CHIAREZZA E UNIFORMITÀ NORMATIVA PER IL …...Il fotovoltaico in Italia si trova oggi in un momento...

Pagina 1 di 26

CHIAREZZA E UNIFORMITÀ NORMATIVA PER IL FUTURO

DEL FOTOVOLTAICO IN ITALIA

Barriere amministrative ed evoluzione normativa 20 giugno 2011

Pagina 2 di 26

LEGAL DISCLAIMER: I contenuti del presente documento sono di esclusiva responsabilità dell’autore. Essi non rappresentano

necessariamente le opinioni della Commissione Europea. Né EACI, né la Commissione Europea sono responsabili per l’uso che potrebbe

essere fatto delle informazioni qui contenute.

1 NOTE GENERALI

Imprint :

Il presente documento è stato redatto nell’ambito del progetto PV LEGAL, con il supporto del Programma “INTELLIGENT ENERGY EUROPE ”.

Autore :

Andrea Zanolla

Partner :

Assosolare – Associazione Nazionale dell’Industria Fotovoltaica

Revisori :

Paolo-Michele Sonvilla – eclareon GmbH

Layout :

EPIA – European Photovoltaic Industry Association, luglio 2010

Print :

Assosolare, July 2011

Note: This document was drafted as part of the PV LEGAL project with the support of the “INTELLIGENT ENERGY EUROPE” Programme.

Pagina 3 di 26

INDICE DEI CONTENUTI Page

BARRIERE AMMINISTRATIVE ED EVOLUZIONE NORMATIVA 1

1 NOTE GENERALI 2

2 PREMESSA ALLA TERZA VERSIONE 4

3 INTRODUZIONE 4

4 DESCRIZIONE DELLE BARRIERE E PROPOSTE PER LA LORO R IDUZIONE 6

4.1 DECRETO 28/2011 E IV CONTO ENERGIA 6

4.1.1 Il nuovo quadro normativo per l’incentivazione del fotovoltaico 6

4.1.2 Fonti normative 6

4.1.3 Analisi di background e ratio delle problematiche 6

4.1.4 Proposte e soluzioni possibili 7

4.2 AUTORIZZAZIONE UNICA E LINEE GUIDA NAZIONALI 8

4.2.1 L’Autorizzazione unica. Descrizione della barriera e delle problematiche 8


4.2.3 Impatto e criticità 8



4.3 AUTORIZZAZIONE PAESAGGISTICA 11

4.3.1 Autorizzazione paesaggistica. Descrizione della barriera e delle problematiche 11


4.3.3 Impatto e severità 12


4.3.5 Gli attori e gli interessi in gioco 12


4.4 RETE ELETTRICA E CONNESSIONI 14

4.4.1 Reti e connessioni 14


4.4.3 Impatto e severità 15

4.4.4 Analisi di background Ratio delle problematiche 15


4.5 ALTRE BARRIERE 17

4.5.1 La questione aperta dell’ICI 17

5 ACTION LIST 18

6 ALLEGATO I 20

6.1 Metodologia 20

7 ALLEGATO II – INFORMAZIONI PAESE 21

7.1 Le procedure amministrative e le fasi di sviluppo 21

7.2 I segmenti di mercato 21

7.2.1 Segmento A 21

7.2.2 Segmento B 22

7.2.3 Segmento C 22

Pagina 4 di 26

2 PREMESSA ALLA TERZA VERSIONE

La presente versione rappresenta il terzo aggiornamento del National Advisory Paper Italiano, a seguito dei profondi mutamenti del quadro normativo nazionale e regionale. La prima versione, chiusa a luglio 2010 ha visto subito dopo, in agosto e settembre, la pubblicazione del III Conto energia e delle Linee guida (attese da 7 anni). Una seconda edizione, datata ottobre 2010, è stata resa obsoleta, poco più di un mese dopo la sua pubblicazione, dall’avvio dell’iter che ha portato al Decreto 3 marzo 2011 n. 28, che ha disposto la chiusura del III Conto energia e la definizione di un nuovo schema di incentivi arrivato con l’adozione del Decreto 5 maggio 2011 (IV Conto energia). A fronte di continue e radicali evoluzioni del quadro normativo nazionale, ci siamo convinti della necessità di aggiornare ancora una volta il documento al fine di salvaguardarne la fruibilità e l’utilità ai fini del progetto rivedendo e aggiornando anche l’assetto delle barriere individuate e quindi l’impostazione delle azioni volte alla loro eliminazione/riduzione. Questa terza versione si chiude con una situazione ancora in grande fermento che ci auguriamo possa sedimentare, superando le incertezze ancora presenti, anche grazie al presente lavoro, e offrire al fotovoltaico italiano quella stabilità normativa che è alla base dello sviluppo virtuoso di qualsiasi settore produttivo.

3 INTRODUZIONE

Il presente documento mira all’analisi delle principali barriere a livello burocratico - amministrativo che si frappongono ad un pieno ed armonico sviluppo del settore fotovoltaico in Italia.

Il fine è quello di proporre, oltre all’analisi delle problematiche, anche le possibili soluzioni, andando, dove opportuno, nel dettaglio delle normative esistenti o di quelle “in cantiere” per offrire un contributo effettivo alla rimozione dei blocchi amministrativi o a ridurne gli impatti negativi.

Il fotovoltaico in Italia si trova oggi in un momento di grande espansione che ha portato nel 2009 al superamento del primo GW di potenza installata, Quest’ultima a fine 2010 è arrivata a 3,5 GW, e supera al 15 maggio 2011 i 5 GW, posizionando il Paese al secondo posto per potenza cumulativa installata a livello globale.

Pur in questo contesto di grande sviluppo, la poca stabilità del quadro normativo italiano che caratterizza il settore crea pesanti incertezze e ne rallenta la crescita. L’adozione del D.Lgs. n. 28 del 3 marzo 2011, unitamente alla chiusura anticipata del III Conto Energia e all’adozione del DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia), hanno causato un oneroso rallentamento del mercato, il blocco dei finanziamenti e gravi danni a numerosi operatori del settore.

La frammentazione degli iter autorizzativi, anche all’indomani dell’adozione delle Linee guida nazionali1 si riflette in procedure poco chiare e in costi “burocratici” ancora troppo alti e in tempistiche autorizzative difficili da determinare che inducono a una percezione dell’aspetto amministrativo procedurale italiano come un vero e proprio “rischio paese”.

L’armonizzazione della normativa e delle procedure secondo parametri chiari e iter più snelli è dunque una priorità, che va riconosciuta e perseguita a tutti i livelli politico-istituzionali, e che potrà concretamente favorire uno sviluppo quantitativo del fotovoltaico più rispondente alle reali potenzialità di un Paese ad alto irraggiamento come l’Italia, ma anche un suo sviluppo controllato, qualitativamente migliore e più omogeneo su tutto il territorio nazionale.

L’incertezza che ha caratterizzato sino ad oggi le procedure e le tempistiche amministrative legate alla fase autorizzativa hanno causato un incremento dei relativi costi. I costi della “burocrazia” infatti, secondo i dati rilevati nella fase di ricerca e analisi, possono incidere fino al 30% dei costi totali di un impianto. I tempi di attesa, variabili a seconda della tipologia di impianto e delle specifiche procedure autorizzative nazionali e regionali, possono arrivare per l’ Autorizzazione Unica a diversi anni, come testimoniano i casi rilevati in talune Regioni. Oltre ad ostacolare uno sviluppo equilibrato del settore, questi fattori contribuiscono a vanificare i vantaggi del decremento del prezzo dei componenti e rallentando così il raggiungimento della grid parity.

Il settore si trova oggi in un difficile momento di transizione indotto da uno sviluppo che ha dimostrato di poter andare ben oltre le previsioni contenute nel III Conto energia e nello stesso Piano d’Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili, e di avere potenzialità effettive di gran lunga superiori sia in termini di potenza installata che di occupazione e sviluppo industriale. Un tale sviluppo, se da una parte rappresenta un’affermazione del ruolo del

1 DM 10 settembre 2010 “Linee guida per il procedimento di cui all’articolo 12 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 per

l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio di impianti di produzione di elettricità da fonti rinnovabili nonché linee guida tecniche per gli

impianti stessi”. pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010.

Pagina 5 di 26

fotovoltaico nel panorama energetico italiano, dall’altra ha anche sollevato preoccupazioni inerenti ai costi di gestione del sistema incentivante. Sulla base di tali preoccupazioni è stata operata una troppo precipitosa revisione del quadro normativo di riferimento che ha causato una paralisi del mercato e sollevato non poche critiche da parte degli operatori del settore. Il nuovo sistema introduce importanti riduzioni tariffarie, drastiche limitazioni per gli impianti a terra, in particolare per quanto riguarda i terreni agricoli. Il Decreto 28/2011 e IV Conto energia impongono un deciso spostamento d’asse verso un fotovoltaico sugli edifici, sacrificando però il segmento degli impianti a terra, una risorsa che andava gestita piuttosto che annichilita. Una nota positiva è data dal fatto che il nuovo obiettivo al 2016, pari a 23 GW, rappresenta di per se un riconoscimento del ruolo centrale del fotovoltaico in quel mix energetico che dovrà portare l’Italia verso gli obiettivi del 17% di energia da fonti rinnovabili entro il 2020.

Pagina 6 di 26

4 DESCRIZIONE DELLE BARRIERE E PROPOSTE PER LA LORO RIDUZIONE

4.1 DECRETO 28/2011 E IV CONTO ENERGIA

4.1.1 Il nuovo quadro normativo per l’incentivazione del fotovoltaico

Il D.Lgs. n. 28 del 3 marzo 2011 ha stabilito che le disposizioni del DM 6 agosto 2010 (III Conto energia 2011-2013) fossero applicate alla produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici entrati in esercizio entro il 31 maggio 2011 e che, con un nuovo Decreto Ministeriale, fosse stabilita l’incentivazione degli impianti entranti in esercizio successivamente a tale data. Con il VI Conto energia si delinea dunque il nuovo schema per l’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici che entrano in esercizio dal 1° giugno 2011 al 25 dicembre 2016.

4.1.2 Fonti normative

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

Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28 - 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. (11G0067), pubblicato sulla G.U. n. 71 del 28-3-2011 - Suppl. Ordinario n.81 ed entrato in vigore in data: 29/03/2011

Decreto interministeriale del 5 maggio 2011 Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici – Quarto Conto energia

Regole tecniche per l’iscrizione al registro per i grandi impianti fotovoltaici di cui al DM 5 maggio 2011. (Documento tecnico redatto ai sensi dell’art. 8 comma 9 del DM 5 Maggio 2011)

4.1.3 Analisi di background e ratio delle problematiche

L’interruzione del III Conto energia e l’introduzione del IV Conto energia con il DM 5 maggio 2011 ha segnato un difficile momento di transizione per il fotovoltaico in Italia, i cui effetti, a vari livelli, non sono ancora conclusi né del tutto quantificabili. Di fatto, l’inatteso e radicale cambiamento del quadro normativo e dello schema incentivante ha prodotto, in virtù di effetti nella pratica retroattivi, il blocco degli investimenti, una sfiducia di investitori e operatori a fronte dell’instabilità normativa e uno stallo generale del settore. La retroattività di alcune disposizioni del nuovo quadro normativo, sono riferite in particolare all’applicazione di tariffe riferite al IV Conto energia ad impianti il cui iter autorizzativo e in taluni casi anche costruttivo è stato avviato in base al III Conto energia ma che a fronte dei mutamenti intercorsi potranno avere accesso alle sole tariffe stabilite dal IV Conto energia. Al di là dei risvolti legali che purtroppo si prospettano all’orizzonte nel merito dei decreti stessi, ci concentreremo in questa sede nell’indicare alcune criticità e aree problematiche rilevate, tra l’altro, nel corso di una consultazione interna2 ad Assosolare e legate in modo particolare a dubbi interpretativi che si riflettono in una incertezza procedurale e in una difficile determinazione delle tariffe e quindi in una impossibilità di pianificazione dell’investimento da parte degli operatori.

Registro per i grandi impianti . L’introduzione per il periodo 1° settembre 2011 – 31 dicembre 2012 di un registro informatico a cui i soggetti responsabili di grandi impianti devono richiedere l'iscrizione tramite un portale informatico del GSE è uno punto che presenta diverse difficoltà interpretative. Per come è organizzato l'accesso ai registri, i G.I. nel periodo transitorio non hanno la certezza di poter essere ammessi al regime di incentivazione. In linea generale sarebbe utile una riformulazione più puntuale che risponda a dubbi quali:

• Le modalità di accesso al Registro, gli effetti di un mancato inserimento in posizione utile nella classifica del registro, le tariffe incentivanti a cui si avrà accesso nei vari casi. Ad esempio, se un impianto viene connesso alla rete ma non rientra nel limite di spesa 2011, verrà incentivato nel 2012 con la tariffa ferma al momento dell’entrata in esercizio? Inoltre, allo stato attuale rimane il dubbio che se un impianto entra in esercizio dopo il 31 agosto 2011 senza avere l’iscrizione al relativo registro, la data di entrata in esercizio sarà fittiziamente fissata al 1 gennaio 2013.

2 Consultazione “IV Conto Energia - Richieste di chiarimenti”, avviata il 16 maggio 2011. La raccolta dei quesiti si è conclusa il 23 maggio 2011 e l’elaborazione delle risposte e la conseguente analisi delle criticità a livello tecnico, legale e normativo è confluita nella determinazione delle barriere descritte nel presente documento.

Pagina 7 di 26

• Non è chiaro se sia prevista (in caso contrario sarebbe auspicabile che fosse prevista) una qualche modalità di rinuncia della iscrizione al registro.

Costo indicativo cumulato annuo (CAI) 3. Come intende il GSE calcolare il "costo indicativo annuo" posta la natura "presuntiva" di alcuni elementi del costo stesso? Ad esempio, i bonus quali la bonifica dell’amianto o il bonus del 10% per che utilizzino componenti di produzione europea per almeno il 60%, non sono determinabili a priori. Inoltre, dal 2013 e quindi in regime di tariffa omnicomprensiva, il costo a carico del GSE sarà funzione del prodotto della producibilità dei nuovi impianti e la tariffa omnicomprensiva a cui andrà dedotto il ricavo della vendita della stessa energia per il valore di mercato (variabile). Tale costo dovrà essere stimato sulla base di simulazioni e proiezioni. Posto che sulla base di tale calcolo si definiranno le eventuali riduzioni delle tariffe del periodo successivo, (aggiuntive a quelle previste) come intende il GSE bilanciare eventuali scostamenti della previsione col dato reale?

“Filiera UE ”. In merito al Titolo II Art 14 comma 1, lettera d), relativo al premio del 10% per gli impianti il cui costo di investimento di cui all'art. 3, comma 1, lettera b) per quanto riguarda i componenti diversi dal lavoro, sia per non meno del 60% riconducibile ad una produzione realizzata all'interno della Unione europea, si evidenzia una serie di dubbi interpretativi:

• Non risulta chiara la tipologia di certificati richiesti (in particolare, il certificato di ispezione di fabbrica). • Non sono chiari i contenuti e i criteri del certificato di ispezione di fabbrica al fine di consentire il rilascio del

certificato da parte di organi certificatori riconosciuti, né quali siano tali organi certificatori. • Inoltre, oltre a non essere riportata la definizione di “componente” tra le “definizioni” di cui all’Art. 3, non è

chiaro dove si spinga la definizione di componente. Se si pensa ad esempio ad un pannello, il componente è il pannello stesso o il singolo elemento costitutivo (ad esempio la cella?). Da che fase di lavorazione e a che grado di "sub componente" ci si deve riferire?

• Quali sono i parametri e gli indicatori di "riconducibilità"?

Richiesta dichiarazione del Comune competente . In base all’ Allegato 3-A punto c) del Decreto 5 maggio 2011 è richiesta la presentazione da parte del soggetto responsabile di una dichiarazione del comune competente, attestante che la denuncia di inizio attività o dichiarazione di procedura abilitativa semplificata o , ancora, comunicazione costituisce titolo idoneo alla realizzazione dell'impianto. Questa norma, introduce un’ ulteriore incombenza burocratica a carico degli operatori e si presta, peraltro, ad essere contestata a livello legale. Si ritiene che la stessa vada eliminata o che sia ricercata una soluzione diversa.

4.1.4 Proposte e soluzioni possibili

Registro per i grandi impianti . E’ necessaria una puntualizzazione in merito ai punti descritti, ma anche, in previsione, agli ulteriori dubbi che potranno sorgere in merito a modalità e condizioni di accesso al registro, che vada ad integrare le Regole tecniche per l’iscrizione al registro per i grandi impianti fotovoltaici.

Costo indicativo cumulato annuo (CAI) . Va chiarito in che modo il GSE intenda bilanciare eventuali scostamenti della previsione del CAI col dato reale. Inoltre sarebbe auspicabile che il GSE desse pubblicità a scenari e proiezioni di medio – lungo termine utilizzati al fine di determinare il CAI e che li tenga costantemente aggiornati al fine di offrire agli operatori di settore un utile orientamento nella previsione delle tariffe.

“Filiera UE” - Si richiede di specificare, anche attraverso la pubblicazione di linee guida, le modalità, i parametri e la documentazione di supporto necessarie ai fini del premio di cui all'Art. 14.1.d. In particolare si chiede di chiarire:

• i contenuti e i criteri del certificato ispettivo • quali siano gli eventuali organismi certificatori • il significato di “componente diverso dal lavoro”. • il significato di “60% riconducibile ad una produzione realizzata all'interno della Unione europea”. • quali attestati e/o e/o documentazione di supporto debba essere fornita a carico (i) del produttore del

componente e (ii) del soggetto che richiede al GSE il premio, a dimostrazione della suddetta riconducibilità. Richiesta dichiarazione del Comune competente . Pur comprendendo la logica alla base della norma e le problematiche dalle quali essa scaturisce, si ritiene comunque che la stessa vada eliminata o che sia ricercata una soluzione più praticabile al problema. La norma nella sua formulazione attuale si presta peraltro ad essere contestata in sede di TAR.

3 In base all’Art. 4 del DM 5 maggio 2011, relativo agli obiettivi dell’incentivazione dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici, i limiti di incentivazione dell’energia prodotta sono determinati sulla base del costo annuo indicativo degli incentivi con riferimento a ciascun periodo e in relazione alle diverse tipologie di impianti.

Pagina 8 di 26

4.2 AUTORIZZAZIONE UNICA E LINEE GUIDA NAZIONALI

4.2.1 L’Autorizzazione unica. Descrizione della barriera e delle problematiche

Il Decreto 387/20034 getta le basi per una significativa e quanto mai attesa armonizzazione e semplificazione del processo autorizzativo per gli impianti a fonti rinnovabili. L'adozione di Linee guida nazionali per l'Autorizzazione unica erano esplicitamente previste al punto 10 dell'art. 12 che recita "In Conferenza Unificata, su proposta del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del Ministro per i beni e le attività culturali, si approvano le Linee guida per lo svolgimento del procedimento [...]". L’accordo sul testo finale delle Linee guida è stato raggiunto soltanto l’8 luglio 2010 in sede di Conferenza unificata. La pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010 ha fatto scattare i 90 giorni di tempo in cui le Regioni dovevano conformare le proprie normative ai principi della norma nazionale. Laddove le normative regionali non sono state adeguate entro i termini, le disposizioni delle Linee guida hanno la prevalenza in caso di difformità.

Il testo approvato appare buono, in particolare per la maggiore trasparenza e chiarezza sulle procedure, anche se non ancora aggiornato all’importante previsione dettata dall’Art. 17 della Legge Comunitaria 2009 (DIA lino a 1MW) che, si auspica, verrà attuata con apposito decreto entro il 5 dicembre 2010. L’attenzione posta al monitoraggio, alla trasparenza e all’aggiornamento delle linee guida fa ben sperare in un meccanismo in grado di apportare gli eventuali correttivi in tempi brevi.


L'Autorizzazione unica rappresenta il modello di semplificazione procedurale adottato dall'Italia in applicazione della Direttiva 2001/77/CE. Il DLgs 387/2003 prevede all' art. 12 che la costruzione e l'esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili siano assoggettati ad una Autorizzazione unica , rilasciata dalla Regione o dalle Province delegate, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela dell'ambiente, di tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico, che costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico. A tal fine è convocata dalla Regione entro trenta giorni dal ricevimento della domanda di autorizzazione la Conferenza dei servizi. Ad essa partecipano tutte le Amministrazioni interessate nell'ambito di un procedimento unico svolto nel rispetto dei principi di semplificazione. Il rilascio dell'autorizzazione costituisce titolo a costruire ed esercire l'impianto in conformità al progetto approvato e deve contenere, l'obbligo alla rimessa in pristino dello stato dei luoghi. Il termine massimo per la conclusione del procedimento è fissato in non più di novanta giorni (modifica introdotta con il d.lgs. n. 28/2011). Le Linee guida, approvate nel luglio 2010 e pubblicate nella Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010, dopo più di 7 anni, sono oggi il riferimento operativo per quanto riguarda l’iter autorizzativo degli impianti FV.

4.2.3 Impatto e criticità

L'Autorizzazione unica ha costituito sino ad oggi, per gli impianti che ne sono soggetti (a seconda delle specifiche norme regionali), il maggiore impedimento burocratico – amministrativo, causando tempistiche di attesa e costi associati rilevanti. L'impatto dell'Autorizzazione unica è dunque dipeso dalle specifiche regolamentazioni regionali e al loro buon funzionamento. Si possono prendere ad esempio 3 casi emblematici. La Sicilia, dove l'Autorizzazione unica ha prodotto un blocco burocratico di gravissima entità, con, tempistiche di attesa spesso superiori ai 2 anni. La Puglia che al contrario si è mossa in un'ottica di promozione e semplificazione, è stata testimone di una vera e propria "corsa all'oro", non esente da pratiche speculative che hanno sollevato dubbi e provocato reazioni circa l'eventuale impatto a livello paesaggistico e territoriale. Non mancano casi virtuosi quali la Lombardia e l'Emilia Romagna, in cui una più accorta pianificazione e un iter più chiaro e trasparente hanno permesso uno sviluppo equilibrato del fotovoltaico. L’aderenza delle norme regionali di Lombardia ed Emilia Romagna alle bozze di Linee guida circolate in passato fa ben sperare in un effetto positivo a livello nazionale delle Linee guida pubblicate lo scorso settembre. In particolare, si auspica che lo sviluppo a “macchia di leopardo” del settore possa essere superato in favore di una distribuzione più equilibrata ed omogenea dell’installato su tutto il territorio. Rimarrà da valutare l’effettiva volontà e capacità delle Regioni e degli Enti e Autorità territoriali di rendere il procedimento unico effettivamente funzionale e in grado di rispettare le tempistiche definite, anche attraverso la messa a disposizione

4 "Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, 387. Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità. (GU n. 25 del 31-1-2004- Suppl. Ordinario n.17)

Pagina 9 di 26

del personale amministrativo e tecnico necessario mediante, ad esempio, il finanziamento di corsi di formazione o concorsi per l’assunzione di personale specializzato.


L’ Autorizzazione unica nasce nell’intento di velocizzare, accorpando in un procedimento unificato svolto in una sede decisionale unica (Conferenza dei servizi) tutte le istanze di autorizzazione. Lungi dall'essere una barriera posta intenzionalmente, nella realtà il procedimento unico si è però piegato a seconda dei contesti regionali (e ciò potrebbe verificarsi anche con le nuove Linee guida), alle tensioni esistenti, e spesso artificiose, tra istanze ambientali, paesaggistiche e territoriali da una parte e necessità di sviluppo del territorio e della produzione di energia da FER dall’altra, anch'esse, pur su un piano differente, di natura ambientale. Ciò ha causato spesso situazioni di chiusura e di ostruzionismo, da parte dei vari attori coinvolti nel rilascio delle autorizzazioni. I ritardi nella convocazione della Conferenza dei servizi, il non rispetto dei termini, una scarsa organizzazione e coordinamento, carenza di personale a fronte dell’esplosione delle richieste autorizzative, personale poco preparato, numero eccessivo di enti, amministrazioni e attori coinvolti nel rilascio delle autorizzazioni etc., sono divenuti fattori concorrenti al rallentamento allo sviluppo del settore. Si è giunti in questo modo a svuotare la funzione di accentramento e semplificazione delle diverse istanze autorizzative e di verifica della rispondenza dell’impianto a una serie definita di requisiti e parametri “tecnici”. A tutt’oggi, l’Autorizzazione unica è percepita come una lotta impari tra il proponente da una parte e la schiera delle amministrazioni, degli Enti e delle Autorità dall'altra.


L’adozione e pubblicazione in G.U. delle Linee guida nazionali rappresenta un passo significativo nel senso di un’armonizzazione del procedimento unico e dell’intero panorama autorizzativo nazionale. Le Regioni erano tenute ad adeguare le rispettive discipline entro 90 giorni dalla entrata in vigore (3 ottobre 2010) delle Linee guida in Gazzetta Ufficiale, decorsi i quali le stesse sono divenute direttamente applicabili in caso di difformità.

L’adeguamento da parte delle Regioni e l’efficienza del meccanismo e delle disposizioni introdotte devono essere comunque monitorati per rilevare le eventuali correzioni ancora necessarie.

Al fine di stimolare il rispetto dei termini di 90 giorni per l’Autorizzazione unica, l’'introduzione di penali per il "risarcimento del danno ingiusto cagionato in conseguenza dell'inosservanza dolosa o colposa del termine di conclusione del procedimento" come previsto dal punto 14.16 è uno strumento potenzialmente utile ed efficace a stimolare le amministrazioni responsabili a evitare o a ridurre le inerzie a patto che vengano definiti dei parametri adeguati per i risarcimenti e un sistema di indennizzo effettivo e che il procedimento in caso di inadempienza possa altrettanto efficacemente (e rapidamente) avvalersi di procedure sostitutive chiaramente delineate per tempi e modalità (punto 14.17). Lasciare nell’indeterminatezza tali questioni equivale a renderle inefficaci. Si auspica quindi che un controllo sul funzionamento degli indennizzi possa portare a meglio definirne la portata e le modalità d’accesso da parte dei proponenti.

Ai sensi dell'art. 6 del d.lgs. n. 28/2011, gli interventi soggetti a denuncia di inizio attività e gli interventi di attività edilizia libera ai sensi delle Linee Guida sono soggetti alla procedura abilitativa semplificata (PAS). Le Regioni e le Province autonome possono estendere la soglia di applicazione della PAS da 20 kW agli impianti di potenza nominale fino ad 1 MW elettrico. Per impianti con maggior potenza è richiesta l'Autorizzazione Unica. Inoltre, anche gli impianti fotovoltaici da realizzare sugli edifici possono essere soggetti la disciplina in materia di valutazione di impatto ambientale ai sensi dell'art. 6, cpv d.lgs. n. 28/2011.

In riferimento al punto 13.3 e relativamente all’obbligo da parte del proponente di effettuare una comunicazione alle

competenti Soprintendenze per la verifica di eventuali procedimenti di tutela in itinere, si esprime perplessità per la poca chiarezza nella formulazione dell’articolo, e degli eventuali effetti in caso di sussistenza di procedimenti in itinere. In tal senso esiste inoltre una sentenza del TAR Sicilia5 che si era pronunciata negativamente su una simile previsione del Piano Energetico Ambientale Regionale Siciliano (PEARS). Si ritengono dunque opportuni ulteriori chiarimenti in merito al punto 13.3 (e al rimando al punto 14.9), nonché alla legittimità, al ruolo e agli effetti di un’eventuale partecipazione del Ministero per i Beni Culturali (o della soprintendenza) una volta verificata l’eventuale sussistenza di procedimenti in itinere.

5 Tribunale amministrativo regionale per la Sicilia Sezione di Palermo — (Sezione seconda) Sentenza 9 febbraio 2010, n. 1775

Pagina 10 di 26

E’ indispensabile che il procedimento unico possa essere messo nelle condizioni di funzionare e questo non può prescindere da un adeguato recepimento delle Linee guida nazionali da parte delle Regioni ancora solo in minima parte realizzato.

Al fine di permettere lo svolgimento del procedimento unico nelle tempistiche previste, va tenuto conto della necessaria copertura in termini di personale tecnico - amministrativo dedicato, che deve essere garantita da parte delle Regioni o delle Provincie delegate, ma anche dagli Enti e dalle Autorità coinvolte nell’iter autorizzativo. Ciò anche in virtù del fatto che gli oneri istruttori a carico del proponente previsti al punto 9 delle Linee guida sono “finalizzati a coprire le spese istruttorie di cui al paragrafo 14”. Si auspica dunque che le Amministrazioni interessate provvedano, ove opportuno, a formare e a rendere disponibile, anche attraverso politiche di assunzione, il personale necessario.

E' inoltre criticabile la previsione delle Linee Guida secondo cui "L'autorizzazione unica, conforme alla determinazione motivata di conclusione assunta all'esito dei lavori della conferenza di servizi, sostituisce a tutti gli effetti ogni autorizzazione, nulla osta o atto di assenso comunque denominato di competenza delle amministrazioni coinvolte". Per effetto di tale previsione, infatti, una amministrazione per qualsiasi ragione non coinvolta potrebbe opporsi al progetto, esprimendo un veto, anche non impugnando l'autorizzazione unica, perché manterrebbe una competenza autonoma rispetto a quella del responsabile del procedimento che guida la conferenza dei servizi.

Pagina 11 di 26

4.3 AUTORIZZAZIONE PAESAGGISTICA

4.3.1 Autorizzazione paesaggistica. Descrizione della barriera e delle problematiche

L'autorizzazione paesaggistica è il vincolo territoriale che maggiormente incide nel procedimento autorizzativo degli impianti fotovoltaici, tanto per quelli assoggettati al procedimento di Autorizzazione unica, quanto per i casi in cui l'autorizzazione paesaggistica vada semplicemente allegata alla DIA. In un caso come nell'altro, l'istanza va presentata all’amministrazione competente (Regione o eventualmente Provincie o Comuni delegati da essa) che esprime un parere di compatibilità dell'impianto col vincolo paesaggistico. Spetta però all' ufficio territoriale della Soprintendenza dare una risposta con parere vincolante, entro 45 giorni dal ricevimento dell'istanza. L’ente ha poi 20 giorni per emanare il provvedimento. Qualora la Sopraintendenza non trasmetta il parere, l’amministrazione competente può indire una Conferenza dei servizi entro 15 giorni, ovvero decide senza parere decorso il termine dei 60 giorni. L’autorizzazione ha efficacia dopo 30 giorni dal rilascio. La procedura ordinaria, allo stato attuale ha una tempistica che può determinare un’attesa di 150 giorni, allungando i tempi rispetto ai 120 del regime transitorio previgente.

La necessità di ottenere l’autorizzazione paesaggistica si applica a qualsiasi intervento ricadente in zona tutelata, anche se di lieve impatto come può essere l’installazione di un piccolo impianto FV residenziale nonostante l’art. 146 comma 9 del DLgs 42/2004 prevedesse la definizione di procedure semplificate per il rilascio dell'autorizzazione in relazione ad interventi di lieve entità in base a criteri di snellimento e concentrazione dei procedimenti

Il parere della Soprintendenze, ove espresso, è vincolante. Ne deriva che la Soprintendenza esercita un vero e proprio potere di veto in grado di bloccare il progetto sulla base di valutazioni inerenti il solo dominio paesaggistico di competenza della stessa, non mediate da considerazioni sull'interesse della produzione energetica fotovoltaica e del suo apporto ambientale, ad esempio in termini di riduzione di emissioni di CO2 o di sviluppo del territorio e crescita occupazionale.

L'Italia vede vaste porzioni del territorio assoggettate a vincolo paesaggistico e ogni anno pervengono alle amministrazioni centinaia di migliaia di istanze di autorizzazione che nella maggior parte dei casi sono relative a interventi di lieve entità e impatto. La congestione amministrativa che ne deriva colpisce gli enti locali e a cascata le Soprintendenze che si dividono gli oneri del procedimento. Il fotovoltaico, e chi in esso investe, è penalizzato in quanto non viene tenuto conto di possibili esenzioni anche a fronte dell’impatto limitatissimo o nullo di impianti che nella totalità dei casi devono ottenere l’autorizzazione paesaggistica.

La problematica è aggravata, oltre che dalla normativa, anche dall' orientamento diffidente e spesso apertamente ostile che le Soprintendenze assumono nei confronti degli impianti FV in funzione del loro ruolo di tutela di un interesse paesaggistico "puro" non mediato dalla considerazione di altri fattori ma in contrapposizione con essi. Si crea così la premessa per un blocco del progetto potenzialmente soggetto alla totale discrezione della Soprintendenza coinvolta. L'autorizzazione paesaggistica diviene un elemento ostativo e non un passaggio autorizzativo valutato sulla base di parametri obiettivi e imparziali, correttamente bilanciati con gli altri interessi in gioco. La discrezionalità della valutazione e l’orientamento “contrario” delle Soprintendenze, contribuiscono all'accumulo di ritardi e blocchi amministrativi attraverso richieste di modifiche al progetto o di integrazione documentale che impongono la sospensione dei termini e possono infine bloccare la costruzione dell’impianto negando l’autorizzazione.

Esiste allo stato attuale uno schema di regolamento6 che semplifica l’autorizzazione ai sensi dell’art. 146 comma 9 del DLgs 42/2004 (come modificato dal DLgs 63/2008) e mira a riequilibrare le necessità di tutela paesaggistica con quelle di sviluppo territoriale ridando slancio operativo alle pratiche autorizzative, snellendo l’iter e decongestionando gli uffici amministrativi coinvolti.


La normativa di riferimento per l’autorizzazione paesaggistica è il Decreto Legislativo 22 gennaio 2004, n. 42 "Codice dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell'articolo 10 della legge 6 luglio 2002, n. 137" e come modificato dal DLgs 24 marzo 2006 n. 157 e dal DLgs 26 marzo 2008, n. 63. Il DLgs 63/2008 recante "Ulteriori

6Regolamento recante procedimento semplificato di autorizzazione paesaggistica per gli interventi di lieve entità, ai sensi dell’articolo 146, comma 9, del decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42 e successive modificazioni.

Pagina 12 di 26

disposizioni integrative e correttive del decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, in relazione al paesaggio" apporta in particolare significative modifiche e integrazioni al DLgs 42/2004, introducendo tra l’altro la previsione di un “procedure semplificate per il rilascio dell'autorizzazione in relazione ad interventi di lieve entità in base a criteri di snellimento e concentrazione dei procedimenti”. In data 10 settembre 2010 è entrato in vigore il regolamento di cui al DPR 09/07/2010 n. 139, pubblicato nella G.U. del 26/08/2010 n. 199 - Regolamento recante procedimento semplificato di autorizzazione paesaggistica per gli interventi di lieve entità, a norma dell'articolo 146, comma 9, del decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, e successive modifiche.

4.3.3 Impatto e severità

L’impatto dell’autorizzazione paesaggistica e delle problematiche ad essa inerenti, si produce su un numero molto elevato di istanze autorizzative, data la vastità dei territori assoggettati a vincolo paesaggistico in Italia. La maggior parte di tali istanze, con particolare riferimento ai piccoli impianti fotovoltaici, potrebbe essere considerata di lieve entità e assoggettata a procedura semplificata, se non addirittura esentata. Viene stimato che il 75% delle istanze totali presentate possa rientrare nella casistica di “lieve entità”7. La semplificazione per un numero così ingente di pratiche costituirebbe senz’altro un passo importante a favore del fotovoltaico residenziale o commerciale di piccola taglia, ma anche, grazie alla decongestione dei canali amministrativi coinvolti, favorirebbe una più celere ed efficiente analisi delle istanze rimanenti, a beneficio degli impianti soggetti a procedura ordinaria.

La conseguente riduzione dei tempi d’attesa e una più semplice documentazione ridurrebbero i costi amministrativi associati alla relazione paesaggistica per i piccoli impianti che sono anche la tipologia per cui i proponenti abbandonano più spesso la costruzione a fronte dei costi aggiuntivi imposti da un iter amministrativo incerto sia nei tempi che nei costi.


L’estensione delle aree soggette a tutela paesaggistica ha reso il numero di istanze che approdano alle amministrazioni competenti per l’accertamento di compatibilità e successivamente alle Soprintendenze ingente e sproporzionato rispetto alle risorse amministrative coinvolte ma anche rispetto all’effettiva necessità di controllo per tutta una serie di opere dall’impatto minimo o nullo. Il sovraccarico amministrativo che si viene a creare è fonte di congestione, ritardi e disguidi, che uniti alla tendenziale avversità verso il fotovoltaico di alcune Soprintendenze possono diventare gravi impedimenti alla costruzione degli impianti a fronte di richieste di integrazione documentale o rifiuti, talvolta basati su motivazioni poco informate e pertinenti. La costruzione di piccoli impianti residenziali o commerciali, che comportano un impegno economico non indifferente da parte da parte di nuclei familiari o piccoli imprenditori è in molti casi scoraggiata a fronte della necessità di passare per l’Autorizzazione paesaggistica, specie se in zone gestite da uffici di Soprintendenza particolarmente “severi”. Per impianti soggetti ad Autorizzazione unica, il problema si propone con le stesse criticità all’interno del procedimento.

La fine del regime transitorio e l’avvio col 1° gen naio 2010 del regime di procedura ordinaria prevista dall’articolo 146 del DLgs 42/2004, come riscritto dal DLgs 26 marzo 2008, n. 63, porta a un coinvolgimento immediato della Soprintendenza nella procedura allungandone i tempi.

4.3.5 Gli attori e gli interessi in gioco

La natura dell’Autorizzazione paesaggistica mette in gioco interessi di “tutela” del paesaggio e del territorio dal punto di vista delle caratteristiche estetiche. Sono coinvolti nel procedimento autorizzativo Le Regioni, gli Enti locali e gli uffici della Soprintendenza competenti per territorio in funzione del loro potere di codecisione (parere vincolante). In assenza di indicazioni precise e/o di una adeguata conoscenza e informazione degli operatori circa la specifica valenza ambientale e di sviluppo del territorio, legata anche a politiche di ordine superiore (nazionale ed europeo) volte a favorire lo sviluppo del fotovoltaico, la scelta viene paradossalmente delegata al livello territoriale. Gli enti locali e le Soprintendenze detengono un potere di veto che può concretizzarsi discrezionalmente a seconda dell’orientamento locale, evadendo da una funzione strumentale di controllo dell’esistenza o meno di requisiti

7Relazione illustrativa al Regolamento recante procedimento semplificato di autorizzazione paesaggistica per gli interventi di lieve entità, ai sensi dell’articolo 146, comma 9, del decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42 e successive modificazioni.

Pagina 13 di 26

definiti, per trovarsi giudici delle sorti dell’impianto, anche qualora sia dimostrabile un suo impatto paesaggistico minimo o nullo. E’ ovvio che tale discrezionalità non sia praticata in modo generalizzato nel senso ostativo, ma in assenza di parametri e riferimenti normativi chiari e certi, essa può rappresentare e di fatto ciò avviene, un elemento di ostruzionismo rispetto allo sviluppo del fotovoltaico, ingenerando un sistema di valutazione disomogeneo. La mancanza di parametri procedurali definiti, e di una altrettanto chiara definizione delle tipologie che possano godere di un iter semplificato e anche, auspicalmente, di una completa esenzione, obbliga d’altro canto le amministrazioni coinvolte a processare tutte le istanze partendo dai medesimi presupposti di salvaguardia di un particolare aspetto, quello della preservazione del carattere estetico del territorio. Questo “obbligo”, unito a una normativa mal definita, conferisce a enti locali e Soprintendenze un potere discrezionale che altro non fa se non accentuare le incertezze amministrative che impediscono uno sviluppo controllato ma coerente del settore fotovoltaico in Italia. Su questo versante si possono inoltre inserire anche valutazioni sulla disomogeneità delle condizioni di mercato che si vengono a creare in base ai diversi approcci locali.


Il regolamento di cui al DPR 09/07/2010 n. 139, recante procedimento semplificato di autorizzazione paesaggistica per gli interventi di lieve entità, semplifica l’autorizzazione paesaggistica al fine di riequilibrare le necessità di tutela paesaggistica con quelle di sviluppo territoriale e di ridare slancio operativo alle pratiche autorizzative snellendo l’iter e decongestionando gli uffici degli enti locali. Questo è un passo necessario e positivo che porterà vantaggi non solo al fotovoltaico ma anche alle amministrazioni coinvolte nell’iter paesaggistico, mettendole in grado di concentrare maggiormente il loro operato su quegli interventi portatori di un effettivo impatto. Il punto 28 di cui all’Allegato 1 prevede l’accesso alla procedura semplificata per impianti fino a 25mq (circa 3kW) ma non per altre categorie:

28. pannelli solari, termici e fotovoltaici fino ad una superficie di 25 mq (la presente voce non si applica nelle zone territoriali omogenee "A" di cui all'articolo 2 del decreto ministeriale n. 1444 del 1968, e ad esse assimilabili, e nelle aree vincolate ai sensi dell'articolo 136, comma 1, lettere b) e c), del Codice), ferme restando le diverse e più favorevoli previsioni del decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115, recante "Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE", e dell'articolo 1, comma 289, della legge 24 dicembre 2007, n. 244, recante "Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008)";

La razionalizzazione degli interventi da assoggettare alla richiesta di autorizzazione paesaggistica, è un passo necessario verso lo snellimento dell’iter burocratico. Tuttavia, data la rilevanza “statistica” dell’autorizzazione paesaggistica degli per gli impianti fotovoltaici, il provvedimento ha un impatto troppo limitato ( impianti fino a circa 3 kW). Una miglior definizione dei fini e dei confini in cui inserire e intendere l'autorizzazione paesaggistica, deve porsi come ricerca di un compromesso funzionale tra l'interesse estetico e gli "altri" interessi, almeno quelli (molti) positivi legati alla produzione energetica da fotovoltaico. Ciò consentirebbe alle Soprintendenze di recuperare un ruolo di controllo e di effettivo rilevamento degli abusi, scremando e definendo alla fonte ciò che abuso non deve essere considerato. L’opportunità di una maggior estensione della procedura semplificata o la definizione di casi di esenzione, ad esempio per impianti integrati rispondenti alle indicazioni di cui all’art. 11 comma 3 del DLgs n. 115 del 30/03/20088, è in questa prospettiva auspicabile.

8 Impianti “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”.

Pagina 14 di 26

4.4 RETE ELETTRICA E CONNESSIONI

4.4.1 Reti e connessioni

Nonostante la normativa per le connessioni sia unica a livello nazionale, l’articolazione territoriale dei gestori di rete comporta che la connessione alla rete di impianti fotovoltaici è soggetta a differenze “locali” che vanno ricercate nell'efficienza e celerità con cui vengono svolte le varie pratiche, dalla richiesta del preventivo per la connessione, alla richiesta di connessione e connessione effettiva dell'impianto. A monte delle specifiche problematiche di connessione e correlato ad esse, vi è anche un problema infrastrutturale che riguarda la saturazione e/o l’obsolescenza della rete che attualmente (o in prospettiva di breve termine) rende problematica l'immissione dell'elettricità prodotta da nuovi impianti, con particolare riferimento alle fonti energetiche rinnovabili e alla generazione distribuita non programmabile. I limiti della rete italiana, che presenta in alcuni punti dei veri colli di bottiglia, rappresentano un elemento di disturbo e un potenziale freno in grado di compromettere lo sviluppo delle rinnovabili e il raggiungimento degli obiettivi al 2020.

Esistono piani di sviluppo per la rete di trasmissione (TERNA) già in corso o programmati, ma in generale richiedono tempistiche a medio lungo termine9. Per quanto riguarda la bassa e media tensione e cioè per la rete di distribuzione, le problematiche riguardano oltre che la saturazione delle reti, il modo di utilizzo delle medesime che viene influenzato dal fenomeno dell’inversione di flusso dalla bassa alla media tensione e dalla media alla alta tensione, rispettivamente nelle cabine di trasformazione secondarie e primarie. Per quanto concerne le regioni peninsulari, per le quali è maggiormente rilevante la problematica della carenza infrastrutturale è stata stipulata (05/02/2010) una convenzione tra Enel e Ministero dello Sviluppo Economico per adeguare la rete di distribuzione all’utilizzo dell’energia prodotta da impianti FV (fino a 1 MW). Anche l’Autorità per l’Energia Elettrica (l’Autorità) e il Gas ha previsto azioni in questo senso, con il finanziamento di progetti pilota in tema di smart grids (Arg/elt. 39/10) e mediante lo sviluppo dei sistemi di previsione della produzione per le fonti non programmabili mediante acquisizione e analisi dei dati di produzione e della fonte primaria (Arg/elt 04/10).


La direttiva 2001/77CE10 è recepita nell’ordinamento nazionale dal DLgs 387/2003. Quest’ultimo stabilisce che l’Autorità emani, con specifiche direttive, le condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti da fonti rinnovabili. Da ciò discendono le deliberazioni dell’Autorità n. 281/05 e 89/07 che confluiranno nella deliberazione 23 luglio 2008 - ARG/elt 99/08 - Testo integrato delle connessioni attive – TICA) tenendo conto dei principi stabiliti dal decreto legislativo n. 387/03. A seguito di una consultazione pubblica (rif. DCO 15/10del 25 maggio 2010) il TICA è stato modificato con la Deliberazione 4 agosto 2010- ARG/elt 125/10 “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA)”. Il TICA tiene conto, inoltre, dell’Art. 2 comma 164 della legge n. 244/2007 che prevede, tra l’altro, che il gestore di rete connetta “senza indugio e prioritariamente alla rete gli impianti che generano energia elettrica da fonti rinnovabili e che ne facciano richiesta, nel rispetto delle direttive impartite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas”.

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

Decreto Legislativo 3 marzo 2011 n. 28 – “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. (11G0067)”, pubblicato nella G.U. n. 71 del 28-3-2011 - Suppl. Ordinario n.81.

I servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica sono regolati dal TIT, Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per l’erogazione dei servizi di Trasmissione, Distribuzione e Misura dell’energia elettrica di cui all’Allegato A della Deliberazione AEEG del 29 dicembre 2007, n. 348/0711.

9 Si veda TERNA, Piano di sviluppo 2010. 10 DIRETTIVA 2001/77/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 27 settembre 2001 sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche. 11 Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione

Pagina 15 di 26

4.4.3 Impatto e severità

Per quanto riguarda il dato infrastrutturale, esso si collega amplificandole alle problematiche relative alla connessione in rete degli impianti. La scarsa disponibilità e il problematico accesso alla “risorsa rete”, si pone come freno strutturale allo sviluppo del fotovoltaico in Italia, che necessita di azioni volte, oltre che al potenziamento della rete, anche a una sua gestione più razionale. In una Comunicazione del 2 marzo 2010 l'Autorità faceva notare che "Negli ultimi mesi sono emerse criticità nella gestione delle connessioni di impianti di produzione di energia elettrica in alcune aree del Paese, in termini di insufficienza delle reti".

Come già evidenziato dall'Autorità nella Relazione sullo stato del mercato dell'energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (Relazione PAS 3/10_29 gennaio 2010.), "occorre prevedere strumenti, di carattere normativo e quindi regolatorio, finalizzati a rendere certe e più omogenee sul territorio nazionale le procedure autorizzative e ad utilizzare nel modo più efficiente possibile la capacità di rete disponibile prevedendo, ad esempio, interventi tecnici di ottimizzazione della rete e dei suoi componenti, oltre ad interventi finalizzati ad annullare la capacità di rete "prenotata" nei casi in cui all'accettazione del preventivo non faccia effettivamente seguito la concreta realizzazione dell'impianto di produzione. Occorre sviluppare le reti elettriche di distribuzione e di trasmissione per far fronte al progressivo sviluppo delle fonti rinnovabili, a partire dalle zone d'Italia ove tali fonti sono maggiormente disponibili".

4.4.4 Analisi di background Ratio delle problematiche

L'imponente sviluppo della produzione da fonte rinnovabile introduce la necessità di programmare e realizzare interventi, anche urgenti e a breve termine, di sviluppo della rete. Ai fini dello sviluppo di un’iniziativa di produzione fotovoltaica è necessario effettuare una richiesta di connessione alla rete che comporta, in principio, uno sviluppo della rete denominato impianto di rete per la connessione ai sensi della normativa vigente. La disciplina delle autorizzazioni è solita ricomprendere gli impianti di rete per la connessione nel novero delle opere la cui autorizzazione risulta a carico del produttore attraverso il procedimento di Autorizzazione unica. Il confine tra attività di sviluppo infrastrutturale della rete, tipicamente a carico dei gestori di rete, e le infrastrutture di rete connesse ad un impianto di produzione assume talvolta caratteristiche non ben definite, tali da comportare un’incertezza tra opere di sviluppo e “opere connesse” che confluiscono nei processi di Autorizzazione unica. Il sistema è caratterizzato da una mancanza di coordinamento tra il livello autorizzativo e quindi di sviluppo dei singoli progetti (opere connesse incluse) e le iniziative di sviluppo, potenziamento o estens ione della rete volte a soddisfare in maniera integrata le necessità di evoluzione del settore elettrico. Lo strumento dell'autorizzazione unica è stato applicato all'oggetto: impianto + connessione secondo un principio di necessarietà della connessione alla realizzazione dell'impianto. Tale principio, alla base condivisibile, comporta però un legame imprescindibile tra progetto di una iniziativa, richiesta di autorizzazione e richiesta di connessione alla rete. Questo porta a dover richiedere necessariamente la connessione alla rete e a possedere un preventivo per la connessione accettato, prima ancora di effettuare una richiesta di autorizzazione. Poiché, come scelta regolatoria, il diritto alla connessione si consolida all'accettazione del preventivo di connessione, l'elevato numero di richieste di connessione si traduce in una situazione di congestione virtuale delle reti prima ancora di conoscere l’effettiva fattibilità degli impianti di produzione in esito ai processi autorizzativi.

In questo modo, lo sviluppo della rete, come solo frutto delle richieste di connessione, segue senza una logica precisa, le medesime richieste di connessione, mentre l'autorizzazione dello sviluppo della rete è demandato alle azioni dei produttori nell'ambito dei procedimenti di autorizzazione unica.

L'assenza di condizioni per l'accesso alle procedure amministrative di connessione e di autorizzazione comporta una proliferazione di soggetti senza adeguate capacità e garanzie nei confronti del sistema. Questo ha contribuito a una proliferazione delle iniziative e a un accesso incondizionato alle procedure di connession e e autorizzazione e implicato un aumento sconsiderato di richieste di connessione.

Inoltre, l’attuale approccio in materia di connessioni è di tipo “one to one” , cioè le richieste di connessione sono trattate in maniera sequenziale, sulla base dell'ordine temporale di ricevimento. Ciò non permette una gestione coordinata e più razionale delle connessioni e dello sviluppo delle reti. Dato che l'attuale sviluppo delle iniziative di produzione deve per forza di cose essere accompagnato dallo sviluppo delle reti elettriche, si rileva che non vi è alcuna promozione di iniziative coordinate che contribuirebbero positivamente ad uno sviluppo più razionale dei percorsi di connessione. Nella delibera ARG/elt 125/10 è stato “timidamente” introdotto il tema del coordinamento tra produttori, ma in informa ancora insufficiente, che andrebbe maggiormente elaborata e sviluppata.

Pagina 16 di 26


Per ovviare alla mancanza di coordinamento tra il livello autorizzativo e quello di sviluppo della rete e alle problematiche di congestione virtuale delle reti andrebbe gestito in maniera più flessibile il consolidamento del diritto alla connessione durante il processo di autorizzazione, come già per altro previsto dall’autorità nel DCO 15/10 ma poi non portato avanti. Le Regioni dovrebbero inoltre sviluppare un processo autorizzativo permanente per lo sviluppo della rete programmato dai gestori di rete e che tenga conto dei procedimenti di autorizzazione delle iniziative private di produzione in modo da coordinare e razionalizzare i due ambiti.

Per limitare la proliferazione incontrollata delle iniz iative e l’accesso incondizionato alle procedure di connessione e autorizzazione si dovrebbe imporre che l'accesso alla richiesta di connessione e di istanza di autorizzazione possa essere effettuato unicamente da soggetti con provata competenza e solidità finanziaria (l'accesso andrebbe consentito anche alle associazioni di impresa e alle associazioni d’impresa in forma temporanea).

Al fine di superare l’attuale approccio “one to one” in materia di connessioni, vanno creati meccanismi di incentivazione alla aggregazione delle iniziative. Ad esempio: qualora più produttori o un singolo produttore con più impianti nella medesima zona presentino una richiesta di connessione unitaria per tutti gli impianti, potrebbero essere premiati da una precedenza nel trattamento dell'istanza e da un corrispettivo di connessione scontato.

Pagina 17 di 26

4.5 ALTRE BARRIERE

4.5.1 La questione aperta dell’ICI

Tra le varie cause di incertezza che gravano sugli impianti a terra, vi è anche quella relativa all’Imposta Comunale sugli Immobili (ICI) per gli impianti FV. L’ICI è un’imposta che grava sui fabbricati e sui terreni agricoli ed edificabili e rappresenta una delle entrate più importanti nel bilancio dei comuni italiani. La questione dell’obbligo o meno del pagamento dell’ICI sugli impianti a terra, a fronte delle contrastanti indicazioni provenienti dall’Agenzia del Territorio da una parte e dall’Agenzia delle Entrate dall’altra, si pone come una barriera amministrativa con risvolti economici negativi potenzialmente molto rilevanti.

L’ICI rappresenta (o rappresenterebbe) infatti un onere economico ingente per il settore, e un ulteriore ostacolo per lo sviluppo del fotovoltaico in Italia. L’incertezza in merito e il mancato chiarimento della problematica, che continua ad essere oggetto di interpretazioni contrastanti, lascia gli imprenditori nell’indeterminatezza. Nonostante l’orientamento dell’Agenzia del Territorio, per la quale gli impianti FV devono pagare l’ICI in base alla categoria catastale D/1, gli operatori non trovano indicazioni “tecniche” precise e uniformi a livello nazionale che ne semplifichi il calcolo e li metta in grado di stabilire l’eventuale ammontare dell’imposta. L’ICI, inoltre, andrebbe a sommarsi ad eventuali royalties che allo stato attuale possono essere applicate dai Comuni.

L’assoggettamento all’ICI degli impianti fotovoltaici origina da una risoluzione dell’Agenzia del Territorio (n. 3/2008) che assimila “... i pannelli fotovoltaici posizionati permanentemente al suolo” alle turbine delle centrali idroelettriche, “utilizzate per trasformare l’energia meccanica dell’acqua in energia elettrica per il tramite dell’alternatore”. Secondo l’Agenzia del Territorio appare “evidente che le centrali elettriche a pannelli fotovoltaici devono essere accertate nella categoria “D1 – opifici” e che nella determinazione della relativa rendita catastale devono essere inclusi i pannelli fotovoltaici, in analogia con la prassi, ormai consolidata, adottata in merito alle turbine delle centrali idroelettriche”. L’Agenzia del Territorio demanda agli uffici provinciali l’adeguamento della prassi procedurale alle direttive della risoluzione e alle Direzioni regionali la verifica della corretta applicazione. La risoluzione 3/2008 trae le premesse da una circolare (n. 14/2007) relativa agli impianti eolici per la produzione di energia che vengono equiparati a opifici e quindi iscritti al catasto (categoria D/1).

In questo contesto, non privo di margini interpretativi, si va ad aggiungere la discrezionalità esercitabile dagli Enti locali, alcuni dei quali hanno esentato gli impianti (eolici) dal pagamento dell’ICI. Di particolare rilievo la sentenza della Commissione Tributaria Provinciale (sent. CTP Bologna n.11 del 12 gennaio 2009) in cui si rileva che “Gli impianti eolici hanno il carattere di bene di pubblico interesse e di pubblica utilità e sono quindi equiparati alle opere, dichiarate indifferibili e urgenti, ai sensi della Legge 10/1991. Conseguentemente la loro classificazione sarebbe nelle categorie E, e precisamente E/3 o E/9, come precisato dalla circolare 2 del 14/03/1992 del Ministero delle Finanze Direzione Generale Catasto. La categoria E comprende immobili esenti dall'ICI”. Nella sentenza, il criterio di accatastamento viene quindi variato in virtù del riconoscimento delle caratteristiche di pubblico interesse, indifferibilità ed urgenza dell’impianto, peraltro ribadite dal DLgs 387/2003 che all’ Art. 12. Comma 1 recita “ Le opere per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi impianti, autorizzate ai sensi del comma 3, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed urgenti”.

L’orientamento dell’Agenzia delle Entrate, per chiudere il quadro e dare se possibile risalto alla situazione schizofrenica che si è venuta a creare, risulta essere in pieno contrasto con le interpretazioni dell’Agenzia del Territorio. La Direzione Centrale Normativa dell’Agenzia delle Entrate, con Circolare n. 38/E del 23 giugno 2010 presenta alcuni chiarimenti interpretativi relativi agli impianti fotovoltaici al suolo (punti 1.8.a e 1.8.b) che non costituiscono “impianto infisso al suolo in quanto normalmente i moduli che lo compongono (i pannelli solari) possono essere agevolmente rimossi e posizionati in altro luogo, mantenendo inalterata la loro originaria funzionalità”. Questa interpretazione è coerente con precedenti interventi della stessa (circolare 19 luglio 2007, n. 46/E e circolare 11 aprile 2008 n. 38).

Data la pubblica utilità, indifferibilità ed urgenza inerenti all’installazione di impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili e ribadita dal DLgs 387/2003, con particolare riferimento agli impianti fotovoltaici che non costituiscono “impianto infisso al suolo” (secondo l’interpretazione dell’Agenzia delle Entrate) si auspica che l’accatastamento degli impianti FV possa avvenire all’interno della categoria “E” con esenzione dal pagamento dell’imposta. Questo tenendo anche in considerazione le altre incombenze gravanti sugli impianti a terra quali misure compensative e oneri istruttori di pertinenza regionale e comunale.

Pagina 18 di 26

5 ACTION LIST

La tabella seguente sintetizza le barriere allo sviluppo del settore fotovoltaico descritte nei paragrafi precedenti, le fonti normative, le soluzioni proposte e i principali attori coinvolti. Barriera

N Procedura/

Nome barriera Autorità Fonti legali Azioni possibili

1 Registro G.I. GSE DM 5 maggio 2011-06-15 IV Conto energia Puntualizzare il meccanismo del Registro per i G.I. al fine di risolvere i dubbi descritti. Sarebbe opportuno redigere una tabella riassuntiva ed esplicativa delle varie casistiche possibili, ma anche, in previsione, studiare una modalità (anche in forma di FAQ) per dare pronta risposta ad ulteriori dubbi che dovessero sorgere in merito a modalità e condizioni di accesso al registro. che vada poi ad integrare le Regole tecniche per l’iscrizione al registro per i grandi impianti fotovoltaici.

1 Costo indicativo cumulato annuo (CAI)

GSE DM 5 maggio 2011-06-15 IV Conto energia Chiarire le modalità di bilanciamento previste in caso di scostamenti della previsione del CAI col dato reale. Pubblicazione formale di scenari e proiezioni di medio – lungo termine utilizzati al fine di determinare il CAI e aggiornamento degli stessi al fine di offrire agli operatori un utile orientamento nella previsione delle tariffe.

1 “Filiera UE” GSE / MSE DM 5 maggio 2011-06-15 IV Conto energia Si richiede di specificare, anche attraverso la pubblicazione di linee guida, le modalità, i parametri e la documentazione di supporto necessarie ai fini del premio di cui all'Art. 14.1.d.

1 Richiesta dichiarazione del Comune competente

GSE DM 5 maggio 2011-06-15 IV Conto energia La norma nella sua formulazione attuale pone diverse problematiche. Oltre che a caricare il proponente di un ulteriore onere burocratico, che i Comuni stessi faticano a soddisfare (vista la natura silenzio/assenso dei titoli abilitativi che dovrebbero essere oggetto della “dichiarazione”) si presta ad essere contestata in sede di TAR.

2 Autorizzazione unica Linee guida nazionali

Ministeri DL 387/2003 Linee guida

Si auspica che le azioni di controllo e di monitoraggio di cui al punto 7 delle Linee guida per l’Autorizzazione unica, siano svolte col massimo impegno al fine di favorire, se del caso, la pronta adozione di eventuali correttivi. Si auspica anche un monitoraggio dell’effettiva applicazione delle Linee guida, l’effettiva messa in atto delle necessarie azioni di trasparenza amministrativa (punto 6) e dell’efficacia del procedimento autorizzativo nei vari contesti regionali.

2 Autorizzazione unica Ruolo Soprintendenze – procedimenti in itinere

Ministero per i Beni e le Attività Culturali Soprintendenze

Linee guida Si ritengono opportuni chiarimenti in merito al punto 13.3 (e punto 14.9, lettera d) relativamente in merito agli effetti di un’eventuale sussistenza di procedimenti di tutela in itinere da parte delle Soprintendenze. Ciò anche in base alla sentenza del TAR Sicilia n. 1775/2010 che si è pronunciata in materia stabilendo che, dato che l’Autorizzazione Unica viene rilasciata sulla base delle normative vigenti e che un coinvolgimento delle Soprintendenze “costituirebbe esercizio di un potere privo – in assenza di un vincolo — di fondamento legale, almeno in una fattispecie di conferenza di servizi decisoria qual è quella disciplinata dall'articolo 12 del DLgs 387/2003”.

2 Autorizzazione unica Carenze di personale e formazione Amministrazioni

Ministeri, Regioni, Provincie, Autorità, Enti

Linee guida DL 387/2003

Le Regioni, le Provincie delegate, gli Enti e le Autorità coinvolte nell’iter autorizzativo, al fine di permetterne lo svolgimento del procedimento unico nelle tempistiche previste provvedano a un’adeguata copertura dei fabbisogni effettivi di personale amministrativo dedicato, anche attraverso politiche di formazione e assunzione.

Autorizzazione unica Amministrazioni competenti

Ministeri Linee guida DL 387/2003

La previsione delle Linee Guida secondo cui "L'autorizzazione unica, conforme alla determinazione motivata di conclusione assunta all'esito dei lavori della conferenza di servizi, sostituisce a tutti gli effetti ogni autorizzazione, nulla osta o atto di assenso comunque denominato di competenza delle amministrazioni coinvolte" andrebbe modificata sostituendo "amministrazioni coinvolte" con "amministrazioni competenti".

Barriera N

Autorizzazione paesaggistica

Autorità Fonti legali Azioni possibili

3. Valutazione Paesaggistica inistero per i Beni e le Attività DLgs 22 gennaio 2004, n. 42 "Codice dei beni Snellire e semplificare le procedure di Autorizzazione paesaggistica.

Pagina 19 di 26

Necessità di snellimento e concentrazione dei procedimenti

Culturali Soprintendenze Regioni in sede di Conf. unificata

culturali e del paesaggio, come modificato da: DLgs 24 marzo 2006 n. 157 DLgs 26 marzo 2008, n. 63. Regolamento recante procedimento semplificato di autorizzazione paesaggistica per gli interventi di lieve entità, ai sensi dell’articolo 146, comma 9, del decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42 e successive modificazioni.

Definire chiaramente la disciplina di esenzione descritta all’art. 149 del DLgs 42/2004 punto 1 lettera a) in relazione alle tipologie di impianti fotovoltaici che possono rientrarvi ovvero che costituiscono interventi di manutenzione ordinaria. In particolare andrebbe esplicitamente richiamata l’appartenenza a tali interventi degli impianti “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” in coerenza con l’art. 11, comma 3, del DLgs. 30.05.2008 n. 115 e con gli intenti stessi dell’emanando Regolamento.

Barriera N

Rete e connessioni Autorità Fonti legali Azioni possibili

4. Congestione virtuale delle reti

Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas Gestori di Rete

Deliberazione 23 luglio 2008 - ARG/elt. 99/08 e ss.mm. - Testo integrato delle connessioni attive (TICA) Documento di consultazione DCO 15/10

Proporre una gestione più flessibile del consolidamento del diritto alla connessione durante il processo di autorizzazione, sul modello già proposto dall’Autorità nel DCO 15/10. Stimolare presso le Regioni la definizione di un processo autorizzativo permanente per lo sviluppo della rete programmato dai gestori di rete e che tenga conto dei procedimenti di autorizzazione delle iniziative private di produzione in modo da coordinare e razionalizzare i due ambiti.

4 Proliferazione incontrollata delle iniziative



Prevedere che l'accesso alla richiesta di connessione e di istanza di autorizzazione possa essere effettuato unicamente da soggetti con provata competenza e solidità finanziaria al fine di limitare l’accesso incondizionato alle procedure di connessione.

Approccio poco razionale in materia di connessioni


Stimolare la creazione di meccanismi di incentivazione alla aggregazione delle iniziative. Ad esempio: concessione di “benefits” qualora più produttori presentino una richiesta di connessione unitaria

4 Carenze infrastrutturali

Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) Enel TERNA


Necessità di sviluppo ed adeguamento delle reti elettriche di distribuzione e di trasmissione per far fronte allo sviluppo delle fonti rinnovabili, a partire dalle zone d’Italia ove tali fonti sono maggiormente disponibili con priorità, quindi, per le regioni del Sud Italia in cui il problema è maggiormente sentito. Si auspicano maggiori investimenti mirati allo sviluppo delle reti di trasmissione e distribuzione, con particolare attenzione alle necessità della generazione distribuita e delle fonti non programmabili, includendo quindi lo sviluppo di sistemi di smart grid. La previsione di un premio del 20% sulla tariffa per “sistemi con profilo di scambio prevedibile” inserita nel III Conto energia(ma non implementato), cui si fa riferimento anche nel Piano d’Azione Nazionale per le energie rinnovabili, andrebbe ripresa e sviluppata organicamente.

Barriera N

Imposta Comunale Immobili

Autorità Fonti legali Azioni possibili

5.a ICI sugli impianti FV Agenzia delle Entrate Agenzia del Territorio Comuni

Legge 11 luglio 1942, n. 843 Agenzia del Territorio Risoluzione 3/2008 Agenzia delle Entrate. Circolare 23/06/ 2010 n. 38/E Decreto Legge 01/07/ 2009 n. 78 Circolare 11/04/ 2008 n. 38/E Circolare 19/07/ 2007 n. 46/E

Data la pubblica utilità, indifferibilità ed urgenza inerenti all’installazione di impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili, con particolare riferimento agli impianti fotovoltaici che non costituiscono “impianto infisso al suolo” si ritiene opportuno l’accatastamento in categoria „E” e l’esenzione dal pagamento dell’imposta. Questo tenendo anche in considerazione le altre incombenze gravanti sugli impianti a terra quali misure compensative e oneri istruttori. In alternativa si ritiene quantomeno urgente la definizione di parametri chiari e semplici per il calcolo dell’ICI, uniformi su tutto il territorio nazionale.

Pagina 20 di 26

6 ALLEGATO I

6.1 Metodologia

Le barriere esaminate nel presente documento sono state identificate durante la fase di ricerca per il database di PV Legal (www.pv-legal.eu). La ricerca si è svolta in 2 fasi: 1. Analisi approfondita del quadro burocratico - amministrativo, 2. Un’indagine coordinata rivolta agli attori industriali.

La prima fase ha fornito una descrizione qualitativa dei passaggi burocratico – amministrativi necessari per la costruzione e l’esercizio di un impianto fotovoltaico. I segmenti di mercato, lo sviluppo del progetto e le barriere associate ai vari processi sono stati analizzati dalle associazioni nazionali di ciascun paese partner. Assosolare ha condotto la ricerca relativa al quadro amministrativo sulla base della propria esperienza e ha comparato i risultati ottenuti con gli attori industriali attivi nel settore. Eclareon, parte del Consorzio PV Legal, ha infine eseguito un controllo di qualità dei risultati.

Nella seconda fase della ricerca, un’indagine svolta presso gli attori industriali ha fornito grazie alla loro esperienza diretta, dati quantitativi relativi ai tempi effettivi d’attesa, e indicatori di costo riferiti ai vari passaggi dell’iter autorizzativo e alle barriere individuate.

Data la situazione italiana, in continua evoluzione, il presente documento è stato oggetto di 2 fasi di aggiornamento dal punto di vista normativo, l’ultima delle quali, in maggio – giugno 2011, a seguito dell’adozione del D.Lgs 28/2011 e del DM 5.5.2011 (IV Conto Energia).

Con riferimento alle dimensioni del mercato Italiano, Assosolare ha condotto un numero di interviste sufficiente ad ottenere un buon campione di attori attivi in ciascuno dei 3 segmenti di mercato analizzati. La metodologia per l’indagine condotta si è basata sul metodo, accettato a livello internazionale, dello Standard Cost Model (SCM).

Per maggiori dettagli si rinvia al sito di PV Legal:

(http://www.pvlegal.eu/presentation/project-methodology.html).

Pagina 21 di 26

7 ALLEGATO II – INFORMAZIONI PAESE

7.1 Le procedure amministrative e le fasi di sviluppo

Le procedure autorizzative per gli impianti fotovoltaici in Italia sono difficili da sintetizzare a causa della stratificazione dei molteplici piani burocratici e amministrativi coinvolti e della disomogeneità del quadro normativo, caratterizzato da differenze anche sostanziali a livello regionale e locale. Se per gli impianti del segmento residenziale e commerciale la barriera paesaggistica di cui si è trattato rappresenta il problema maggiore, per il segmento “C”, è l’Autorizzazione unica a porre i maggiori ostacoli, spesso imprevisti, con le necessarie distinzioni regionali. Gli impianti a terra, in virtù dei nuovi decreti (DM 28/2011 e DM 5.5.2011) sono oggetto di restrizioni rilevanti che ne limiteranno drasticamente lo sviluppo, in particolar modo per quel che concerne gli impianti in aree agricole. In generale, inoltre, il IV Conto energia presenta tutta una serie di dubbi interpretativi e di incertezze burocratiche cui dovrà essere data la massima priorità per limitare i già pesanti “disagi” provocati dall’instabilità del quadro normativo di riferimento.

7.2 I segmenti di mercato

Il mercato fotovoltaico in Italia è caratterizzato da una netta predominanza numerica di piccoli e medi impianti su tetto nei segmenti residenziale e commerciale fino a 200 kW. I dati (GSE) a maggio 2011 registrano la presenza di circa 209.000 impianti di potenza tra 1 e 200 kW per una potenza totale installata di circa 2,3 GW, contro i 3794 impianti sopra i 200 kW per una potenza di oltre 3,4 GW. Il Progetto PV Legal ha operato una segmentazione per tipologia d’impianto che per l’Italia, con qualche approssimazione, può ben adattarsi alle 6 classi di potenza utilizzate dalle statistiche del GSE e derivanti dalla suddivisione proposta dalla bozza del 4° Conto energia appena varato.. La prima e la seconda sono contenute nel segmento A, mentre gli impianti da 20 a 200 kW sono considerati per il segmento commerciale. Le successive categorie, da 200 kW in su, sono state considerate con qualche approssimazione, impianti a terra (segmento 3).

Segmento A: gli impianti su tetti residenziali (o commerciali) fino a 20 kW sono i più diffusi su tutto il territorio italiano (oltre 190.000) per una potenza installata complessiva di circa 1.100 MW (circa il 19% della potenza installata totale).

Segmento B: gli impianti compresi tra I 20 e I 200 kW (segmento commerciale) hanno visto una crescita del 46% nel 2009 rispetto al 2008, anche grazie all’innalzamento della soglia di potenza per cui è possibile accedere allo scambio sul posto che è stata portata da 20 a 200 kW. Ad oggi (maggio 2011) il segmento conta oltre 16.000 impianti per una potenza installata oltre superiore ai 1.200 MW, pari circa il 21% della potenza totale in Italia. Va inoltre considerata la fascia di potenza tra 200 kW e 1 MW che include un’ulteriore percentuale di impianti su tetto annoverabile nel segmento commerciale anche se presumibilmente minima inferiore rispetto agli impianti a terra.. .

Segmento C: con quasi 3.400 impianti installati di Potenza compresa tra i 200 kW e il MW per circa 2,2 GW di potenza (38% sul totale cumulato) e circa 400 impianti sopra il MW per oltre 1,2 GW,(20%) il segmento “C” ha avuto una prima impennata nel 2009 per “esplodere” nel 2010. La nuova normativa in vigore porrà un pesante freno all’ulteriore sviluppo del segmento e produrrà uno spostamento d’asse del settore fotovoltaico verso gli impianti su edificio..

7.2.1 Segmento A

La procedura autorizzativa è relativamente semplice e richiede generalmente la presentazione di una DIA (ora PAS) o anche in taluni casi, di una semplice comunicazione al comune. Problemi e ritardi possono sorgere nel caso siano richieste autorizzazioni o nulla osta, soprattutto se è necessaria l’autorizzazione paesaggistica per cui entrano in gioco le Soprintendenze il cui iter è piuttosto lento e può causare ritardi importanti qualora vengano richieste integrazioni alla documentazione presentata o modifiche a vario titolo. Anche qui non è possibile generalizzare ma va sottolineato come ci si trovi di fronte a valutazioni soggette a una forte discrezionalità da parte degli uffici territoriali della soprintendenza, ma non solo, e a prassi molto differenziate (con risvolti talvolta bizzarri) su tutto il territorio nazionale e all’interno delle regioni stesse.

Pagina 22 di 26

7.2.2 Segmento B

Gli impianti su tetto commerciale possono comprendere una vasta gamma di potenze e trovarsi di fronte a iter autorizzativi molto diversificati, oltre che in virtù della Potenza, anche sulla base delle specifiche Linee guida e normative regionali, almeno finché non saranno uniformemente recepite le Linee guida nazionali. Si può passare da casi in cui è necessaria solo una comunicazione al Comune o più comunemente la DIA (poi SCIA, ora PAS), indipendentemente dalla potenza, a casi in cui si deve procedere con Autorizzazione unica. In caso di AU, si rientra nella problematica tipica del processo autorizzativo unico, che dipende dal contesto regionale. Nelle regioni in cui la procedura rappresenta un collo di bottiglia e pone l’operatore di fronte a pesanti incertezze, che spingono molti imprenditori a rinunciare o a selezionare siti in cui sia possibile procedere con sola DIA.

Anche in questo segmento le problematiche di accesso al credito bancario sono presenti. Le banche offrono generalmente condizioni poco appetibili che riducono I margini di convenienza dell’installazione dell’impianto FV, specie per il piccolo imprenditore. L’accesso o meno a buone condizioni di credito è spesso determinante nella decisione di procedere o meno con un progetto. Il momento di transizione che sta vivendo il settore fotovoltaico in Italia, con l’interruzione del III Conto energia e il passaggio al IV Conto energia, con forti elementi di discontinuità tra i due, ha aggravato la situazione e la diffidenza del mondo del credito.

7.2.3 Segmento C

Gli impianti a terra, in particolare gli impianti sopra il MW, rappresentano il segmento più problematico per il fotovoltaico in Italia, a causa di un iter autorizzativo lungo e complesso e delle implicazioni a livello ambientale, territoriale paesaggistico e di “consumo” del territorio agricolo, spesso frutto di contrapposizioni aprioristiche. Pesano in questo contesto anche le pratiche speculative associate alle connessioni e alle autorizzazioni. Tali problematiche, alla cui radice si può individuare la mancata adozione per oltre 7 anni (avvenuta solo nel 2010) delle Linee guida nazionali per l’Autorizzazione unica e una generale mancanza di pianificazione energetico – ambientale, si riflettono anche a livello istituzionale nella difficile concertazione tra Stato e Regioni (basti pensare allo stallo del Conto energia 2011-2013 e delle stesse Linee guida in sede di Conferenza unificata), ma anche a livello ministeriale (Sviluppo Economico, Beni Culturali e Ambiente). Le sentenze della Corte Costituzionale hanno inoltre messo in luce le problematiche di competenza normativa concorrente tra Stato e Regioni, mentre gli innumerevoli ricorsi ai TAR evidenziano regione per regione problematiche specifiche. Le procedure autorizzative sono di fatto le più complesse, anche a fronte della diffidenza verso gli impianti a terra, specie di grandi dimensioni. Con le recenti limitazioni imposte agli impianti a terra in aree agricole, lo sviluppo di questo segmento subirà una forte contrazione negli anni a venire. Le leggi regionali hanno regolamentato i processi autorizzativi in modo molto differenziato e ciascuna con soglie e casistiche diverse. L’Autorizzazione Unica varia dunque per tempistiche ed efficacia, così come varia il numero di attori coinvolti che può andare dai 20 agli oltre 40. Anche gli obblighi di VIA sono oggetto di normative a livello regionale con differenze circa le soglie di potenza soggette e sulle casistiche di esenzione. L’autorizzazione paesaggistica e l’intervento delle Sopraintendenze aggiungono ulteriori criticità all’interno del procedimento. La frammentazione normativa, imporrebbe di fatto uno studio Regione per Regione e in taluni casi Provincia per Provincia. E’ indispensabile che il procedimento unico possa essere messo nelle condizioni di funzionare e questo non può prescindere da un adeguato recepimento delle Linee guida nazionali da parte delle Regioni ancora solo in minima parte realizzato.

Pagina 23 di 26

Pagina 24 di 26

Pagina 25 di 26

Pagina 26 di 26

Reduction of Bureaucratic Barriers for Successful PV Deployment in the EU

[email protected] • www.pvlegal.eu

CHIAREZZA E UNIFORMITÀ NORMATIVA PER IL …...Il fotovoltaico in Italia si trova oggi in un momento...

Documents

Transcript of CHIAREZZA E UNIFORMITÀ NORMATIVA PER IL …...Il fotovoltaico in Italia si trova oggi in un momento...