i termini per la conclusione
del procedimento, il ricorso avverso il silenzio dell’amministrazione (...) può essere proposto
anche senza necessità di diffida all’amministrazione inadempiente, fintanto che perdura
l’inadempimento e comunque non oltre un anno dalla scadenza dei termini (...). Il giudice
amministrativo può conoscere della fondatezza dell’istanza. È fatta salva la ri-proponibilità
dell’istanza di avvio del procedimento ove ne ricorrano i presupposti" (articolo 2, comma 8, L.
241/1990 e s.m.i.).
Riassumendo:
P<20 kW P>20 kW
Italia Comunicazione al comune PAS
Autorizzazione unica
Maggiori informazioni, dati e documenti aggiornati, si possono trovare sul sito del GSE raggiungibile
dall’indirizzo: http://www.gse.it/it/EnergiaFacile/Autorizzazioni/Pagine/default.aspx
54
In particolare le pagine che illustrano nel dettaglio gli iter autorizzativi per le regioni dell’Area
Programma sono:
Friuli Venezia Giulia:
http://www.gse.it/it/EnergiaFacile/Autorizzazioni/Pagine/FriuliVeneziaGiulia.aspx
La Regione è referente per il rilascio dell’Autorizzazione Unica per gli impianti di potenza
superiore a 35 MWt o 20 MWe qualora la potenza termica non sia determinabile.
Le Province sono referenti per il rilascio dell’Autorizzazione Unica per gli impianti di
potenza compresa tra 35 MWt e 1 MWe (o tra 20 MWe e 1 MWe qualora la potenza termica
non sia determinabile)-
Al di sotto della potenza di 1 MWe è sufficiente la Procedura Autorizzativa Semplificata o
la Comunicazione, per le quali i referenti sono i Comuni.
Emilia Romagna:
http://www.gse.it/it/EnergiaFacile/Autorizzazioni/Pagine/EmiliaRomagna.aspx
Referenti per l'Autorizzazione Unica sono la Regione e le Province, a seconda dei casi.
La Regione è referente per il rilascio dell'Autorizzazione Unica per gli impianti di potenza
superiore a 50 MWt.
Le Province sono referenti per il rilascio dell'Autorizzazione Unica per le seguenti tipologie
di impianti:
Fotovoltaico 50 MW - 20 kW
Idroelettrico 50 MW - 100 kW
Eolico 50 MW - 60 kW
Biomasse 50 MWt - 200 kW
Biogas 50 MWt - 250 kW
Geotermoelettrici < 50 MWt
Al di sotto delle suddette soglie di potenza è sufficiente la Procedura Autorizzativa
Semplificata o la Comunicazione, per le quali i referenti sono i Comuni.
Veneto: http://www.gse.it/it/EnergiaFacile/Autorizzazioni/Pagine/Veneto.aspx
Referente per l'Autorizzazione Unica è la Regione.
Le soglie di potenza oltre le quali è necessaria l'Autorizzazione Unica sono le seguenti:
Fotovoltaico > 20 kW
Idroelettrico > 100 kW
Eolico > 60 kW
Biomasse > 200 kW
Biogas > 250 kW
Geotermoelettrici di qualsiasi taglia
Al di sotto delle suddette soglie di potenza è sufficiente la Procedura Autorizzativa
Semplificata o la Comunicazione, per le quali i referenti sono i Comuni.
Per la Slovenia i principali siti riguardanti il fotovoltaico sono:
- http://www.pv-platforma.si/
- http://www.zsfi.si/?view=featured
- http://www.agen-rs.si/en/
55
14. Trend dei consumi e previsioni
Nel capitolo vengono riportati i dati statistici riguardanti la domanda elettrica inerente l’Area
Programma. Vengono segnalati inoltre i database che annualmente aggiornano tali dati.
14.1. Dati storici consumi energetici Italia
I consumi energetici complessiva livello nazionale si possono scaricare dal sito del Ministero dello
Sviluppo economico: http://dgerm.sviluppoeconomico.gov.it/dgerm/ben.asp Il bilancio
energetico nazionale è disponibile dall’anno 1998.
La tecnologia fotovoltaica converte la fonte solare in energia elettrica quindi è di interesse
analizzare i la domanda di energia elettrica degli ultimi anni.
Terna, il principale operatore della rete nazionale italiana, mette a disposizione un completo
database contenente informazioni dettagliate sulla domanda e sulla generazione di energia
elettrica sia a livello nazionale che a regionale. I dati statistici in formato aggregato si possono
consultare da questa pagina:
http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/statistiche/dati_statistici.aspx
Di seguito si riportano i dati riguardanti le regioni dell’Area Programma.
14.2. Consumi energia elettrica Italia
Tab. 1 - Energia elettrica Italia, dati storici.
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Produzione lorda
251463 259786 265657 276629 278995 284401 293865 303321 303672 314090 313888 319130 292642 302062 302570 299276 289803,2
Domanda 271392 279317 285844 298510 304832 310726 320658 325357 330443 337459 339928 339481 320268 330455 334640 328220 318475,1
Perdite di rete 17718 18508 18559,5 19190,7 19339,5 19766,4 20869,8 20867,6 20626,2 19925,7 20975,7 20443,7 20353,2 20570 20847,5 21000,3 21187,5
Consumi finali 253674 260809 267284 279320 285492 290960 299789 304490 309817 317533 318953 319037 299915 309885 313792 307219 297287,6
Fig. 1 - Generazione elettrica Italia, dati storici.
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Domanda Consumi finali Perdite di rete Produzione lorda interna
56
Per quanto riguarda la settorializzazione della produzione di energia elettrica, l’Autorità fornisce
i dati statistici dal 1999 al 2012. La figura seguente illustra:
Tab. 2 - Energia elettrica italia, dati generazione.
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Mercato vincolato/tutelato
209,4
187,2
170,5
165,6
156,3
153,0
142,9
121,1
90,4
84,5
79,8
74,2
70,4
Mercato libero*
46,1
76,0
98,2
113,1
127,1
135,5
154,4
177,2
208,3
197,9
209,0
215,7
212,3
Autoproduzione
23,8
22,3
22,2
21,1
21,1
21,3
20,2
20,6
20,3
17,5
21,1
23,9
24,5
Totale 279,3
285,5
290,9
299,8
304,5
309,8
317,5
319,0
319,0
299,9
309,9
313,8
307,2
-
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Energia elettrica Italia
Mercato vincolato/tutelato Mercato libero* Autoproduzione
57
Fig. 2 - Generazione elettrica Italia.
La richiesta di energia per l’Italia dagli anni ‘60 al 2012 è rappresentata nella figura seguente.
Fig. 3 - Dati storici domanda elettrica Italia.
Per meglio comprendere le modalità di evoluzione della domanda elettrica, cioè la sua dinamica
nel tempo, è utile riportare – in Figura sotto - la serie storica dal 1972 al 2012 delle variazioni
percentuali della domanda elettrica tra due anni consecutivi (linea a tratteggio), e i tassi medi
annui percentuali decennali di incremento della domanda (o CAGR) (linea continua).
-
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Energia elettrica Italia
Mercato vincolato/tutelato Mercato libero* Autoproduzione
58
Fig. 4 - Variazione domanda elettrica Italia, dati storici.
14.3. Relazione tra PIL e domanda energetica
[…] è interessante mostrare nello stesso grafico gli andamenti della domanda elettrica e del
prodotto interno lordo, a moneta costante dal 1982 al 2012, espressi su una scala comune, nella
quale sono posti pari a 100 i valori rispettivamente raggiunti nel 1980 (v. Figura seguente).
Fig. 5 - Relazione tra PIL e domanda elettrica Italia.
59
14.4. Dati statistici provinciali per l’Area Programma, province italiane
Nel paragrafo sono riportati i dati storici sui consumi energetici elettrici delle province dell’Area
Programma. Tutti i dati sono in GWh.
Padova
Tab. 3 - Consumi energia elettrica Padova
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 90 2491,8 1675,1 1063,2 5320
2012 84,6 2529 1685,4 1112,3 5411,3
2011 85,1 2733,4 1599,3 1114,3 5532,1
2010 82,6 2735,9 1568,2 1071,6 5458,3
2009 81,8 2422,4 1558,7 1062,6 5125,5
2008 81,4 2965,9 1534,2 1051 5632,5
2007 82 2971,9 1452,2 1025,2 5531,2
2006 80,8 2965,8 1383,1 1031,1 5460,8
2005 78,5 2885,4 1302,5 988,5 5254,9
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
Fig. 6 - Dati consumi elettrici Padova
60
Rovigo
Tab. 4 - Consumi energia elettrica Rovigo
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 64,1 757,2 348,8 280,8 1450,9
2012 61,2 754,8 359,4 271,3 1446,7
2011 67,7 795,1 339,1 288,3 1490,1
2010 67 776,9 327,7 285,2 1456,7
2009 62,8 723 324 286,2 1396
2008 59,2 807,8 318,1 282,8 1467,8
2007 59,2 813,8 303,4 274 1450,5
2006 59,1 840,1 302,9 280,3 1482,4
2005 62,8 869,8 288,8 272 1493,4
Fig. 7 - Dati consumi elettrici Rovigo
Treviso
Tab. 5 - Consumi energia elettrica Treviso
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 142,2 2442,7 1241,2 973,2 4799,3
2012 143,2 2516,3 1221,7 1012,2 4893,4
2011 139 2676,9 1139,5 1017,9 4973,4
2010 131,4 2670,5 1114,3 983,1 4899,3
2009 133,2 2515,1 1081,2 967,5 4697
2008 127,3 2804 1077,7 961,9 4970,9
2007 123,6 2829,2 1043,6 934,2 4930,6
2006 120 2828,7 992,5 942,9 4884
2005 113,8 2714,1 949,7 906,5 4684
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
61
Fig. 8 - Dati consumi elettrici Treviso
Venezia
Tab. 6 - Consumi energia elettrica Venezia
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 66,5 1549,4 1739,3 1003,6 4358,8
2012 57,2 1671,8 1730,7 1041,7 4501,4
2011 58,4 1688,1 1745,5 1025,3 4517,3
2010 66,5 2075,9 1687,8 1014,2 4844,5
2009 63,7 2522,1 1671,7 1009,4 5266,9
2008 64,9 3126,1 1658,7 1002,5 5852,1
2007 56,4 3129,7 1614,3 972,7 5773,1
2006 55,9 3440,5 1583,7 987,4 6067,5
2005 58,1 3497,7 1524 951 6030,8
Fig. 9 - Dati consumi elettrici Venezia
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
62
Gorizia
Tab. 7 - Consumi energia elettrica Gorizia
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 18,5 303 233,3 151,9 706,7
2012 19,8 294,6 241,2 159,1 714,8
2011 18,7 333,2 212,6 158,9 723,4
2010 16,3 341 201,9 156,8 716
2009 16,5 326,3 201,3 155,1 699,2
2008 16,2 361,8 199 153,1 730,2
2007 17,1 383,2 187,2 151,2 738,7
2006 17,5 395,6 180,7 156 749,7
2005 14,7 414,3 172,3 152,3 753,6
Fig. 10 - Dati consumi elettrici Gorizia
Pordenone
Tab. 8 - Consumi energia elettrica Pordenone
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 37,9 1076,7 589,5 355,6 2059,7
2012 39,2 1142,8 571,9 368,5 2122,3
2011 40,4 1279,8 493,3 372,4 2185,9
2010 38,6 1282,6 481,7 365,7 2168,7
2009 40,4 1188,2 481 357,3 2066,9
2008 40,1 1383,5 481,9 355,2 2260,7
2007 46,5 1409,7 453,5 344,4 2254
2006 39,1 1398,2 454,9 352,1 2244,4
2005 36,6 1361,8 425,8 340,5 2164,7
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
63
Fig. 11 - Dati consumi elettrici Pordenone
Trieste
Tab. 9 - Consumi energia elettrica Trieste
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 1,5 854,4 502,2 275,6 1633,7
2012 1,7 871,8 503,3 277,7 1654,4
2011 1,8 951,8 508,4 274,5 1736,5
2010 1,6 920 526,3 282,9 1730,9
2009 1,4 813,9 548,1 283,5 1646,8
2008 1,7 960,8 543,5 293,8 1799,8
2007 1,7 976,9 541,9 291,2 1811,7
2006 1,9 957,9 526,6 287,3 1773,6
2005 2,1 959,8 524 288,5 1774,5
Fig. 12 - Dati consumi elettrici Trieste
0
500
1000
1500
2000
2500
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
64
Udine
Tab. 10 - Consumi energia elettrica Udine
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 72,2 3327,1 1063,9 609,7 5072,9
2012 72,8 3288,7 1037,7 622,8 5022,1
2011 75,2 3567,2 948,2 637,1 5227,7
2010 66,8 3298,3 969,9 620,6 4955,6
2009 67,1 2814,8 949,2 600 4431,1
2008 63,9 3643,8 951,3 593,7 5252,7
2007 63 3701,3 901,2 585,1 5250,6
2006 65,4 3550,1 914,9 595,9 5126,3
2005 59,6 3377,5 887,4 579,8 4904,4
Fig. 13 - Dati consumi elettrici Ravenna
Ferrara
Tab. 11 - Consumi energia elettrica Ferrara
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 100,5 1240,7 599,7 436,3 2377,2
2012 95,8 1193,2 654,5 416 2359,5
2011 98,4 1110 822,5 460,7 2491,5
2010 88,5 1090,6 793 452,9 2425
2009 86,6 1141,8 569,1 456,3 2253,9
2008 85 1337 542 451,1 2415,1
2007 89,4 1457,9 530 440,5 2517,8
2006 84,4 1401,6 546,2 447 2479,2
2005 85,8 1489,8 516,2 435,7 2527,5
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
65
Fig. 14 - Dati consumi elettrici Ravenna
Ravenna
Tab. 12 - Consumi energia elettrica Ravenna
Agricoltura Industria Terziario Domestico Totale
2013 162,3 1615,1 720,9 491,4 2989,7
2012 167,8 1606,4 810,3 480,5 3065
2011 168,5 1615,5 789,9 475,4 3049,4
2010 161,5 1599,8 693,5 473,9 2928,7
2009 169,4 1495,3 681,1 469,5 2815,3
2008 158,9 1669,3 667,7 461,7 2957,7
2007 160,8 1719,7 642,4 453,5 2976,4
2006 149,9 1624,5 657,9 455,2 2887,4
2005 148,5 1661,3 621,5 444,5 2875,8
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
66
Fig. 15 - Dati consumi elettrici Ravenna
Consumi energetici Slovenia
I consumi energetici della Slovenia si possono consultare dal database:
http://www.stat.si/pxweb/Database/Environment/Environment.asp#18
Storico della generazione lorda, consumi finali, generazione da fonte solare e consumi finali
domestici della Slovenia dal 1996 al 2013.
Tab. 13 - Generazione elettrica Slovenia.
[GWh] 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
generazione lorda
12737 13178 13705 13261 13624 14466 14600 13821 15272 15117 15115 15043 16398 16401 16433 16056 15729 16087
consumi finali
9582 9971 10197 10432 10664 11091 11823 12204 12679 12872 13298 13405 12945 11422 12084 12719 12661 12698
consumi finali domestici
2594 2637 2658 2692 2601 2675 2704 3008 3012 2951 3055 3021 3182 3137 3219 3211 3179 3229
Fig. 16 - Generazione elettrica Slovenia, dati storici.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Agricoltura Industria Terziario Domestico
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Energia elettrica Slovenia (GWh)
consumi finali consumi finali domestici generazione lorda
67
15. Previsioni della domanda di energia elettrica
Terna rilascia ogni anno le previsioni di domanda di energia elettrica. Il documento più attuale e
i documenti storici si possono consultare dalla pagina:
http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/statistiche/previsioni_domanda_elettr
ica.aspx
I paragrafi seguenti riportano degli estratti dei paragrafi più interessanti per il progetto MODEF.
Due scenari di riferimento
[…] Nel prevedere la domanda in energia per il prossimo decennio, è sembrato opportuno ancora
una volta fare riferimento a due scenari di evoluzione e - in considerazione del forte orientamento
all’efficienza energetica, in Europa e nel Paese – adottare una particolare cautela nel prevedere
l’andamento dell’intensità elettrica italiana nello scenario base, individuandolo anche come
“scenario ad intensità elettrica contenuta”.
I due scenari avranno pertanto le seguenti caratteristiche:
- quello “di sviluppo” (superiore) – soprattutto idoneo ai fini della pianificazione della
infrastruttura elettrica - si ipotizza per il periodo 2012 - 2023 una crescita dell’intensità
elettrica complessiva per l’intero Paese, pari ad un tasso medio di circa +0,3 % per anno,
valore che va inquadrato nel contesto del progressivo contenimento dell’intensità elettrica
- un secondo “scenario base” (inferiore) ad intensità elettrica contenuta, con tasso medio
di incremento dell’intensità elettrica nell’intero periodo inferiore allo zero, -0,5% p.a.,
sviluppato su una ipotesi di molto incisiva attuazione degli obbiettivi di risparmio
energetico.
Sulla base delle considerazioni sull’intensità elettrica di cui sopra e tenuto conto delle più recenti
previsioni di lungo periodo del PIL nazionale, nel periodo 2012 – 2023 si stima una evoluzione della
domanda di energia elettrica ad un tasso medio annuo del +1,1% nello scenario di sviluppo (ipotesi
superiore) – corrispondente a 370,0 miliardi di kWh nel 2023.
Nello scenario base, ottenuto nella ipotesi della detta flessione dell’intensità elettrica, si ipotizza
invece un tasso medio del +0,3% per anno (ipotesi inferiore), col quale si prevede una domanda
elettrica di 338,5 TWh nel 2023.
Alcune considerazioni sulle previsioni della domanda di energia elettrica
Per il periodo 2013 – 2023, a livello nazionale sono previste le seguenti dinamiche a livello
nazionale:
- una crescita della domanda di energia elettrica per il prossimo decennio compresa tra uno
scenario di sviluppo, che prevede una evoluzione ad un tasso medio annuo del +1,1%, e uno
scenario base, in cui si ipotizza una intensità elettrica contenuta, con un tasso di crescita
pari a +0,3% medio per anno;
- correlata allo scenario di sviluppo, una evoluzione della punta di carico ad un tasso medio
tra +2,1% e +1,4% p.a.; quanto allo scenario base i tassi di variazione attesi sono compresi
tra +1,2% e +0,5% p.a.;
- iii) si valuta in 83 GW la capacità di generazione disponibile complessivamente necessaria
alla copertura del carico massimo nel 2023.
Quando finora descritto è illustrato sinteticamente nella figura seguente la quale riporta le
previsioni energetiche e i due indicatori principali a cui la domanda di energia elettrica è
correlata, Prodotto Interno Lordo e Intensità Elettrica.
68
Fig. 17 - Previsioni energia elettrica Italia.
15.1. Focus sul settore domestico
Nello scenario di sviluppo, il settore domestico:
Con un tasso medio annuo di crescita del +0,7% sull’intero periodo, il settore domestico verrebbe
a detenere nel 2023 una quota dei consumi elettrici pari a circa il 22% - corrispondente a circa 75
TWh – mantenendo in sostanza inalterate le quote detenute nel 2012.
69
Fig. 18 - Previsioni scenario "sviluppo".
Per lo scenario base invece la domanda di energia settoriale al 2023 è descritta dalla tabella
seguente:
70
15.2. Previsioni Terna – ISPRA
Accanto alle previsioni Terna vi sono altre elaborazioni, tra le quali il modello sviluppato da ISPRA
in collaborazione con Terna. Si riportano i punti principali:
Nel 2013 è proseguita la collaborazione con ISPRA, Istituto Superiore per la Protezione e Ricerca
Ambientale11, avviata nel 2012 per la definizione di scenari di lungo termine relativi alla domanda
di energia elettrica al 2030 e in prospettiva al 2050. Tali scenari, elaborati utilizzando un modello
della famiglia MARKAL-Times, consentono di definire la domanda energetica ed in particolare
elettrica per i quattro grandi settori di consumo: residenziale, terziario, trasporti e industria.
In particolare, sono analizzati – oltre uno Scenario Base12 - uno scenario cosiddetto “Alta
domanda” ed uno scenario cd. “Alta efficienza”. Nel secondo si ipotizza, in particolare per i settori
civili, una sostituzione accelerata delle apparecchiature esistenti a favore di quelle ad efficienza
energetica più alta mentre nel primo il processo di rinnovo è più graduale, includendo anche una
quota di apparecchiature con efficienza media.
Nella Figura seguente viene mostrato un esito di tale elaborazione Terna – ISPRA in termini di
consumi finali di energia elettrica a livello nazionale, fino all’orizzonte del 2050, dati in TWh.
71
Fig. 19 - Previsioni Terna - ISPRA.
Per maggiori dettagli si rimanda al documento:
http://www.terna.it/LinkClick.aspx?fileticket=uyq0AOycl18%3d&tabid=375&mid=434
15.3. Previsioni energetiche Slovenia
Le previsioni per la generazione elettrica della Slovenia riportate in questo paragrafo fanno
riferimento al Paino d’Azione Europeo:
http://ec.europa.eu/energy/renewables/action_plan_en.htm
Dal punto di vista della domanda di energia elettrica, le previsioni energetiche per la Slovenia
sono descritte dalla seguente tabella. Entro il 2020, il consumo energetico finale della Slovenia è
previsto essere minore del 3.2% rispetto al livello dei consumi del 2008.
Tab. 14 - Previsioni consumi energetici complessivi Slovenia.
72
La quota di energia elettrica generata da fonti rinnovabili prevista per il 2020 è riassunta nella
tabella seguente. Viene evidenziato il ruolo del fotovoltaico.
Tab. 15 - Previsioni rinnovabili Slovenia.
15.4. Previsioni per l’area programma
Le previsioni di questo paragrafano derivano dall’applicazione alle serie storiche di un semplice
modello di regressione lineare. Si è ipotizzato che il trend storico possa essere rappresentato da
una retta. Il coefficiente angolare e l’intercetta della retta sono tali da minimizzare la distanza
elevata al quadrato di tale retta dai dati storici.
Province del veneto
Padova Rovigo Treviso Venezia
domestico totale domestico totale domestico totale domestico totale
2015 1132 5408 284 1438 1033 4909 1050 3755
2016 1144 5407 285 1435 1044 4918 1058 3507
2017 1157 5406 285 1432 1055 4926 1066 3258
2018 1169 5405 286 1428 1066 4935 1074 3010
2019 1181 5404 287 1425 1077 4943 1083 2762
2020 1194 5403 287 1421 1088 4951 1091 2513
Regione Friuli Venezia Giulia
Gorizia Pordenone Trieste Udine
domestico totale domestico totale domestico totale domestico totale
2015 158 692 374 2068 271 1615 638 5029
2016 158 686 377 2051 269 1596 644 5029
2017 159 681 380 2034 267 1577 649 5030
2018 159 675 383 2018 265 1558 655 5030
2019 159 670 386 2001 263 1539 660 5030
2020 160 664 389 1984 261 1520 666 5030
73
Province Emilia Romagna
Ferrara Ravenna
domestico totale domestico totale
2015 439 2327 499 3060
2016 438 2310 505 3078
2017 438 2294 510 3097
2018 437 2277 515 3115
2019 436 2260 521 3134
2020 435 2244 526 3152
Per la Slovenia si è seguita la stessa metodologia applicandola ai consumi totali e domestici.
Slovenia
domestico totale
2015 3386 13721
2016 3429 13902
2017 3473 14083
2018 3516 14264
2019 3559 14445
2020 3602 14626
74
16. Considerazioni conclusive
Nel contesto geografico dell’Area Programma, la tecnologia fotovoltaica, dal punto di vista della
generazione di energia elettrica, in meno di un decennio è passata da un ruolo marginale,
confinato all’ambito di piccoli impianti sperimentali ad un ruolo estremamente importante
arrivando a coprire una quota di diversi punti percentuali della domanda.
Questo è stato possibile grazie ad una serie di fattori sia tecnici che, soprattutto, normativi. Dal
punto di vista tecnico si è assistito ad una costante diminuzione del costo del pannello fotovoltaico
e ad un incremento del rendimento di conversione, dal punto di vista normativo una serie di
incentivazioni ha fornito le basi per attivare un poderoso aumento delle installazioni annuali
soprattutto a cavallo degli anni 2010-2013. Il volume ha descritto le fasi principali di tale schema
di incentivazione, infatti il cosiddetto Conto Energia, ha subito numerose modifiche atte a rendere
più efficiente la spesa per esso allocata e per seguire la diminuzione radicale del prezzo del
pannello fotovoltaico assistita durante lo stesso arco temporale.
Al termine del regime di incentivazione il fotovoltaico ha innegabilmente subito una battuta di
arresto che si presume, e spera, sia un rallentamento piuttosto che un “blocco” poiché ci sono
buone prospettive affinché la tecnologia fotovoltaica possa “camminare con le proprie gambe”.
Già attualmente, in alcune condizioni di irraggiamento solare e taglia di impianto, la generazione
di energia da fotovoltaico è competitiva con quella fornita dalla rete elettrica. Nel volume sono
stati presentati alcuni strumenti che permettono di fare valutazioni di natura tecnico economica.
Buone prospettive per il ruolo del fotovoltaico sono legate alla sempre maggior attenzione verso
le cosiddette micro-grid. In questo ambito il fotovoltaico ben si presta a contribuire alla
generazione distribuita di energia gestita autonomamente in rete locali. Tuttavia per una spinta
più decisa verso questa direzione è necessario che le tecnologie di accumulo energetico diventino
più competitive e interessanti.
E’ assodato che il vettore elettrico sia destinato a crescere ancora per qualche decennio. Le
previsioni a livello nazionale indicano per entrambi i Paesi dell’Area Programma un leggero
incremento della domanda elettrica e contestualmente un peso relativo della generazione da
fotovoltaico leggermente crescente.
Da osservare che le previsioni per singola provincia riportate nel volume desiderano fornire una
indicazione di massima di come evolverà la domanda localmente ma non possono rappresentare
validi riferimenti per pianificare investimenti e infrastrutture: l’evoluzione locale della domanda
elettrica dipende da una moltitudine di fattori.
Il mondo dell’energia non è un contesto perfettamente prevedibile e privo di sorprese (si pensi
alla volatilità del prezzo del petrolio). Come per altri settori energetici, per stimolare lo sviluppo
del fotovoltaico nell’era post incentivi è necessario che il sistema autorizzativo e normativo
rimanga stabile e certo. Chi desidera investire in questa tecnologia energetica necessita di un
livello di stabilità normativa adeguato all’entità degli investimenti. Un quadro normativo solido
inoltre potrebbe essere il terreno ideale per la creazione di sinergie con gli istituti di credito i
quali già attualmente hanno in portfolio alcuni prodotti dedicati ad investimenti in tecnologie.
75
Progetto Modef finanziato nell'ambito del Programma per
la Cooperazione Transfrontaliera Italia-Slovenia 2007-
2013, dal Fondo europeo di sviluppo regionale e dai fondi
nazionali.
Projekt Modef sofinanciran v okviru Programa čezmejnega
sodelovanja Slovenija - Italija 2007-2013 iz sredstev
Evropskega sklada za regionalni razvoj in nacionalnih
sredstev.