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La cittadinanza energetica

Con l’apertura delle prime Comunità Energetiche, si potrebbe usufruire dei principi della citizen science (scienza dei cittadini), così da accrescere le competenze per l’esercizio dei diritti di Cittadinanza energetica e raggiungere gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs).

Con il termine “scienza dei cittadini” si intende l’attivazione dei cittadini in una serie di interventi finalizzati all’incremento e alla diffusione della conoscenza tecnico-scientifica, con la rilevazione dei livelli di inquinamento urbano e il loro impatto sanitario, o la partecipazione dei comitati locali ai procedimenti autorizzativi di impianti industriali anche in ambito energetico.

L’avvento della produzione di energia distribuita da fonti rinnovabili ha comportato un maggior coinvolgimento dei cittadini nelle pratiche quotidiane; infatti, molti si sono dovuti confrontare con la gestione di impianti fotovoltaici domestici, poi con i sistemi di storage e i veicoli elettrici.

Secondo alcune ricerche, citizen science e comunità energetiche dei cittadini sono entrambi termini pluralistici, che si riferiscono a costellazione di metodi, progetti e attività di sensibilizzazione. Mentre la scienza dei cittadini democratizza la conoscenza, includendo membri del pubblico nella raccolta e analisi di dati scientifici, parallelamente le Comunità Energetiche democratizzano il potere, dando ai membri delle organizzazioni l’opportunità di pianificare, finanziare, possedere o gestire sistemi e lavorano per trasformare consumatori passivi di informazioni (o energia) in co-produttori e gestori attivi.

Attraverso le Comunità Energetiche i cittadini potranno allearsi in pratiche di citizen science e, insieme, contribuire a raggiungere alcuni degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile, come:

  • energia pulita e accessibile;
  • città e comunità sostenibili;
  • lotta contro il cambiamento climatico;
  • partnership per gli obiettivi.

Secondo i ricercatori, attribuire il ruolo di cittadini scientifici ai membri delle Comunità Energetiche potrebbe:

  1. potenziare i valori e i benefici delle comunità energetiche attraverso la partecipazione dei cittadini scientifici alla progettazione, raccolta e analisi dei dati e delle abitudini di produzione e consumo di energia. Inoltre, la connessione tra storytelling e citizen science potrebbe rendere più comprensibili dati condivisi, integrandoli con le storie raccolte dagli stessi cittadini scientifici;
  2. provvedere un supporto personalizzato per chiarire gli effetti delle pratiche. Un feedback personalizzato aumenterebbe la consapevolezza sull’uso dell’energia eventualmente derivante dall’uso di strumenti intelligenti. I cittadini scientifici, inoltre, potrebbero contribuire a chiarire le relazioni tra pratiche energetiche domestiche e autoproduzione rispetto a un sistema più ampio, incluso il processo decisionale, gli interessi del mercato, la progettazione e la gestione delle infrastrutture di rete esistenti;
  3. esercitare il ruolo di intermediari per facilitare il flusso di informazioni, aumentare l’azione della comunità, chiarire le politiche e mediare la risoluzione dei conflitti. I cittadini scientifici potrebbero fungere da intermediari e agire come ponte tra le iniziative dal basso e le reti istituzionali più ampie, che includono gli interessi locali industriali, politici e sociali;
  4. costruire una Cittadinanza energetica.

Il termine Cittadinanza energetica serve a spiegare come stanno emergendo le pratiche energetiche che potrebbero portare individui e gruppi ad acquisire conoscenze sulle interrelazioni delle pratiche dell’energia ed essere in grado di richiedere scelte energetiche più pulite e usare il proprio potere politico per dare forma a nuove politiche energetiche; non a caso le Comunità locali sono più propense ad accogliere nei loro territori impianti energetici rinnovabili, se vengono coinvolte in processi decisionali trasparenti, per progetti che condividono equamente costi e benefici delle iniziative energetiche.

Spesso e volentieri in questi processi partecipativi, che tendono a perseguire l’accettabilità sociale degli impianti, il cittadino è spesso considerato più come un soggetto da coinvolgere perché richiesto dalla legge o con lo scopo principale di convincerlo ad approvare o a non ostacolare un progetto, piuttosto che come attore protagonista.

Le Comunità Energetiche possono andare oltre i modelli partecipativi e offrire la possibilità di una partecipazione più diretta e materiale alla transizione energetica.

La “cittadinanza energetica applicata“ inizia con l’esperienza fisica, per poi dare l’opportunità di connettersi a nuove questioni, nuove preoccupazioni e a nuovi modi di attuare la cittadinanza energetica; in questo modo le esperienze vissute con queste tecnologie del settore fotovoltaico, potrebbero co-produrre ed espandere la cittadinanza energetica e dare l’opportunità di partecipazione di altri, anche in modi relativamente semplici come l’aumento della consapevolezza delle tecnologie a disposizione.

Le Comunità Energetiche e la Cittadinanza energetica mirano a dare ai singoli cittadini più potere sui mezzi di produzione e consumo di energia; in tal modo i gruppi della comunità, le organizzazioni non profit e altri stakeholder, quando otterranno la Cittadinanza energetica e i relativi diritti, saranno capaci di resistere ai sistemi energetici centralizzati basati sull’utilizzo dei combustibili fossili e ristrutturare le reti di energia elettrica per renderle più distribuite, diversificate e inclusive.

La Cittadinanza energetica mostrerà un nuovo lato dell’energia, come risorsa ecologica e necessità sociale sottoposta al processo decisionale collettivo.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

La cittadinanza energetica

Approvate le regole del GSE per le Comunità Energetiche

In data 22 dicembre 2020, il GSE ha pubblicato nel proprio sito le Regole Tecniche sugli incentivi predisposti per l’energia condivisa nelle comunità energetiche o nell’autoconsumo collettivo (clicca qui); regole che erano già state approvate il 10 dicembre da ARERA con la determina 6/2020 – DMEA.

Questo costituisce l’ultimo importante tassello grazie al quale si potrà iniziare a realizzare queste configurazioni, che fino ad oggi erano state vietate in Italia.

Il decreto ha stabilito che gli incentivi, i quali andranno a sommarsi alle componenti della bolletta secondo la delibera ARERA 318/2020/R/eel, avranno una durata di 20 anni e saranno così suddivisi:

  • 100 euro/MWh per l’autoconsumo collettivo;
  • 110 euro/MWh per le comunità energetiche.

Il sito del GSE ha impostato un Portale dedicato all’invio delle istanze preliminari di accesso al servizio; in tal modo, dopo che saranno state stabilite le modalità e le tempistiche, i soggetti interessati potranno completare queste istanze avendo garantita come data di decorrenza degli incentivi quella di invio dell’istanza preliminare. Per i gruppi di cittadini, imprese e pubbliche amministrazioni che hanno già realizzato gruppi di autoconsumo collettivo o comunità energetiche, il GSE ha predisposto un modello di istanza preliminare semplificata di accesso al servizio, che già da oggi è possibile inviare tramite il Portale.

Nel momento in cui l’istanza preliminare viene inviata, la configurazione, per la quale si richiede l’accesso al servizio, dovrà già possedere tutti i requisiti previsti nelle Regole Tecniche e dovranno  già essere stati sottoscritti tutti i mandati al soggetto referente da parte dei clienti finali e produttori facenti parte o che rilevano ai fini della configurazione e, nel caso di gruppi di autoconsumatori e laddove ne ricorrano le circostanze, le liberatorie degli eventuali clienti finali non facenti parte della configurazione.

Nelle Regole Tecniche sono riportati i requisiti, le modalità di richiesta per l’accesso al servizio, lo schema di contratto standard, i criteri di calcolo e le tempistiche di erogazione dei contributi economici.

Requisiti

I requisiti per poter accedere al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa per una delle due configurazioni (gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e comunità di energia rinnovabile) devono essere rispettati non solo al momento dell’accesso ma anche durante l’intero periodo di validità della configurazione medesima.

I rapporti tra i soggetti appartenenti a una delle due configurazioni sono regolati da un contratto di diritto privato che:

  • prevede il mantenimento dei diritti di cliente finale, compreso quello di scegliere il proprio venditore;
  • individua univocamente un soggetto delegato responsabile del riparto dell’energia elettrica condivisa, a cui i soggetti possono, inoltre, demandare la gestione delle partite di pagamento e di incasso verso le società di vendita e il GSE;
  • consente ai soggetti di recedere in ogni momento e uscire dalla configurazione, fermi restando eventuali corrispettivi concordati in caso di recesso anticipato per la compartecipazione agli investimenti sostenuti, che devono comunque risultare equi e proporzionati.

La stipula di un contratto che contenga almeno i contenuti sopra elencati deve avvenire prima della richiesta di accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa.

Gli impianti di produzione ammissibili al servizio devono essere alimentati da fonti rinnovabili ed essere entrati in esercizio a partire dal 1° marzo 2020 ed entro 60 giorni dalla data di entrata in vigore del provvedimento di recepimento della direttiva (UE) 2018/2011. Possono accedere al servizio anche gli impianti che producono incidentalmente energia elettrica mediante combustione di fonti non rinnovabili, ma per i quali la quota di energia elettrica prodotta, ascrivibile alle fonti di energia diverse da quella rinnovabile, sia annualmente inferiore al 5%; mentre gli impianti ibridi non possono accedere al servizio.

All’interno delle configurazioni possono esserci anche più impianti aventi produttori diversi fra loro e non necessariamente coincidenti con uno dei clienti finali.

Gli interventi ammessi per accedere al servizio sono solo quelli di nuova costruzione degli impianti o di potenziamento di impianti esistenti; inoltre gli impianti fotovoltaici devono essere realizzati solo con componenti di nuova costruzione.

La potenza massima di ciascun impianto non può superare i 200 kW, e non sono ammessi interventi di potenziamento che prevedano la sostituzione di moduli fotovoltaici o alternatori con altri di potenza superiore.

I requisiti specifici per le configurazioni di gruppo di autoconsumatori devono essere clienti finali e/o produttori che possiedono i seguenti requisiti:

  • essere titolari di punti di connessione ubicati nel medesimo edificio o condominio;
  • non svolgere come attività commerciale o professionale principale la produzione e scambio dell’energia elettrica;
  • aver sottoscritto un contratto di diritto privato;
  • aver dato mandato al Referente per la costituzione e gestione della configurazione e per la richiesta al GSE e l’ottenimento dei benefici previsti dal servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia condivisa.

I punti di connessione dei clienti finali e/o dei produttori e gli impianti di produzione devono essere ubicati nell’area afferente al medesimo edificio o condominio.

I requisiti specifici per le configurazioni di comunità di energia rinnovabile devono prevedere almeno due clienti finali, azionisti o membri della comunità, e un impianto di produzione/sezione di impianto di produzione e possedere i requisiti di seguito descritti:

  • essere azionisti o membri di un medesimo soggetto giuridico;
  • essere persone fisiche, piccole e medie imprese, enti territoriali o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali;
  • essere titolari di punti di connessione ubicati su reti elettriche di bassa tensione sottese alla medesima cabina di trasformazione media/bassa tensione;
  • aver dato mandato alla comunità di energia rinnovabile per la richiesta al GSE e l’ottenimento dei benefici previsti dal servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia condivisa;
  • rilasciare, per il tramite del Referente, una liberatoria al GSE per l’utilizzo dei dati afferenti ai loro punti di connessione ai fini della verifica dei requisiti e per la valorizzazione e incentivazione dell’energia condivisa.

Il Referente, prima di inviare la richiesta al GSE, deve verificare che i punti di connessione dei clienti finali e degli impianti di produzione, la cui energia elettrica rileva per la configurazione, identificati tramite i rispettivi codici POD, siano sottesi alla medesima cabina secondaria, in base alle informazioni rese disponibili dal gestore di rete di riferimento.

Modalità di richiesta per l’accesso al servizio

L’invio della richiesta di accesso al meccanismo di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa da parte del Referente implica l’integrale conoscenza e l’accettazione delle presenti Regole e del quadro normativo e regolatorio, nonché a registrarsi preliminarmente al Portale informatico del GSE. La data di decorrenza del servizio coincide con la data di invio al GSE della richiesta di accesso, ma è facoltà del Referente indicare una data di decorrenza successiva a quella di presentazione della suddetta richiesta. Per gli impianti entrati in esercizio nel periodo intercorrente tra il 1° marzo 2020 e il 16 gennaio 2021, che godono dello Scambio sul Posto, l’inserimento dell’impianto nella configurazione e quindi la decorrenza potrà avvenire solo a partire da una data successiva a quella di chiusura della convenzione di Scambio sul Posto.

La data di decorrenza del servizio dell’energia elettrica condivisa non può essere antecedente alla data di costituzione della configurazione.

Per entrambi i tipi di configurazione, il Referente dovrà scaricare e stampare la richiesta di accesso al servizio e i mandati dei clienti e produttori generati automaticamente dal Portale informatico, sottoscrivere la richiesta e far sottoscrivere ai clienti finali e produttori i mandati e caricarli in formato digitale sul Portale; questo vale per entrambe le configurazioni, mentre la documentazione richiesta varia.

Criteri puntuali di calcolo e modalità di misura

I contributi economici spettanti alle configurazioni ammesse possono essere di tre tipologie:

  • valorizzazione dell’energia elettrica condivisa, mediante la restituzione delle componenti tariffarie previste dalla Delibera;
  • incentivazione dell’energia elettrica condivisa ai sensi del Decreto;
  • ritiro dell’energia elettrica immessa in rete da parte del GSE, ove richiesto.

Questi contributi sono riconosciuti dal GSE previa ricezione delle misure di energia elettrica da parte dei gestori di rete e dei dati necessari alla relativa validazione.

Il GSE, in base alla disponibilità e alla qualità delle misure necessarie per il calcolo trasmesse dai gestori di rete, calcola con frequenza mensile:

  • con riferimento all’energia elettrica condivisa, per ciascuna configurazione, il contributo spettante, fornendo uno specifico dettaglio, il contributo spettante, ove applicabile, sarà comprensivo del corrispettivo unitario previsto dalla Delibera e della tariffa premio;
  • con riferimento all’energia elettrica immessa in rete, per ciascuna configurazione, il valore dell’energia ritirata.

I calcoli dei contributi verranno effettuati solo nel caso in cui il GSE avrà a disposizione tutti i dati necessari al calcolo degli stessi.

In fase di pubblicazione dei contributi, per garantire la trasparenza e la comprensibilità delle informazioni, il GSE renderà disponibili al Referente, sul Portale informatico, i dati e le grandezze energetiche, di ogni singolo punto di connessione inerente alla configurazione.

Erogazione dei corrispettivi da/verso il GSE

Il GSE, entro il mese successivo alla pubblicazione dei contributi, eroga gli importi spettanti relativi:

  • al corrispettivo unitario previsto dalla Delibera e alla tariffa premio calcolati sull’energia elettrica condivisa, al raggiungimento di una soglia minima di importo pari a € 100;
  • alla remunerazione dell’energia elettrica ritirata dal GSE, ove richiesto dal Referente.

Se il Referente chiedesse al GSE il ritiro dell’energia elettrica immessa dagli impianti di produzione, il riconoscimento da parte del GSE includerebbe la remunerazione dell’energia immessa e i corrispettivi di sbilanciamento ed eventuali maggiori oneri o ricavi che dovessero derivare dalla partecipazione al Mercato Infragiornaliero.

La prima erogazione dell’anno sarà effettuata al netto del contributo annuale per la copertura dei costi sostenuti per lo svolgimento delle attività del GSE; mentre i crediti, maturati e maturandi, derivanti dal beneficio spettante al Referente potranno essere oggetto di cessione di credito e di mandato all’incasso.

Il corrispettivo dovuto al GSE per la copertura dei costi amministrativi, sostenuti dallo stesso GSE per la valorizzazione e l’incentivazione dell’energia elettrica condivisa, è pari a quello stabilito dal decreto ministeriale 24 dicembre 2014 per gli impianti in Scambio sul Posto.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

 

 

Approvate le regole del GSE per le Comunità Energetiche

Apre il mercato delle CER

Lo sviluppo delle comunità energetiche rinnovabili, e i vantaggi che queste comporteranno, saranno determinati sia dalla tecnologia, ma anche dalla partecipazione attiva dei cittadini-prosumer.

Ogni comunità può diventare una centrale elettrica virtuale (VPP) caratterizzata da cinque elementi, di cui i primi due inerenti agli aspetti sociali (tipo di comunità e la logica su cui si basa), mentre gli altri hanno carattere tecnico-energetico (il portafoglio delle risorse energetiche distribuite, l’architettura di controllo e il ruolo della comunità nel sistema energetico).

Tra i vari soggetti c’è il facilitatore, un soggetto-ponte che offre i propri servizi alla comunità energetica che egli stesso sostiene, e che si mette in relazione con chi opera nel mercato elettrico.

Da un rapporto redatto dall’Energy&Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano, sono state individuate le possibili configurazioni di CER con i rispettivi modelli di business.

Secondo la direttiva UE e la normativa italiana i cittadini possono spontaneamente creare una comunità energetica attraverso l’aggregazione dei POD connessi alla stessa cabina secondaria, la realizzazione di un impianto fotovoltaico e diventare così un soggetto giuridico che deve essere riconosciuto dal GSE. Tuttavia, l’aggregazione spontanea risulta poco conveniente a causa di vari ostacoli di difficile risoluzione, come accedere ai dati istantanei dei consumi e alle corrispondenze di POD e cabine secondarie.

Per questo motivo si prevede di impiegare nelle comunità energetiche dei dispositivi di misura per poter avere immediata visibilità dei dati di produzione e consumo: il primo passo per trasformare le CER in VPP di comunità.

L’Energy Community Developer, ovvero il facilitatore, si occuperà di tutte le operazioni preliminari alla creazione, sviluppo e gestione di una CER grazie a tre possibili modelli di business, che possono essere base o premium. Nella configurazione base:

  • l’impianto fotovoltaico è l’unica tecnologia presente;
  • l’attività di fornitura comprende il dimensionamento, la progettazione, la gestione e la manutenzione dell’impianto.

Invece, nella configurazione premium:

  • l’offerta comprende l’impianto fotovoltaico, lo storage e le infrastrutture di ricarica per i veicoli elettrici;
  • l’attività di fornitura comprende il dimensionamento, la progettazione, la gestione e la manutenzione dell’impianto.

Il primo modello, che costituisce la configurazione minima, il facilitatore provvederà a:

  • ricercare e aggregare i membri della CER;
  • realizzare gli impianti fotovoltaici in collaborazione con soggetti specializzati;
  • mettere a disposizione le infrastrutture di misura.

E qualora l’ECD, oltre all’impianto FV, mettesse a disposizione anche:

  • sistemi di accumulo e colonnine di ricarica di EV;
  • una piattaforma SW per le funzioni di monitoraggio.

Questa configurazione potrebbe trasformarsi da base a premium, con un’ulteriore ottimizzazione dei flussi di produzione e consumo per massimizzare la quota di energia condivisa e gli incentivi.

Nel secondo modello di business, l’ECD può proporre ai membri della comunità interventi di efficienza energetica validi sia per la configurazione base sia per la premium.

Nel terzo modello di business, l’ECD può proporre alla CER di aderire ai servizi di flessibilità per il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) per il tramite di un aggregatore (BSP) dotato di infrastrutture UVAM. La presenza di sistemi di accumulo e colonnine per la ricarica EV arricchisce la configurazione di tecnologie flessibili.

Tale ulteriore sviluppo, che sarà possibile dopo un periodo di sperimentazione di autoconsumo collettivo, risulta fondamentale per garantire stabilità alla rete fornendo margini di flessibilità e perché costituisce un valore aggiunto sia dal punto di vista del business sia per la transizione energetica.

Grazie a questi modelli di business aumenteranno i vantaggi economici che saranno poi suddivisi tra le comunità energetiche e gli operatori; i membri potranno rinunciare a fare investimenti demandandoli alle ESCo, a cui sarà corrisposta una quota maggiore dei vantaggi conseguiti, fino all’ammortamento dell’investimento; oppure, gli stessi potranno autofinanziare gli investimenti per creare impianti fotovoltaici, colonnine di ricarica EV e gli interventi di efficientamento, incamerando anche il vantaggio finanziario.

Per quanto riguarda l’ambito sociale, le comunità energetiche possono contribuire ad aumentare il numero di attori partecipanti al mercato dell’elettricità; ma non è detto che riescano a riportare l’energia fuori dalle logiche di mercato. Infatti, vendendo e accumulando energia, gli utenti si trasformano gli utenti in “attori del mercato” che devono competere tra loro, sovrastati dagli operatori storici dell’energia;

con il rischio che questo approccio possa aumentare il potere delle grandi compagnie energetiche, minando le iniziative energetiche minori, che il regolamento promette di proteggere e al contempo rallentando il processo di decarbonizzazione del sistema elettrico.

Per questo le CER dovranno cercare di rimanere autonome, aiutate magari dai Comuni e dalle Regioni italiani per la fase di aggregazione dei membri intorno a valori e obiettivi condivisi, dotandosi e mettendo a disposizione le competenze e le risorse per monitorare e gestire i processi, fare esperienza e massa critica per candidarsi alla gestione delle reti di distribuzione quando scadranno le concessioni nel 2030.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

Apre il mercato delle CER

Gli intoppi di una Comunità Energetica

Grazie alle tariffe incentivanti stabilite dal decreto MiSE, è iniziata, già prima dell’estate, la fase sperimentale per le Comunità Energetiche e Rinnovabili e per l’Autoconsumo Collettivo.

Tra le varie criticità che sono state rilevate dalla collaborazione tra le istituzioni e il distributore, è stato riconosciuto un ostacolo in merito all’impossibilità di accesso ai dati delle cabine secondarie.

In una Comunità Energetica, i POD dei membri che la costituiscono devono essere connessi a un’unica cabina di trasformazione; risulta, quindi, indispensabile l’accesso a queste corrispondenze, che sono a disposizione dei distributori (DSO).

Le analisi effettuate hanno dimostrato che la richiesta della corrispondenza tra i POD e la cabina BT deve:

  • essere presentata dal referente della CER o da un soggetto terzo che opera a supporto;
  • essere inoltrata via PEC al distributore;
  • specificare l’identificativo dei POD per i quali si vuole conoscere la relativa cabina BT;
  • essere fornita dalla liberatoria firmata dall’intestatario di ogni POD considerato.

Per aiutare l’aggregazione partendo dalla corrispondenza cabina/POD, la delibera ARERA 318/2020 aveva proposto di:

  • associare a ciascun punto di connessione il codice della cabina secondaria a cui è connesso, inserendo tali informazioni nel SII, ovvero direttamente nelle bollette dei singoli clienti finali;
  • rendere disponibile in un’apposita area privata del proprio portale informatico le informazioni necessarie, anche su apposite mappe, ovvero con altri strumenti atti a identificare la localizzazione dei punti di connessione rispetto alle cabine secondarie. Questa possibilità sarebbe auspicabile anche in vista di un possibile sviluppo futuro di tali nuove configurazioni;
  • mettere a disposizione, in un’apposita area privata del proprio portale informatico, uno strumento che, partendo da un elenco di codici POD indicati dal soggetto richiedente, fornisca l’elenco delle unità di consumo e degli impianti di produzione che potrebbero essere ricompresi all’interno di una medesima Comunità Energetica, in quanto sottesi alla medesima cabina secondaria;
  • definire le informazioni fornite dall’impresa distributrice su richiesta degli utenti, prevedendo una procedura chiara e con tempistiche certe.

In base a queste proposte, la stessa Delibera ha previsto che i gestori di rete realizzassero strumenti autonomamente definiti, per individuare i punti di connessione inclusi alla stessa cabina secondaria, strumenti che possano essere utilizzati sul proprio sito internet oppure su richiesta degli operatori interessati all’attuazione del provvedimento.

A causa della mancanza di una regolamentazione sulle modalità di gestione delle informazioni, i distributori hanno iniziato a rispondere alle richieste ricevute soltanto di recente.

La Delibera ARERA 318/2020 aveva previsto che fossero i distributori stessi a definire le modalità per rispondere ai referenti sulla corrispondenza tra POD e cabine BT, ma al momento non c’è stata alcuna verifica sulle procedure dei distributori, poiché si tratta di modalità transitorie per identificare il perimetro delle CER, che potrebbero cambiare con il prossimo recepimento delle direttive europee e non essere più limitate al solo perimetro della cabina secondaria MT/BT; pertanto l’implementazione di sistemi automatici, che di per sé richiede tempi lunghi e incompatibili con il carattere di transitorietà dell’attuale perimetrazione delle CER, non avrebbe senso. Questa situazione costituisce, quindi, un ostacolo e un grande svantaggio competitivo.

In questa fase transitoria, gli sviluppatori di CER dovrebbero impegnare risorse importanti per costruire modelli che saranno suscettibili di cambiamenti nella fase definitiva.

Poiché la Delibera ha previsto che siano i distributori a definire in autonomia le modalità per rendere disponibili i dati necessari riguardo l’attribuzione dei POD alla cabina secondaria, nella fase transitoria non è possibile adottare un format unico per tutti i distributori; perciò verrà effettuata un’operazione di monitoraggio affinché i dati necessari vengano messi velocemente a disposizione.

In seguito ARERA pubblicherà anche dei chiarimenti in merito alle modalità operative del GSE per l’accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia condivisa

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

 

Gli intoppi di una Comunità Energetica

Convenienza e potenziale di mercato delle Comunità Energetiche

Per prevedere il potenziale di diffusione delle comunità energetiche in Italia, è stato stimato il mercato potenziale, ovvero il totale delle utenze energetiche e degli edifici che potrebbero costituire le configurazioni e il mercato realmente “disponibile”, cioè il sottoinsieme che considera la presenza di vincoli tecnici invalidanti. Sono stati identificati tre scenari di penetrazione attesa: “moderato”, “intermedio”, “accelerato”. Lo scenario “intermedio” parte dal presupposto che l’ampliamento delle configurazioni cominci dal basso, sostenuto dalla presenza di un solido razionale economico; invece, lo scenario “accelerato” presenta un “developer”, che può favorire l’aggregazione delle utenze e diminuire gli investimenti a carico delle utenze energetiche. Pertanto, è stato stimato che nel prossimo quinquennio, potrebbero essere coinvolte circa 150-300 mila utenze non residenziali ed oltre 1 milione di utenze residenziali, dando vita a circa 5-10 mila configurazioni di autoconsumo collettivo e circa 20.000 Comunità Energetiche Rinnovabili. Prendendo come punto di riferimento tale scenario, nel 2025 le comunità energetiche e gli autoconsumatori di energia rinnovabile potrebbero:

  • contribuire al 45% della nuova potenza di fotovoltaico installata, così da poter raggiungere l’obiettivo fissato dal PNIEC;
  • portare all’installazione di oltre 3,5 GW di impianti fotovoltaici e 1,3 GWh di capacità di accumulo, comportando un aumento consistente degli affari;
  • ridurre le perdite di rete di circa 5,5 GWh/anno, pari a circa 100 GWh cumulati nel periodo 2021-2044;
  • diminuire le emissioni di CO2, apportando benefici ambientali;
  • determinare una serie di ulteriori ricadute “sistemiche” positive, come ad esempio la fornitura di servizi ancillari a beneficio del sistema elettrico, e dare una spinta alla diffusione di soluzioni di efficienza energeticae della mobilità elettrica.

A partire dall’analisi del quadro normativo-regolatorio e grazie al confronto con gli operatori, sono state identificate e analizzate delle soluzioni tecnologiche che possono essere effettuate nell’ambito delle configurazioni di autoconsumatori collettivi e comunità energetiche, anche se ciascuna può assumere diverse fisionomie. Tutte le tecnologie hardware e software potenzialmente coinvolte all’interno di tali configurazioni possono essere considerate tecnologie già “mature” e reperibili sul mercato. Gli investimenti necessari riguardano l’installazione di nuovi impianti di generazione, con l’eventuale aggiunta di sistemi di accumulo, infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici o altri dispositivi hardware e software più avanzati per la gestione dei flussi energetici. Le configurazioni elettroniche identificate per analizzare gli investimenti tecnologici, che possono essere utilizzati per sviluppare una configurazione di autoconsumo collettivo di energia rinnovabile o di comunità energetica rinnovabile, sono:

  • “Pura condivisione”: configurazioni in cui è esclusivamente prevista l’installazione di un impianto di generazione FER (tipo fotovoltaico), con l’obiettivo di condividere virtualmente l’energia prodotta dall’impianto tra i membri della configurazione;
  • “Pura condivisione digital”: configurazioni in cui è prevista l’istallazione, oltre che dell’impianto fotovoltaico, di dispositivi di misura installati presso ciascun POD e di una piattaforma software di monitoraggio. I dispositivi garantiscono la visibilità sui dati di misura delle utenze di consumo e produzione;
  • “Condivisione ottimizzata”: configurazioni che prevedono anche la presenza del sistema di storage, che consente, da una parte, di aumentare il livello di energia prodotta dall’impianto FER e condivisa all’interno della configurazione, dall’altra, esso rappresenta una risorsa “flessibile”potenzialmente utilizzabile per la fornitura di servizi ancillari;
  • “Condivisione smart”: configurazioni che prevedono anche la presenza dell’infrastruttura tecnologica che abilita la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento da parte delle risorse “flessibili” disponibili e dell’infrastruttura per la ricarica dei veicoli elettrici.

Da questo confronto, ne è conseguito che esistono diverse possibili articolazioni del modello di business che potrebbero promuovere le iniziative di autoconsumo collettivo e comunità energetiche da parte di “soggetti terzi” o “developer”, i quali contribuirebbero tramite la ricerca e l’aggregazione dei membri, l’installazione degli asset, la somministrazione di tecnologie hardware e software per gestire gli asset e l’abilitazione alla partecipazione al MSD.

Gli operatori vogliono aggiungere nuovi modelli di business che includano anche la fornitura di servizi aggiuntivi di efficienza energetica.

Per quanto riguarda invece la sostenibilità economica, l’analisi si è concentrata su sei archetipi.

Per l’autoconsumo collettivo da FER:

  • un condominio con 20 utenti residenziali;
  • centro commerciale con 65 negozi.

Per le comunità energetiche:

  • un quartiere con 80 utentiresidenziali;
  • un quartiere con 60 utenti residenziali e 10 utenze tipo ufficio;
  • un’area urbana mista con un’utenza industriale che autoconsuma l’energia e condivide l’eccesso con 45 utenti residenziali;
  • un distretto industrialecon 14 PMI.

I risultati dell’analisi sono alquanto promettenti per la diffusione di queste configurazioni in futuro; in particolare è stato rilevato che:

  • la costituzione di autoconsumatori collettivi di energia rinnovabile all’interno di un condominio presenta economics molto interessanti nello scenario di investimento condiviso, grazie alla cessione del credito di cui il developer può beneficiare;
  • l’integrazione di un sistema di storage e degli altri servizi determina un miglioramento degli economics per il developer, mentre allunga i tempi di ritorno dell’investimento per le utenze energetiche, che tuttavia ottengono un beneficio economico annuo più elevato;
  • il condominio in cui l’investimento è totalmente a carico del developer non risulta conveniente, poiché non può accedere alla detrazionedel 50% sull’investimento sostenuto;
  • l’investimento “autonomo”, totalmente a carico delle utenze energetiche, presenta un IRR mediamente pari al 10% per quanto riguarda il solo fotovoltaico. Questo tipo di investimento è più che doppio rispetto al caso di investimento condiviso, il che potrebbe rappresentare una barriera per la diffusione;
  • la presenza di un developer, fornisce le risorse tecniche e finanziarie necessarie, abilita ulteriori opportunità per gli utenti, come l’installazione di una infrastruttura di ricarica per auto elettriche;
  • la configurazione inerente al centro commerciale presenta un livello di condivisione dell’energia prossimo al 100%, sia con un investimento autonomo, sia con uno a carico del developer;
  • in ambito urbano (Quartiere residenziale, Quartiere misto ed Area urbana mista), se l’investimento è totalmente a carico del developer ne conseguono economics negativi a causa della impossibilità per i soggetti di accedere alla detrazione del 50% sull’investimento sostenuto, mentre, se l’investimento è autonomo da parte delle utenze, risultano esserci benefici di elevati livelli di condivisione dell’energia prodotta dagli impianti di generazione;
  • l’Area Mista, dove si prevede che un’utenza industriale si faccia promotrice dell’iniziativa e coinvolga altre utenze energetiche residenziali vicine, riporta oltre la convenienza economica, anche delle ricadute “sociali” positive sulla comunità locale;
  • il Quartiere Residenzialeinvece non mostra economics particolarmente soddisfacenti dal momento che le utenze energetiche coinvolte non possono installare impianti fotovoltaici sui tetti degli edifici;
  • il distretto industriale mostra l’IRR più elevato, pari al 14-15% nel caso di investimento a carico del developer, e a circa il 19% se sostenuto dalle utenze energetiche, grazie agli elevati livelli di condivisione dell’energia prodotta dagli impianti di generazione. Tuttavia questo tipo di configurazione risulta essere di difficile realizzazione per l’attuale quadro normativo.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

Convenienza e potenziale di mercato delle Comunità Energetiche

Come finanziare le comunità energetiche rinnovabili

L’accoglimento della direttiva sulle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) permette di creare cooperative o soggetti del terzo settore, anche nel settore energetico.

La ricerca “Citizens’ engagement in funding renewable and energy efficiency projects: A fuzzy set analysis” (Impegno dei cittadini nel finanziamento di progetti di efficienza energetica e rinnovabile: un’analisi confusa), curata dal Dipartimento di Economia Aziendale dell’Università di Verona, sostiene che esistono due modalità di raccolta fondi: il modello cooperativo, che utilizza le risorse dei soci per finanziarsi e quello delle piattaforme di crowdfunding, che operano con analogo modello di business per finanziare progetti di terzi; entrambi i meccanismi sono sistemi di sostegno economico per i cittadini, stimolano l’accettabilità sociale di impianti energetici e danno la possibilità di creare delle CER. Consentire ai cittadini il finanziamento dei progetti tramite l’uso combinato di questi due modelli ha lo scopo di aumentare la loro consapevolezza, riguardo le questioni energetiche, favorendo la transizione energetica.

Attraverso l’analisi dei dati delle campagne di crowdfunding energetico, la ricerca è pervenuta a confermare che:

– sia le piattaforme cooperative che quelle di crowdfunding sono modelli di business adeguati per finanziare progetti di energie rinnovabili e di efficienza energetica sfruttando le potenzialità dell’impegno collettivo;

– modalità di promozione e comunicazione dei progetti sono fattori rilevanti per rafforzare l’impegno collettivo nel processo di raccolta fondi;

– la dimensione degli investimenti è un fattore rilevante nella definizione dell’impegno dei cittadini nel processo di raccolta fondi.

In base ai pochi dati oggi disponibili, è emerso che non è possibile preferire un modello sull’altro, dal momento che sia quello cooperativo che le piattaforme di crowdfunding si dimostrano comunque modelli di business adatti per il finanziamento di progetti, sfruttando il potenziale dell’impegno collettivo.

Mentre il modello cooperativo si finanzia interamente attingendo dalle risorse dei soci-cittadini, in futuro si conoscerà in quale proporzione questi potranno contribuire al finanziamento dei progetti nelle piattaforme di crowdfunding, rispetto alla generale platea di investitori, per capire se si stia innescando nel cittadino un processo culturale di modifica dei comportamenti e delle scelte di acquisto e consumo dell’energia: questo sarà l’aspetto importante rispetto alla possibilità di una transizione energetica di successo!

Nonostante il modello cooperativo risulti essere adatto per il passaggio alle energie rinnovabili, grazie ai suoi principi democratici e al suo ruolo educativo e informativo nella comunità, soffre però di un’importante limitazione relativa all’accesso al capitale; mentre il modello di crowdfunding è adatto come fonte di finanziamento all’inizio del ciclo di vita del progetto di energia rinnovabile e sostenibile, soprattutto quando c’è la necessità di aprire il progetto a investitori esterni.

I soggetti non-profit, che verranno a formarsi nelle CER, potranno pertanto accedere a modelli di finanziamento diversificati e non esclusivi.

Fondamentale perciò è la partecipazione dei cittadini, in modo che riescano ad acquisire una quantità e qualità di informazioni che consenta loro di sviluppare una certa sensibilità rispetto al tema energetico e ambientale, nonché la possibilità di ottenere vantaggi economici. Soltanto se l’azione di comunicazione risulterà efficace, le Comunità Energetiche Rinnovabili potranno raccogliere fondi sia direttamente sia attraverso le piattaforme di crowdfunding: in dipendenza delle fasi e dell’entità del progetto potranno fare raccolta di capitale, di prestito oppure di donazioni, con o senza ricompensa.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

 

 

 

 

 

Come finanziare le comunità energetiche rinnovabili

Comunità energetiche: approvato il Decreto con gli incentivi

Il 16 novembre è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Dm Sviluppo economico 16 settembre 2020 https://www.gazzettaufficiale.it/atto/stampa/serie_generale/originario che contiene le tariffe incentivanti per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti nelle configurazioni per l’autoconsumo collettivo e nelle comunità energetiche. Il provvedimento entrato in vigore, attua quanto riportato dal comma 9 dell’articolo 42-bis del decreto-legge n. 162/2019 (“Milleproroghe”), ovvero stabilisce che l’energia elettrica prodotta e condivisa dagli impianti a fonti rinnovabili ha diritto, per un periodo di 20 anni, ad un incentivo in forma di tariffa premio così suddiviso:

  • 100 €/MWh nel caso in cui l’impianto di produzione faccia parte di una configurazione di autoconsumo collettivo;
  • 110 €/MWh nel caso in cui l’impianto faccia parte di una comunità energetica rinnovabile.

Il Decreto dispone anche i limiti e le modalità per la valorizzazione dell’energia condivisa prodotta da impianti fotovoltaici che accedono alla detrazione del 110% prevista dal Superbonus; infatti, per quanto riguarda gli enti locali le tariffe incentivanti non si possono accumulare, né con gli incentivi per le FER elettriche previsti dal Dm 4 luglio 2019, né con lo scambio sul posto; mentre, per tutti gli altri soggetti, le tariffe risultano cumulabili con il Superbonus per il fotovoltaico e con la detrazione del 50% per gli impianti a fonti rinnovabili, prevista dall’articolo 16-bis del Tuir.

Coloro che intendono beneficiare del servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa devono presentare istanza al GSE per il tramite del referente, utilizzando uno schema definito dallo stesso Gestore. I dettagli sono stati definiti dalla delibera dell’ARERA dello scorso 4 agosto, che riporta: “L’intera energia prodotta e immessa in rete – si legge nel testo – resta nella disponibilità del referente della configurazione, con facoltà di cessione al GSE […] fermo restando l’obbligo di cessione previsto per l’energia elettrica non autoconsumata o non condivisa, sottesa alla quota di potenza che acceda al Superbonus”.

Le disposizioni introdotte dal Decreto si applicano alle configurazioni di autoconsumo collettivo a alle comunità energetiche rinnovabili, inclusi i potenziamenti, entrati in esercizio a decorrere dal 1° marzo 2020 ed entro i sessanta giorni successivi alla data di entrata in vigore del provvedimento di recepimento della direttiva 2018/2001/Ue.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

Comunità energetiche: approvato il Decreto con gli incentivi

La società di revisione PWC si aggiunge ai responsabili delle perdite subite dai risparmiatori di Veneto Banca

Come già accennato nel nostro precedente articolo “Veneto Banca insolvente”, la Procura di Treviso ha ritenuto opportuno indagare sulla società di revisione dei bilanci di Veneto Banca, la PriceWaterhouseCoopers, che ha avuto un ruolo, se non esclusivo, certamente rilevante nella determinazione di sottoscrivere gli aumenti di capitale, ovvero di aderire alla proposta di conversione del prestito obbligazionario in azioni ordinarie di nuova emissione.

La perizia, recentemente redatta dal Consulente incaricato, ha confermato che il revisore, Dott.ssa Alessandra Mingozzi e quindi anche la società PWC sono responsabili dei reati di falso in revisione, avendo portato alla perdita degli investimenti azionari dei risparmiatori.

Risultano essere vittime di queste vicende tutti i soci azionisti e gli obbligazionisti subordinati che, inconsapevoli del livello di rischio e della reale situazione economica e patrimoniale della Banca, mantenevano in portafoglio il proprio investimento e acquistavano, affidandosi alle relazioni di revisione siglate dalla società PWC, obbligazioni subordinate del tipo LT2, negoziate presso la Borsa di Lussemburgo e sottoscritte per oltre il 40% da investitori istituzionali, emesse dalla Banca rispettivamente:

  • il 15 maggio 2015, per nominali € 40.000.000 al tasso 6,944% con scadenza a 10 anni;
  • il 15 maggio 2025 (“Veneto Banca – Subordinated Notes due 15 May 2015 under the € 4,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme”);
  • il 1° dicembre 2015, per nominali € 200.000.000 al tasso del 9,5%, con scadenza a 10 anni;
  • il 1° dicembre 2025 ((“Veneto Banca – Subordinated Notes due 15 May 2015 under the € 5,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme”).

I risparmiatori avrebbero così subito un danno patrimoniale pari alla totale perdita di valore delle azioni e/o delle obbligazioni subordinate, interessi inclusi, per effetto di accertamento dello stato di dissesto o a rischio di dissesto della Banca dichiarato dalla BCE con provvedimento del 23 giugno 2017, cui faceva seguito la sottoposizione di Veneto Banca a procedura di liquidazione coatta amministrativa disposta con Decreto Legge emesso il 25 giugno 2017 dal Consiglio dei Ministri.

In conclusione, potranno procedere giudizialmente contro PWC coloro che hanno interrotto i termini di prescrizione nei confronti della medesima società di revisione, richiedendo il risarcimento integrale del danno subito.

Vi terremo aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

La società di revisione PWC si aggiunge ai responsabili delle perdite subite dai risparmiatori di Veneto Banca

Decreto Semplificazioni e poteri del GSE: nuovo limite ai controlli e sanzioni

Il Decreto Legge n. 76 del 16 luglio scorso (c.d. Decreto Semplificazioni), convertito in L. 11.09.2020 n. 120, in vigore dal 15 settembre 2020, ha introdotto una novità alla disciplina delle sanzioni di cui all’art. 42 D.LGS. 28/2011 per gli impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile, modificando portata e presupposti per l’esercizio dei poteri riconosciuti al GSE nell’ambito dei procedimenti di verifica e controllo su impianti incentivati.

Il comma 3 dell’art. 42 del D.Lgs. 3 marzo 2011 è stato, quindi, modificato con l’introduzione dell’inciso secondo il quale, prima di poter disporre la decadenza, il GSE dovrà verificare la sussistenza dei presupposti per l’esercizio dell’autotutela previsti dal richiamato art. 21- nonies della legge 7 agosto 1990, n. 241.

Il testo attuale del comma 3 art. 42 è diventato il seguente:

3. Nel caso in cui le violazioni riscontrate nell’ambito dei controlli di cui ai commi 1 e 2 siano rilevanti ai fini dell’erogazione degli incentivi, il GSE in presenza dei presupposti di cui all’articolo 21-nonies della legge 7 agosto 1990, n. 241 dispone il rigetto dell’istanza ovvero la decadenza dagli incentivi, nonché il recupero delle somme già erogate, e trasmette all’Autorità’ l’esito degli accertamenti effettuati per l’applicazione delle sanzioni di cui all’articolo 2, comma 20, lettera c), della legge 14 novembre 1995, n. 481. In deroga al periodo precedente, al fine di salvaguardare la produzione di energia da fonti rinnovabili degli impianti che al momento dell’accertamento della violazione percepiscono incentivi, il GSE dispone la decurtazione dell’incentivo in misura ricompresa fra il 10 e il 50 per cento in ragione dell’entità’ della violazione. Nel caso in cui le violazioni siano spontaneamente denunciate dal soggetto responsabile al di fuori di un procedimento di verifica e controllo le decurtazioni sono ulteriormente ridotte della metà.”

Il sopra richiamato articolo 21-nonies, Legge 7 agosto 1990, n. 241, così prevede:

“1. Il provvedimento amministrativo illegittimo (…)può essere annullato d’ufficio, sussistendone le ragioni di interesse pubblico, entro un termine ragionevole, comunque non superiore a diciotto mesi.

  1. È fatta salva la possibilità di convalida del provvedimento annullabile, sussistendone le ragioni di interesse pubblico ed entro un termine ragionevole.

2-bis. I provvedimenti amministrativi conseguiti sulla base di false rappresentazioni dei fatti o di dichiarazioni sostitutive di certificazione e dell’atto di notorietà false o mendaci per effetto di condotte costituenti reato, accertate con sentenza passata in giudicato, possono essere annullati dall’amministrazione anche dopo la scadenza del termine di diciotto mesi di cui al comma 1, fatta salva l’applicazione delle sanzioni penali nonché delle sanzioni previste dal capo VI del testo unico di cui al d.p.r. 28 dicembre 2000 n. 445”.

Da ciò, ne deriva che il GSE, prima di poter dichiarare la decadenza e richiedere la restituzione delle somme erogate, dovrà accertare la violazione della normativa prevista per l’accesso e il mantenimento degli incentivi, ma anche verificare la ricorrenza dei seguenti elementi, disposti dal sopracitato art. 21-nonies:

  1. il decorso di un termine non superiore a diciotto mesi dal momento in cui i produttori sono stati ammessi agli incentivi;
  2. la sussistenza di un interesse prevalente rispetto alla lesione del diritto del produttore di cui deve essere fornita motivazione.

Attenzione però a non cadere nell’errore di sostenere in maniera generalizzata che il GSE non possa più adottare provvedimenti decadenziali decorsi i 18 mesi dal consolidamento del provvedimento di ammissione agli incentivi.

Se, infatti, si sposta l’attenzione dall’innovazione formale alla portata sostanziale della novità normativa, appare chiaro come il limite temporale per l’esercizio del potere di autotutela andrà in ogni caso verificato sulla base del singolo caso concreto.

La prima limitazione formale deriva dalle deroghe dello stesso articolo art. 21 nonies, comma 2 bis, della L. 7 agosto 1990, n. 241, come sopra riportato, il quale prevede che sia annullabile il provvedimento amministrativo conseguito sulla base:

  1. di false rappresentazioni dei fatti”, che sussistono laddove il provvedimento sia stato rilasciato sulla base di presupposti errati e tale errore risulti non imputabile (neanche a titolo di colpa concorrente) all’Amministrazione, ed imputabile, per contro, al privato, quanto meno per colpa grave.
  2. di dichiarazioni sostitutive di certificazione e dell’atto di notorietà false o mendaci per effetto di condotte costituenti reato, accertate con sentenza passata in giudicato.

Escludendo, quindi, le fattispecie chiaramente dolose costituenti reato, se la novità normativa viene letta alla luce dei numerosi casi di provvedimenti di decadenza impugnati innanzi al Tar Lazio ci si rende facilmente conto di come, nella maggioranza dei casi, si tratti proprio di fattispecie in cui il beneficiario degli incentivi ha – per colpa – fornito al GSE una falsa rappresentazione di fatti rilevanti.

Allora, il termine dei 18 mesi, va indagato rispetto alla fattispecie concreta, al grado di colpa del dichiarante nella dichiarazione dei fatti e – eventualmente – al grado di colpa concorrente del GSE nella valutazione degli stessi.

Si consideri, a esempio, il  caso in cui possa esserci una contestazione del c.d. “artato frazionamento” i proprietari di impianti potrebbero beneficiare della nuova norma ove, pur sussistendo i presupposti dell’art. 5 comma 2 del DM 23/6/2016 (impianti delle stessa fonte nella disponibilità del medesimo produttore e localizzati nella medesima particella o su particelle catastali contigue) il provvedimento di concessione degli incentivi sia stato rilasciato sulla base di dichiarazioni del produttore non viziate da colpa grave e, contestualmente, verificabili dal GSE (colpa concorrente).

Appare ragionevole sostenere, perciò, anche che se un produttore ha correttamente trasmesso (in buona fede e senza colpa grave), ai fini dell’accesso agli incentivi fotovoltaici la marca, il modello, il numero dei moduli e la loro relativa certificazione e successivamente, a seguito di verifica che avvenga oltre 18 mesi dal rilascio del provvedimento di concessione degli incentivi, il GSE riscontri che la certificazione ricevuta non sia idonea o comunque non riferibile a tali moduli (colpa concorrente), il produttore potrebbe – di nuovo – avvalersi della nuova norma.

Novità anche in ambito TEE.

Grazie, infatti, a un emendamento approvato al Senato viene esteso anche agli interventi di efficienza energetica e rinnovabili termiche, quanto previsto dal Decreto Semplificazioni (art. 56) per gli impianti fotovoltaici.

L’art. 42 del D.lgs. n. 28/2011, nella sua formulazione antecedente all’entrata in vigore del DL Semplificazioni, prevedeva che, in caso di annullamento del provvedimento di riconoscimento di Certificati Bianchi, erano fatte salve le rendicontazioni già approvate relative ai progetti, sempre che le difformità riscontrate dal GSE a fondamento del provvedimento di annullamento non derivassero da discordanze tra quanto trasmesso dal proponente e la situazione reale dell’intervento, ovvero da documenti non veritieri, come dichiarazioni false o mendaci rese dal proponente.

Il Decreto Semplificazioni, invece, ha:

  • esteso il principio finalizzato a fare salve le rendicontazioni già approvate, in caso di annullamento del provvedimento di ammissione ai TEE a tutte le tipologie di progetti (standard, analitici o a consuntivo);
  • eliminato l’ipotesi di “discordanza tra quanto trasmesso dal proponente e la situazione reale dell’intervento”, tra le eccezioni che giustificano la deroga al succitato principio, residuando soltanto i casi di “documenti non veritieri e dichiarazioni false o mendaci rese dal proponente”;
  • previsto anche in tale ambito che l’intervento del GSE debba avvenire nel rispetto dei principi sanciti dall’art. 21-nonies della Legge n. 241/1990, che fra l’altro limita il potere di intervento “sanzionatorio” da parte dell’Amministrazione entro il termine di 18 mesi, alle condizioni sopra riferite (e sempre che le difformità riscontrate non derivino da “documenti non veritieri e dichiarazioni false o mendaci rese dal proponente”).

In conclusione, con queste novità riguardanti i controlli del GSE, sembrerebbe che il Legislatore abbia voluto recepire l’esigenza del mercato di vedere riconosciuta maggiore certezza negli investimenti, avendo soprattutto riguardo ai rapporti giuridici consolidati.

È in questa direzione che si pone, pertanto, la previsione che assoggetta i poteri di intervento del GSE al rispetto dei principi in materia di autotutela, così ponendo un limite temporale (quanto meno in astratto) agli interventi caducatori.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

Decreto Semplificazioni e poteri del GSE: nuovo limite ai controlli e sanzioni

Approvati gli incentivi per gli impianti fotovoltaici su cave e discariche con destinazione agricola

È stata accolta la richiesta avanzata da varie associazioni del fotovoltaico, di poter estendere gli incentivi statali a tutti gli impianti fotovoltaici costruiti su discariche chiuse e ripristinate e cave esaurite, con destinazione ad area agricola.

In tal modo è stato risolto un problema spesso denunciato e che ha frenato la partecipazione del fotovoltaico ad aste e registri del FER 1, ovvero, l’approvazione dell’articolo 65 del decreto legge 24 gennaio 2012 n.1 (convertito con legge 24 marzo 2012, n. 27), che vietava agli impianti con moduli collocati a terra in aree agricole di godere degli incentivi statali; per tale ragione, sino a oggi, le cave e le discariche abbandonate, classificate come terreni agricoli, erano precluse dai bandi del FER 1.

Questa novità è contenuta nel Decreto Semplificazioni (clicca qui), più precisamente negli emendamenti approvati (56.21 testo 2, Arrigoni – Lega, 56,60 di De Petris – Leu e l’identico 56.61 di Girotto (M5S) dalle commissioni I e VII del Senato, in cui è stato stabilito che l’esclusione degli impianti su terreni agricoli dagli incentivi “non si applica (…) agli impianti solari fotovoltaici da realizzare su discariche e lotti di discarica chiusi e ripristinati, cave o lotti di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento per le quali l’autorità competente al rilascio dell’autorizzazione abbia attestato l’avvenuto completamento delle attività di recupero e ripristino ambientale previste nel titolo autorizzatorio nel rispetto delle norme regionali vigenti, autorizzati ai sensi dell’articolo 4, comma 2, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, e in ogni caso l’accesso agli incentivi per tali impianti non necessita di ulteriori attestazioni e dichiarazioni.

Il medesimo Decreto ha apportato un’ulteriore novità in ambito di energia rinnovabile, in quanto l’articolo 56 è intervenuto in merito alle procedure di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) per gli interventi di ammodernamento su impianti esistenti, disponendo che la VIA abbia a oggetto la variazione di impatto indotta dal progetto rispetto alla situazione ante-in­tervento.

Vi terrò aggiornati.

Avv. Romina Zanvettor

Approvati gli incentivi per gli impianti fotovoltaici su cave e discariche con destinazione agricola