Con riferimento al “Pacchetto energia” (Artt. 23-31) in sede di conversione in legge del D.L. 91/14, sono state introdotte numerose novità che comunque non risolvono i problemi legati allo “spalma incentivi”.

Il provvedimento approvato in via definitiva  conferma le disposizioni di cui all’articolo 23. Per cui i risparmi conseguenti alla riduzione di taluni oneri che gravano sulle bollette elettriche, vengono destinati ai consumatori di energia elettrica dotati di connessioni in media e bassa tensione con potenza disponibile a 16,5 kW, per utenze diverse dal residenziale e dall’illuminazione pubblica.

All’articolo 24, comma 1, è poi stabilito il principio generale secondo cui i corrispettivi tariffari a copertura degli oneri generali di sistema, sono determinati facendo esclusivo riferimento al consumo di energia elettrica dei clienti finali o a parametri relativi al punto di connessione dei medesimi clienti finali, salvo le esenzioni disposte ai successivi commi.

I commi successivi intervengono sulla disciplina dei consumatori connessi ai cosiddetti sistemi semplici di produzione e consumo – le reti interne di utenza (RIU), i sistemi efficienti di utenza (SEU) e i sistemi equiparati ai sistemi efficienti di utenza (SESEU) – che sono, ad oggi, completamente esentati dal pagamento degli oneri di sistema per la parte di energia autoprodotta o per le forniture gestite nell’ambito di questi sistemi.
In particolare, il comma 2 stabilisce le modalità con cui anche tali consumatori contribuiscono agli oneri generali di sistema, chiarendo che il regime di esenzione si applica non a tutta ma una parte dell’energia consumata e non prelevata dalla rete (ovvero a quella quota di energia consumata proveniente da autoproduzione). Più precisamente, si stabilisce che ai predetti sistemi entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014 i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema si applicano sull’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete, in misura pari al 5% dei corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata dalla rete.

Con l’introduzione del comma 9 sono escluse dall’applicazione delle disposizioni dell’articolo 24 gli impianti a fonti rinnovabili di potenza non superiore a 20 kW in regime di scambio sul posto.

Con l’articolo 25, gli oneri per lo svolgimento dell’attività del Gestore dei servizi energetici (GSE), inerente i meccanismi di incentivazione e sostegno alle imprese in materia di rinnovabili ed efficienza energetica, sono posti a carico dei beneficiari dell’attività della medesima società (attualmente tali oneri sono coperti solo in parte dai produttori). In sede di conversione in legge sono stati esclusi gli impianti destinati all’autoconsumo entro i 3 kW.
Entro 60 giorni dall’entrata in vigore del provvedimento, le tariffe, determinate sulla base dei costi, della programmazione e delle previsioni di sviluppo delle attività, saranno proposte dal GSE e approvate dal Ministro dello sviluppo economico entro i successivi 60 giorni. Tali tariffe saranno aggiornate ogni tre anni.

È stato introdotto l’art. 25 bis che prevede la revisione, a partire dal 1 gennaio 2015, della disciplina dello scambio sul posto sulla base di alcuni criteri direttivi:
•    la soglia di applicazione è elevata a 500 kW per gli impianti a fonti rinnovabili  entrati in esercizio dal 1 gennaio 2015;
•    per gli impianti di potenza non superiore a 20 kW, inclusi quelli già in esercizio, non sono applicati i corrispettivi tariffari a copertura degli oneri generali di sistema sull’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete;
•    per gli impianti operanti in regime di scambio sul posto, diversi da quelli al punto precedente, si applicano i corrispettivi in misura del 5% dei corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata dalla rete.

L’articolo 26, che interviene sulle modalità e sulle tempistiche di erogazione degli incentivi per gli impianti fotovoltaici, è stato modificato in sede di conversione in legge, soprattutto per gli aspetti legati alla rimodulazione (comma 3).

Il comma 2 ridefinisce le modalità con cui il Gestore dei Servizi Energetici SPA provvede all’erogazione degli incentivi prevedendo, già a partire dal secondo semestre 2014, la corresponsione di un acconto, con rate mensili costanti, su base annua, pari al 90% della producibilità media annua stimata di ciascun impianto e un conguaglio riconosciuto entro il 30 giugno dell’anno successivo in relazione alla produzione effettiva.

Le relative modalità operative dovranno essere rese note dal GSE entro 15 giorni dalla pubblicazione del decreto e approvate con decreto del MISE.

Nel caso poi di impianti fotovoltaici di potenza maggiore di 200 kW, a tale misura si aggiunge l’ormai noto “spalma-incentivi” (comma 3) che stabilisce, con decorrenza dal 1° gennaio 2015, la rimodulazione degli incentivi sulla base delle seguenti opzioni:
1. la tariffa è erogata per un periodo di 24 anni ed è «ricalcolata» in base alla percentuale di riduzione che va dal 25% con un periodo residuo di 12 anni fino al 17% oltre 19 anni;
2. la tariffa è rimodulata con un primo periodo di incentivi ridotti rispetto all’attuale e un secondo periodo di incentivi incrementati «in ugual misura»; le percentuale sono stabilite dal Mise entro il 1 ottobre 2014 così da consentire, in caso di adesione di tutti, «un risparmio di almeno 600 milioni di euro all’anno per il periodo 2015-2019» rispetto alle tariffe attuali;
3. fermo restando il periodo di erogazione ventennale la tariffa è ridotta del:
– 6% per gli impianti da 200 kW a 500 kW;
– 7% per gli impianti da 500 kW a 900 kW;
– 8% per gli impianti di potenza nominale superiore.
Quest’ultima opzione viene applicata automaticamente da parte del GSE in caso di mancata scelta dell’operatore entro il 30 novembre 2014.
In caso di impianti incentivati mediante tariffe onnicomprensive introdotte dal DM 5 luglio 2012 (V conto energia) le riduzioni percentuali riguardano la sola componente incentivante della tariffa. Tale componente va calcolata come differenza tra la tariffa ed il prezzo zonale orario dell’energia.

Per gli impianti oggetto di rimodulazione, è prevista la possibilità per il produttore di energia di accedere a finanziamenti bancari, per un importo massimo pari alla differenza tra l’incentivo già spettante al 31 dicembre 2014 e l’incentivo rimodulato, sulla base di apposite convenzioni con il sistema bancario (ABI). Tali finanziamenti possono beneficiare, cumulativamente o alternativamente, di provvista dedicata e di garanzia concessa dalla Cassa depositi e prestiti SpA.

La nuova stesura dell’articolo 26 con il comma 7 regola anche la possibilità per i beneficiari di incentivi pluriennali per il fotovoltaico di cedere una quota fino all’80% ad un «acquirente selezionato tra i primari operatori finanziari europei». Tali quote di incentivo non sono oggetto di rimodulazione. Inoltre i successivi commi 8-13 ne definiscono le modalità.

L’articolo 30 modifica in particolare il D.Lgs. 28/2011, introducendo alcune semplificazioni amministrative all’art. 7 comma 5 dello stesso decreto e l’inserimento di due nuovi articoli: l’articolo 7 bis “Semplificazione delle procedure autorizzative per  la  realizzazione di interventi di efficienza energetica e  piccoli  impianti  a  fonti rinnovabili“ e l’articolo 8 bis “Regimi di autorizzazione per la produzione di biometano“.

Attraverso le modifiche all’art. 7 comma 5 viene prevista la semplice comunicazione al Comune per le pompe di calore.
In particolare, l’articolo 7  bis stabilisce che la comunicazione per la realizzazione, connessione ed esercizio di impianti di produzione di energia elettrica soggetti a semplice comunicazione (attività edilizia libera ai sensi dell’articolo 6, comma 11, del D.Lgs. 28/11) e la comunicazione per l’installazione e l’esercizio di unità di micro cogenerazione sono  effettuate utilizzando un  modello unico approvato dal MISE sentita l’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico, e sono stabilite modalità semplificate per l’acquisizione degli atti di assenso eventualmente necessari.
Tale disposizione dovrebbe dunque favorire una riduzione degli oneri per le pratiche di realizzazione di piccoli impianti fotovoltaici collocati sugli edifici.

Con l’articolo 8 bis sono, altresì, introdotte ulteriori misure di semplificazione per la realizzazione di impianti di produzione di biometano e per la conversione a biometano di impianti di produzione di energia elettrica da biogas, che dovrebbero consentire uno spostamento dalla produzione di energia elettrica a quella di biometano con una conseguente diminuzione degli oneri economici gravanti sulle bollette elettriche ed una riduzione dell’uso di biocarburanti diversi dal biometano.

Il provvedimento, stabilisce che gli articoli 5 (Autorizzazione Unica) e 6 (Procedura abilitativa semplificata e comunicazione per gli impianti alimentati da energia rinnovabile) del d.lgs. 28/11 si applicano anche agli impianti di biometano. In particolare si applica la procedura abilitativa semplificata nel caso impianti di capacità produttiva fino a 500 standard metri cubi/ora (nel dl 9/14 era previsto 100 standard metri cubi/ora), nonché per le opere di modifica e per gli interventi di parziale o completa riconversione alla produzione di biometano di impianti di produzione di energia elettrica da biogas, che non comportano aumento e variazione delle matrici biologiche in ingresso. Negli altri casi si applica l’autorizzazione unica.

Rispetto agli impianti a biogas che potranno essere riconvertiti a biometano così come previsto dall’articolo 6 (Riconversione di impianti a biogas, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione esistenti) del DM 18 dicembre 2013 (decreto Biometano) , si segnala che essendo il regime di incentivazione del biometano legato all’uso di particolari biomasse (materie di origine non alimentare, sottoprodotti in misura prevalente, ecc), diversamente da quanto richiesto per la produzione elettrica da biogas, nella maggior parte dei casi si dovrà ricorrere all’autorizzazione unica.

Viene modificato il comma 4 bis, dell’articolo 12 del d.lgs. 387/03 prevedendo che in caso di realizzazione di impianti alimentati a biogas e a biometano di nuova costruzione, 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.

In sede di conversione in legge nelle modifiche all’art. 30 sono stati inseriti una serie di commi aggiuntivi:
•    2 bis che prevede la data del 31 ottobre 2014 come termine per le Regioni di prevedere specifiche semplificazioni per il  procedimento  di autorizzazione alla realizzazione di nuovi impianti di  distribuzione di metano  e  di  adeguamento  di  quelli  esistenti  ai  fini  della distribuzione del metano;
•    2 ter viene fissata al 31 ottobre 2014 la data entro cui  l’Autorità  per  l’energia  elettrica  e  il   gas   emana specifiche  direttive  relativamente  alle  condizioni  tecniche  ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione  di  impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i  cui  gestori hanno obbligo di connessione di terzi;
•    2 quater sono inseriti anche i gas di discarica tra le matrici che possono ottenere la maggiorazione del certificato di immissione nella produzione di biocarburanti;
•    2 quinques prevede semplificazioni nella progettazione delle pompe di calore aventi potenza termica non superiori a 15 kW;
•    2 sexies: viene prevista l’emanazione di un decreto per normare le emissioni in atmosfera delle bioraffinerie.

Con l’art. 30 ter vengono previsti misure urgenti di semplificazione per l’utilizzo delle fonti rinnovabili nell’ambito della riconversione industriale del comparto bieticolo saccarifero.

Infine l’art. 30 sexies fissa al 15 settembre 2014 la determinazione della quota minima dei biocarburanti che deve essere immessa in commercio.

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