Klimaenergy mercato pv dell’esistente in evoluzione - 26.03.2015

1 © Rödl & Partner

Guardare oltre

Mercato dell’esistente in evoluzione: da RID a PPA, passando per i SEU e

i rischi per il mantenimento degli incentivi in Conto Energia

Klimaenergy- 26.03.2015

Giorgio Castorina


Rödl & Partner nel mondo

Rödl & Partner è stato fondato a Norimberga nel 1977 dal Dr. Bernd Rödl ed oggi è il più grande studio

interdisciplinare di origine tedesca capace di riunire in un'unica struttura internazionale di circa 3.500

collaboratori le competenze di avvocati, dottori commercialisti, revisori contabili e consulenti del lavoro.

Rödl & Partner, attualmente presente con 24 uffici in Germania e 91 filiali in 40 Paesi del mondo, è in

grado di offrire una consulenza professionale qualificata in tutte le principali lingue.

L’internazionalizzazione dell’attività, iniziata alla fine degli anni ’80, si è sviluppata sulla base di una

profonda e diretta conoscenza delle realtà economiche e giuridiche locali, requisito fondamentale per il

successo di uno studio internazionale.

Oltre che nei principali paesi europei, Rödl & Partner è presente negli Stati Uniti d’America, in Brasile, in

sud Africa, in Medio ed Estremo Oriente.


Rödl & Partner nel mondo

Austria ▪ Bielorussia ▪ Bosnia Brasile ▪ Bulgaria ▪ Cina Croazia ▪ Emirati Arabi Uniti Estonia ▪ Federazione

Russa Francia ▪ Georgia ▪ Germania Hong Kong ▪ India ▪ Indonesia Italy ▪ Kazakistan ▪ Lettonia Lituania ▪

Messico ▪ Moldavia Polonia ▪ Regno Unito Repubblica Ceca Slovacchia Romania ▪ Singapore ▪ Slovenia

Spagna ▪ Stati Uniti ▪ Sud Africa Svezia ▪ Svizzera ▪ Tailandia Turchia Ucraina ▪ Ungheria ▪ Vietnam


Rödl a Padova: il team energy di Padova

Rödl & Partner è stato uno dei primi studi europei a costituire team di professionisti

interamente dedicati ad investimenti nelle green technologies & renewable energies, con

l’obiettivo di assistere operatori industriali e finanziari in tutte le fasi dei progetti

CO

RP

OR

AT

E

• Assistenza e consulenza societaria ordinaria

• Supporto in operazioni straordinarie e di M&A sia in Italia che all’estero

• Supporto nella redazione di documenti e contrattualistica societaria

CO

NT

RA

CT

ING

• Contrattualistica di settore (contratti EPC, contratti per la valorizzazione dei CB, O&M etc…)

• Contrattualistica Real Estate per acquisto di terreni e costituzioni di altri diritti reali

• Valutazione della bancabilità dei progetti e dei contratti

BA

NK

ING

& F

INA

NC

E

• Attività di Project Financing e Project Leasing

• Negoziazione dei relativi contratti e del security package

• Assistenza post financial close per l’adempimento degli obblighi contrattuali e perfezionamento delle garanzie contrattuali

DIR

ITT

O A

MM

INIS

TR

AT

IVO

• Attività di Due diligence legale

• Valutazione degli incentivi e predisposizione di atti e documenti per l’accesso ad essi

• Gestione dei rapporti e contenzioso con il GSE

• Diritto dell’energia


Gli steps nell’acquisizione di un progetto as built

1- Scouting

• Selezione di un progetto basata su : - targetizzazione di parametri tecnici ed economici - qualità dell’operatore (track record e portfolio dell’EPC)

2- Letter of intent

• LOI sottoscritta dalle parti per la condivisione di termini e condizioni di base (prezzo di vendita, NDA, closing deadline e clausola di esclusività)

3- Due diligence

• Due Diligence legale, fiscale, finanziaria e tecnica sono commissionate agli advisors

4- Negoziazione

• Feedback positivi o negativi delle due diligence consentono di concordare in dettaglio termini e condizioni

5- Financial closing

• Negoziazione dei termini contrattuali della struttura del rifinanziamento

6- Closing

• La SPV è trasferita all’acquirente

• Definizione dei termini contrattuali di O&M e asset management service

L’acquisizione di un impianto fotovoltaico “as built” segue normalmente una procedura standard

suddivisa in sei step


Proper risk assessment - the legal due diligence (1/3)

Suggerimento: la due diligence legale deve essere svolta in stretta collaborazione con il consulente tecnic

•Gli aspetti real estate:

Proprietà o diritti reali dei terreni su l’impianto è costruito e delle particelle occupate dalle opere di connessione alla rete elettrica (cabine e condutture)

Esecuzione e registrazione dei contratti immobiliari (compravendita/affitto/superficie/servitù/concession) per la costruzione e l’esercizio degli impianti

Verifica di eventuali restrizioni immobiliari (diritti di prelazione, diritti di terzi, fascie di rispetto...)

Registrazione degli impianti e delle opere di connessione con il catasto e rispetto delle altre prescrizioni fiscali

• Gli aspetti autorizzativi:

Completezza e legittimità delle autorizzazioni ottenute dalle Pubbliche Autorità

Verifica su eventuali varianti sostanziali/non sostanziali

Verifica del rispetto delle tempistiche inserite nei permessi

Verifica del rispetto dei vincoli derivanti dalla normatica ambientale, sismica, architettonica

Verifica del rispetto delle prescrizioni imposte dalle autorità

Verifica degli aspetti peculiari attinenti particolari titoli autorizzativi quali Permesso di costruire e DIA

Verifica dell’esistenza/pagamento di royalties alle Autorità


Risk assessment

•Procedura di connessione alla rete

Rispetto delle prescrizioni imposte dal TICA

Rispetto delle prescrizioni imposte dall’operatore di rete

Trasferimento delle opere di connessione all’operatore e pagamento delle relative imposizioni

Accatastamento dell’impianto

• Aspetti legati alla remunerazione dell’energia prodotta

Accesso alle tariffe incentivanti del GSE

Esclusione di rischi di riduzione o revoca delle tariffe

Rispetto della procedura e delle prescrizioni imposte dalla legge in casi di revamping o sostituzione di

parte dell’impianto

Power purchase agreements o Convenzione RID stipulata con il GSE

• I contratti di progetto

Garanzie di permormance fornite dall’EPC contractor, dall’O&M o dall’asset management agreement

Garanzie sui componenti dell’impianto

Clausole di risoluzione anticipata dell’O&M e dell’asset management agr


Proper risk assessment - the legal due diligence (3/3)

• In caso di step in del progetto:

Verifica sull’eventuale necessità di approvazione della banca finanziaria (change of control della SPV,

potere di veto sulle delibere assembleari o sulla scelta del contraente...)

Verifica del facility agreement, dichiarazioni e garanzie casi di inadempimento, business plan

Veirifica del pacchetto delle securities che assistono il facility agreement, (ipoteche sulla proprietà dei

terreni e sul diritto di superficie, privilegi speciali sugli impianti, pegni sulle uote sociali della SPV o sui

conti correnti bancari della SPV, pegno su RID e cessione in garanzia dei crediti FIT...)


Come cambia il mercato dell’esistente (e non) con...

PV 2015

Prezzi Minimi

Garantiti

Disciplina su

mantenimento

conto energia

Spalma

incentivi

Sviluppo

disciplina

SEU


L’abolizione dei prezzi minimi garantiti e lo switching da RID a

PPA

Per effetto della Delibera AEEGSI 618/2013/R/EFR e del Decreto “Destinazione Italia”, i cui

ricorsi amministrativi sono tuttora pendenti, per gli impianti di media e grande dimensione si è

assistito ad una trasmigrazione dalle Convenzioni RID ai contratti di cessione dell’energia

(cd. PPA)

Interposizione di soggetto tra il produttore e il

grossista

Suddivisione degli oneri di sbilanciamento, misura,

CCT, dispacciamento

Bancabilità in ipotesi ri-finanziamento (durata,

pegno, cessione dei crediti)

Clausola risolutiva espressa, clausola penale,

forza maggiore...

Principali rischi


Power Purchase Agreement (PPA)

1. Parti

2. Oggetto del contratto: vendita dell’energia di una centrale elettrica da costruire

3. Durata del contratto e della fornitura

4. Condizioni sospensive

Raggiungimento dello stato della cantierabilità del progetto

Ottenimento di un punto di connessione e del diritto di emettere energia elettrica in rete

Ottenimento di tutti i diritti reali per la realizzazione dell’opera (incl. servitù di elettrodotto)

Ottenimento di tutti i permessi necessari per la realizzazione dell’opera

Ottenimento di tutte le licenze per produrre energia elettrica

Firma di un contratto EPC e O&M per la realizzazione e la manutenzione della centrale elettrica

[Conclusione dei contratti di approvvigionamento della materia prima]

Ottenimento del finanziamento del progetto (fase di costruzione e finanziamento finale)

5. Condizioni risolutive

Mancata realizzazione della centrale elettrica

6. Fornitura di energia elettrica

Data di inizio della fornitura

Quantità della energia da vendere (tutta)

Clausole sulle perdite di trasmissione

Penali per ritardo della fornitura/Limitazione della responsabilità per ritardo

7. Regole sul dispacciamento della rete elettrica

8. Prezzo dell’energia elettrica

Clausole di determinazione prezzo o di adeguamento prezzo

9. Performance test/Quantità minima di energia garantita


Power Purchase Agreement (PPA)

10. Misura dell’energia elettrica emessa in rete

11. Fatturazione e pagamento dell’energia elettrica

Eventuali garanzie per il pagamento delle fatture (garanzie o riserve su conto correnti)

12. Force Majeure

13. Modifiche della legge applicabile

14. Inadempimento, disdetta e recesso

15. Performance guarantee

16. Cessione del contratto e modifiche nella compagine sociale

17. Diritto applicabile e foro competente

Allegati

• Descrizione del progetto

• Programma di produzione

• Documenti del finanziamento del progetto


Il Decreto spalmaincentivi

Con legge 11 agosto 2014 n. 116, il Decreto Legge n. 91/2014 ( “Decreto Spalmaincentivi”) è

stato convertito in legge.

Dal 1° gennaio 2015, le tariffe incentivanti riconosciute in forza dei c.d. “Conti Energia” agli

impianti fotovoltaici di potenza nominale superiore a 200 KW hanno subito una riduzione.

Modificate anche le modalità di erogazione degli incentivi: il nuovo schema prevede che a

partire dal secondo semestre 2014, il GSE paghi le tariffe incentivanti con rate mensili costanti

in misura pari al 90% della produzione annua stimata. Al 30 giugno dell’anno successivo verrà

effettuato un conguaglio e sarà pagato l’eventuale importo eccedente calcolato sulla base della

produzione effettiva.


Il Decreto spalmaincentivi – le tre opzioni

Entro il 30 novembre 2014, tutti i titolari di impianti fotovoltaici incentivati di potenza superiore a

200 kW hanno dovuto scegliere tra le 3 opzioni

• Il periodo di incentivazione è esteso da 20 a 24 anni

• Le tariffe sono ridotte in proporzione al periodo di incentivazione residuo

Estensione

• Il periodo di incentivazione rimane a 20anni

• Le tariffe sono inizialmente rimodulate, ed in un secondo momento parimenti aumentate

Riduzione/Aumento

• Il periodo di incentivazione rimane a 20 anni

• Le tariffe sono ridotte del 6%, 7%, 8% in funzione della potenza dell’impianto

Riduzione a forfait


Perché le tre opzioni sono lesive?

Opzione a):

Riduzione dell’incentivo per gli anni già previsti

difficoltà nel ripagare le rate dei finanziamenti contratti

Degradazione oltre il ventesimo anno di esercizio

l’impianto perde valore e i costi di gestione e manutenzione aumentano

Anche se la cifra corrisposta è complessivamente la stessa, ha impatti sul

risultato economico, siccome si ripartiscono i pagamenti

Non è comprensibile la modalità di determinazione dei percentuali delle

riduzioni

produzione effettiva futura non è determinabile forfettariamente

Durata dei contratti e delle autorizzazioni deve essere adattata

ulteriori oneri e costi


Perché le tre opzioni sono lesive?

Opzione b):

Riduzione dell’incentivo per gli anni già previsti

difficoltà nel ripagare le rate dei finanziamenti contratti

Viene meno il principio di affidamento

“Presumibile che lo Stato italiano modifichi ancora il regime delle tariffe e che

il surplus previsto per gli anni successivi non venga in realtà mai corrisposto”

Il calcolo di base è come leggere una “sfera di vetro”

produzione effettiva futura non è determinabile forfettariamente

Riduzione automatica e fissa

evidente lesività diretta degli interessi dei soggetti responsabili

Opzione c):


Il Decreto spalmaincentivi – gli impatti sui contratti stipulati

La riduzione degli incentivi si riflette in una minor redditività degli impianti fotovoltaici e,

potenzialmente, in una maggiore onerosità nei rapporti contrattuali di durata.

Risoluzione per sopravvenuta eccessiva onerosità

sopravvenuta ai sensi dell’art. 1467 Cod. Civ.?

“se la prestazione di una delle parti è divenuta eccessivamente onerosa per

il verificarsi di avvenimenti straordinari e imprevedibili, la parte che deve tale

prestazione può domandare la risoluzione del contratto (…). La parte contro

la quale è domandata la risoluzione può evitarla offrendo di modificare

equamente le condizioni del contratto”.

La riduzione degli incentivi con effetto retroattivo rientra nell’alea normale

del contratto o è un fatto straordinario e imprevedibile?

Occorre verificare se nella definizione delle condizioni economiche e dei

termini dei contratti si sia tenuto conto delle tariffe incentivanti e ve ne sia

traccia


Il Decreto spalmaincentivi – gli impatti sui contratti stipulati

Per le stesse ragioni, occorre verificare se i contratti stipulati con i diversi soggetti coinvolti a

prevedano una facoltà di recesso in caso di modifica della normativa incentivante.

Art. 1373 c.c. “Se ad una delle parti è attribuita la facoltà di recedere dal

contratto, tale facoltà può essere esercitata fino a quando il contratto non

abbia avuto un principio di esecuzione. Nei contratti ad esecuzione

continuata o periodica, tale facoltà può essere esercitata anche

successivamente ma il recesso non ha effetto per le prestazioni già eseguite

o in corso di esecuzione […]”.

“Le parti convengono fin d’ora che la Società potrà recedere dal contratto

in caso di:

a) […];

b) modificazione della normativa applicata al settore energetico (ad

esempio, cambiamento delle tariffe), in modo tale che la gestione e lo

sfruttamento del Parco Fotovoltaico non risultino più, ad insindacabile

giudizio della Società, convenienti economicamente[…]”.


Con l’opzione “a” il periodo di incentivazione è esteso a 24 anni

• Molti impianti sono stati realizzati su fondi per i quali è stato stipulato un contratto di concessione del

diritto di superficie di durata superiore a 25 anni o che contemplano la possibilità di prorogare la loro

originaria durata

• Nel caso, però, in cui l’atto costitutivo del diritto di superficie sia stato stipulato per durata inferiore a

24 anni e non contempli un rinnovo si aprono diversi scenari.

Accessione (art. 936 c.c.)

Alla scadenza del termine previsto per la concessione del diritto, la proprietà dell’impianto fotovoltaico verrebbe acquisita dal proprietario del suolo

Esclusione accessione

Spalmaincentivi – L’opzione “a” e il diritto all’uso dei terreni

La scelta non può prescindere dalla

conclusione di un accordo integrativo del

precedente contratto di superficie che ne

estenda la durata a 24 anni.

Più comunemente i contratti di superficie prevedono il mantenimento della proprietà dell’impianto in capo al superficiario anche dopo la scadenza salvo l’obbligo per il titolare del diritto di rimovuore l’impianto e ripristinare i luoghi


Posizione dell’Italia per l’autoconsumo V

icin

an

za

alla

grid p

arity

Regime regolatorio per la produzione di energia fotovoltaica per

l’autoconsumo

Spagna

Francia

Cile Brasile (scambio sul posto)

Messico (scambio sul posto)

Italia

Germania

Miglior collocazione per l‘autoconsumo

Paesi che hanno raggiunto la grid

parity

Nota: dati della seconda metà del 2013

Fonte: ECLAREON Analysis

Svizzera

Turchia


I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC) nella

Delibera AEEGSI 578/2013

• La Delibera 578 racchiude sotto la categoria di SSPC tutti i sistemi che sono

“connessi direttamente o indirettamente alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di

energia elettrica per la consegna alle unita di consumo che li costituiscono non si configura

come attività di trasmissione e/o di distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento

energetico”, di cui i SEU rappresentano una sottocategoria.

• Nel Dicembre del 2013 l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Servizio Idrico, con un

ritardo di quasi 5 anni dal Decreto 115, pubblica la Delibera che regolamenta il settore dei

cd. Sistemi semplici di produzione e consumo, di cui i SEU rappresentano una

sottocategoria


Le strutture contrattuali configurabili in caso di non coincidenza tra produttore e cliente finale,

ruotano intorno alla gestione dei contratti (di traporto, misura, dispacciamento) sottoscritti con il

gestore di rete, tanto per l’energia prelevata (dal cliente finale) dalla rete, quanto per l’energia

immessa (dal produttore) in rete.

La Delibera prevede 4 possibili forme contrattuali:

1. Produttore e Cliente finale gestiscono separatamente i contratti di prelievo ed

immissione

2. Il Cliente finale gestisce sia i contratti di prelievo che i contratti di immissione

3. Il Produttore gestisce sia i contratti di prelievo che i contratti di immissione

4. Un soggetto terzo gestisce sia i contratti di prelievo che i contratti di immissione

Strutture contrattuali complesse. Produttore ≠ Cliente finale


Strutture contrattuali complesse. La “gestione separata”

• Il Cliente finale sottoscrive i contratti con il gestore per il prelievo dalla rete dell’energia

elettrica non prodotta dall’impianto di produzione interno al SEU

• I contratti sono sottoscritti dal Cliente finale direttamente o mediante un venditore che, munito di

mandato senza rappresentanza, è utente del dispacciamento e del trasporto

• Il Produttore sottoscrive i contratti con il gestore per l’immissione in rete dell’energia elettrica

prodotta e non consumata all’interno del SEU

• I contratti sono sottoscritti direttamente dal Produttore o mediante un grossista munito di mandato senza

rappresentanza. In alternativa, in caso di accesso al Ritiro Dedicato, dal GSE

• Il Produttore è il soggetto responsabile ai fini dell’incentivazione, previa concessione, da parte del Cliente

finale, dell’uso del punto di connessione, che deve comunque rimanere unico ed intestato al Cliente finale


Strutture contrattuali complesse. La “gestione separata”


Strutture contrattuali complesse. La “gestione Produttore”

• Il Produttore sottoscrive i contratti (di compravendita, di dispacciamento e di trasporto) sia per

il prelievo che per l’immissione dell’energia

• Il Produttore deve essere munito di mandato senza rappresentanza rilasciato dal Cliente finale in

relazione ai contratti per l’energia prelevata dalla rete. Il Produttore sarà utente del dispacciamento

• Il Produttore, a sua volta, può rilasciare un mandato senza rappresentanza ad un grossista anche per i

contratti per l’immissione in rete dell’energia. In tal caso è utente del dispacciamento e del trasporto

• Il Produttore sul piano regolatorio oltre ad esercitare l’attività di produzione di energia

elettrica, in relazione all’energia prelevata dalla rete e consumata nel SEU, esercita anche

l’attività di vendita al dettaglio nei confronti del Cliente finale, e quindi nei confronti del sistema

elettrico e della regolazione dell’Autorità è assimilato ad un vero e proprio venditore di

energia elettrica al dettaglio e pertanto soggetto agli obblighi di qualità commerciale, ecc ..

• Il Produttore applicherà l’accisa sia in relazione all’energia autoconsumata dal Cliente Finale,

sia in relazione all’energia prelevata dalla rete pubblica


In sintesi, la struttura “gestione Cliente finale”

IL PRODUTTORE IL CLIENTE FINALE

• Accedere ai meccanismi di incentivazione (CE,

CV, TO, Conto termico..)

• Vendere l’energia in rete

• Richiedere il regime di Ritiro Dedicato

•Usufruire del bonus sociale


•Accedere al servizio di salvaguardia e maggior tutela

•Accedere allo scambio sul posto


Il rapporto contrattuale Produttore – Cliente finale

• Diversamente dai rapporti con il gestore di rete, per i quali la Delibera ha previsto i 4

possibili schemi analizzati, l’AEEG ha lasciato alla libera contrattazione delle parti la

regolamentazione dei rapporti interni relativi alla cessione dell’energia elettrica prodotta e

autoconsumata nell’ambito del SEU

• Elementi essenziali del contratto Produttore – Cliente Finale – PPA/Full service

• Costituzione in favore del Produttore dei diritti reali sull’area e vincolo di intrasferibilità dell’area (la

piena disponibilità da parte del Cliente finale deve essere mantenuta per tutta la durata del contratto)

• Mandato senza rappresentanza (in favore dell’uno o dell’altro, a seconda dello schema utilizzato) per

la sottoscrizione dei contratti di immissione/prelievo

• Concessione all’utilizzo del punto di connessione (se utilizzato lo schema “gestione Produttore”)

• Modalità di individuazione del prezzo

• Durata del contratto


I rischi e gli elementi eventuali del contratto

• In base alla particolarità del rapporto contrattuale di un SEU, è possibile prefigurare alcune

categorie di rischi che è necessario prevedere

• Il ricavo derivante dall’autoconsumo sarà maggiore rispetto all’immissione in rete. E’ interesse del Produttore una stabilità di ricavi

Rischio di domanda

• In caso di morosità del Cliente finale nei confronti del Produttore

• In caso di morosità verso il venditore Rischio di morosità

• Ove il prezzo di mercato dell’energia subisse variazioni (specie in ribasso), le previsioni del business plan iniziale potrebbero cambiare

Rischio di prezzo dell’energia

• Possibili ripensamenti del sistema SEU, ed in particolare dell’esenzione dagli oneri generali di sistema (vedi decreto spalma-incentivi)

Rischio “politico”

Ris

ch

i “c

lien

te”

Ris

ch

i “p

ae

se

”


Il rischio di domanda

• In base al regime di esenzione di cui gode l’energia autoconsumata nei SEU, il

Produttore può applicare un prezzo dell’energia maggiore rispetto a quello a cui il

Cliente finale la comprerebbe dal libero mercato, e il Produttore otterrebbe al contempo

ricavi maggiori rispetto a quelli che otterrebbe tramite l’immissione in rete

Necessità di massimizzare l’aderenza della produzione all’autoconsumo. Questo fa sì che il rispetto

del business plan iniziale dipende fortemente dalla domanda di energia del cliente finale

• Possibili coperture contrattuali del rischio domanda: • Clausola di take or pay: Il Cliente finale è tenuto a garantire un quantitativo minimo annuale

di energia prelevata in autoconsumo dal SEU

• Prezzo variabile: valore del prezzo determinato in base alla quantità di energia

autoconsumata dal Cliente finale


Il rischio di morosità

• Con riguardo al “rischio di morosità del Cliente” ci si riferisce ad un duplice rischio:

Tipo di rischio Regolatoria AEEG Possibili coperture

contrattuali

Rischio di fallimento/

mancato pagamento da

parte del Cliente finale delle

fatture relative alla energia

autoconsumata

Per l’energia autoconsumata,

il Produttore non è

considerato un venditore.

Non si applica la disciplina

relativa alla sospensione

della fornitura prevista dal

TISV

- Costituzione di cauzione/fideiussione

- Precisa previsione tra gli events of

default

-Riserva di proprietà dell’impianto

- Contratto con il proprietario dell’area

Rischio di morosità del

Cliente finale nei confronti

del venditore e conseguente

sospensione della fornitura

(da cui deriva l’impossibilità,

per il Produttore, di

immettere l’energia in rete)

La Delibera prevede la

preventiva comunicazione al

Produttore, e la possibilità

per questo di richiedere una

connessione di emergenza


Rischio “Paese”

• L’oscillazione del prezzo di mercato dell’energia e l’instabilità normativa italiana sono i

maggiori rischi connessi alla realizzazione dei SEU

Il Decreto spalma incentivi ha previsto

• per gli impianti entrati in esercizio entro il 31.12.2014, il pagamento del 5% degli importi unitari

relativi ai cd. Oneri generali di sistema per l’energia autoconsumata.

• tale percentuale è pari al 10% per gli impianti che entreranno in esercizio a partire dal 01.01.2015,

qualora gli stessi accedano ad incentivi statali sull’energia prodotta

• Possibili coperture contrattuali del rischio “Paese”: • Price adjustement: Il Cliente finale potrà essere chiamato, tramite una modifica al prezzo a

sopportare eventuali modifiche alla legislazione che mutino le condizioni iniziali in base alle

quali l’investimento era stato programmato.


Mantenimento degli impianti in Conto Energia

Nel mese di Febbraio il GSE ha pubblicato il DCO in vista dell’adozione di un regolamento, con

invito agli operatori a presentare le proprie osservazioni entro il 06 marzo.

TEMATICHE AFFRONTATE:

• SPOSTAMENTO DELL’IMPIANTO

• MODIFICHE DEL PUNTO DI CONNESSIONE DELL’IMPIANTO

• VARIAZIONE DELLE MODALITÀ INSTALLATIVE

• SOSTITUZIONE DEI COMPONENTI D’IMPIANTO

• INTERVENTI DI MODIFICA DELLA CONFIGURAZIONE ELETTRICA

• RIDUZIONE DELLA POTENZA DELL’IMPIANTO

• POTENZIAMENTI NON INCENTIVATI

• VARIAZIONE DELLA PROPRIETÀ DEL SITO DI INSTALLAZIONE DEGLI IMPIANTI

• CAMBIO DI TITOLARITÀ DEGLI IMPIANTI


Mantenimento degli impianti in Conto Energia – I punti chiave

• Poca chiarezza dei motivi

• Regime penalizzante

• Solo per impianti <6kW

• Variazioni catastali

Spostamento dell’impianto

Franchigia per

sostituzione componenti

Sostituzione componenti

Limite energia

incentivabile


Art. 42 D.Lgs. 28/11n (Romani):

Misure previste nel caso di rilevazione di violazioni nell’ambito dei controlli rilevanti ai fini

dell’erogazione degli incentivi

I poteri sanzionatori del GSE

DECADENZA DAGLI INCENTIVI

PERCEPITI

RECUPERO DELLE SOMME

INDEBITAMENTE PERCEPITE

INIBIZIONE DECENNALE DAL

PERCEPIMENTO DI INCENTIVI

Ai sensi dell’art. 2, comma 20, lett.

c), l. n. 481/95, l’Autorità irroga

sanzioni amministrative

pecuniarie e in caso di

reiterazione delle violazioni ha la

facoltà di sospendere l'attività di

impresa fino a 6 mesi ovvero

proporre al Ministro competente la

sospensione o la decadenza

della concessione

Segnalazione alla AEEGSI

http://www.gse.it/it


I poteri sanzionatori del GSE

DM 31 gennaio 2014: POTERI DI CONTROLLO E SANZIONI DEL GSE

• Violazioni Rilevanti di cui in Allegato 1 (presunzione di indebito accesso a incentivi):

• Rigetto dell'istanza / decadenza dagli incentivi

• Integrale recupero delle somme già erogate

• Violazioni non Rilevanti (fuori da Allegato 1) ma che determinano indebito accesso a

incentivi:

• Dispone ugualmente le misure di cui sopra

• Violazioni che rilevano ai fini dell'esatta quantificazione degli incentivi ovvero dei premi:

• Prescrizioni più opportune, ovvero ridetermina l'incentivo

• Recupero delle somme indebitamente erogate

Tra le violazioni rilevanti di cui in Aleggato 1 al DM vi è l’alterazione della configurazione

impiantistica, non comunicata al Gse, finalizzata ad ottenere un incremento dell'energia

incentivata;


La segnalazione alle Autorità

L’art. 14 del D.M. 28 dicembre 2012 prevede altresì la segnalazione alle Autorità per le

eventuali sanzioni ex art. 42 D.Lgs. 28/2011

Segnalazione alla AEEGSI

Ai sensi dell’art. 2, comma 20, lett. c), l. n. 481/95, l’Autorità irroga sanzioni

amministrative pecuniarie e in caso di reiterazione delle violazioni ha la facoltà di

sospendere l'attività di impresa fino a 6 mesi ovvero proporre al Ministro competente

la sospensione o la decadenza della concessione

Segnalazioni alle autorità giudiziaria

Fattispecie di reato ipotizzabili:

- Truffa (art. 640 c.p.)

- Truffa aggravata per il conseguimento di erogazioni pubbliche (art. 640-bis)

- Indebita percezione di erogazioni a danno dello Stato (art. 316-ter c.p.)

- Falsità ideologica (art. 480 c.p.)


“Ogni singola persona conta”, per i Castellers come per noi.

Le “torri umane” simboleggiano in modo straordinario la cultura di Rödl & Partner. Incarnano la nostra filosofia di coesione, equilibrio, coraggio

e spirito di squadra. Mostrano la crescita che scaturisce dalle proprie forze, elemento che ha fatto di Rödl & Partner quello che è oggi.

“Força, Equilibri, Valor i Seny” (potenza, equilibrio, coraggio e intelligenza) sono i valori dei Castellers, così vicini ai nostri. Per questo, dal

maggio 2011, Rödl & Partner ha stretto una cooperazione con i Castellers di Barcellona, ambasciatori nel mondo dell’antica tradizione delle

“torri umane”. L’associazione catalana incarna, insieme a molte altre, questa preziosa eredità culturale.

Contatti

Giorgio Castorina

Rödl & Partner Padua

Via Rismondo 2/E

35131 Padua

Italien

Telefon +39 (049) 80469.11

Telefax +49 (049) 80469.20

[email protected]

Klimaenergy mercato pv dell’esistente in evoluzione - 26.03.2015

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