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Proposte per i meccanismi di promozione di energia da Fotovoltaico


I firmatari del documento:

AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali)

ANEV (Associazione Nazionale Energia del Vento)

ANEST (Associazione Nazionale Energia Solare Termodinamica)

ANIE-GIFI (Gruppo Imprese Fotovoltaiche Italiane)

APER (Associazione Produttori Energia da Fonti Rinnovabili)

ASSOLTERM (Associazione Italiana Solare Termico)

ASSOSOLARE (Associazione nazionale dell’industria fotovoltaica)

FEDERPERN (Federazione Produttori Idroelettrici)

FIPER (Federazione Italiana Produttori di Energia da fonti Rinnovabili)

FIRE (Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia)

GREENPEACE ITALIA

ISES ITALIA (Sezione italiana dell’International Solar Energy Society)

ITABIA (Associazione Italiana Biomassa)

KYOTO CLUB

LEGAMBIENTE

WWF ITALIA

1. Introduzione

L'imminente recepimento nell'ordinamento nazionale della direttiva 2009/28/CE costituisce

l'occasione per una revisione dei meccanismi di promozione dell'uso delle fonti rinnovabili per la produzione di energia mirata alla razionalizzazione e armonizzazione degli attuali meccanismi, in modo che l’Italia possa raggiungere gli obiettivi fissati dalla predetta direttiva, realizzando nel contempo lo sviluppo industriale e l'accettabilità sociale delle azioni che saranno intraprese.

Per lo sviluppo industriale nelle due accezioni di crescita di un sistema manifatturiero e di imprese per la produzione di energia da rinnovabili, entrambi efficienti e competitivi, è fondamentale la stabilità e prevedibilità del quadro normativo che disciplina il supporto alla produzione di energia da fonte rinnovabile, con particolare riguardo alle iniziative già avviate, nonché un maggior livello di chiarezza e accessibilità delle procedure. L’esperienza degli ultimi anni ha infatti mostrato con chiarezza come le continue modifiche ai sistemi vigenti abbiano in definitiva non solo esacerbato le difficoltà di accesso al credito e più in generale di programmazione degli operatori, ma anche, in ultima istanza, comportato maggiori costi sul sistema.

L'accettabilità sociale riguarda invece l’impatto dei meccanismi di promozione delle rinnovabili sui consumatori finali e la loro coerenza con le scelte di politica economica e industriale. Assume pertanto un ruolo determinante il contenimento del costo sostenuto per tale promozione, obiettivo realizzabile riducendo gli incentivi in funzione delle riduzioni dei costi di produzione dell’energia.

A tal fine anche le incentivazioni dovranno consentire lo sviluppo nel nostro Paese di comparti i cui prodotti e servizi consentano eccellenti margini di competitività sul mercato globale.

2. Proposte per la produzione elettrica

Tre sono i meccanismi attualmente vigenti per la produzione elettrica:

• i Certificati Verdi

• il Conto Energia

la Tariffa Onnicomprensiva.

Gli ultimi due si sono dimostrati funzionali rispettivamente per il fotovoltaico e il solare

termodinamico e per impianti sotto 1 MW (200 kW per l’eolico). Si tratta solo di garantirne la stabilità nel tempo e l’adeguamento in funzione del calo dei costi di produzione dell’energia, obiettivi che saranno trattati più avanti.

Viceversa il sistema dei Certificati Verdi, anche per via dei continui stravolgimenti di cui è stato oggetto, non sembra più in grado di garantire lo sviluppo di un siffatto modello di produzione di energia da fonti rinnovabili, soprattutto a causa dell’instabilità delle sue regole, della sua complessità, della sua inefficienza allocativa, dell’eccessiva volatilità dei prezzi e dell’incapacità di promuovere iniziative in grado di innescare un effetto filiera, a meno di fissare una fascia di oscillazione che si esemplifica fra un minimo superiore a 150 euro/MWh e un massimo inferiore a 200 MWh.

Al fine di evitare rallentamenti sempre possibili quando si introducono nuove norme, si propone di affiancare ai Certificati Verdi dal 1 gennaio 2012 una diversa opzione, qui definita feed-in premium, che prevede il rilascio di un incentivo P per ciascun kWh prodotto in impianti alimentati da fonti rinnovabili, composto dal prodotto tra i tre seguenti fattori:

• I, espresso in €/kWh, di valore uniforme per tutte le fonti aventi diritto alla tariffa;

• Kf, coefficiente moltiplicativo differenziato in base alla fonte rinnovabile (con valutazione in base a un’accurata analisi del ciclo di vita) con cui è effettuata la produzione avente diritto alla tariffa (eolica on-shore, eolica off-shore, idraulica, moto ondoso e maremotrice,

biomasse solide-liquide-gassose, gas di discarica, geotermica);

• Kd coefficiente moltiplicativo differenziato in base alla potenza nominale di targa

dell’impianto.

Il valore I viene aggiornato automaticamente ogni anno a partire dal 1 gennaio 2013 con un decremento da definire per le singole tecnologie rispetto al valore I dell’anno precedente, tenendo

contestualmente conto dell’inflazione registrata nell’anno precedente e pubblicata da ISTAT.

I coefficienti Kf e Kd sono revisionati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas con cadenza biennale, sulla base dell’analisi dei parametri relativi ai mutati costi delle singole tecnologie e, nel caso delle biomasse, anche tenendo conto del mutato valore delle commodities di riferimento sui mercati internazionali. Tali parametri saranno costruiti tenendo conto dei reali costi di investimento di ciascuna iniziativa che i produttori saranno obbligati a dichiarare in maniera documentata all'atto della stipula della convenzione di accesso al nuovo feed-in premium.

L’entità di ciascun aggiornamento dovrà essere annunciata con un congruo anticipo rispetto al momento di applicazione dei coefficienti già aggiornati, tenendo conto del time to market delle iniziative in sviluppo.

Al termine del periodo di vigenza degli attuali meccanismi per il solare e delle tariffe

onnicomprensive ai medesimi, questi saranno revisionati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas con cadenza biennale applicando loro lo stesso criterio sopra illustrato per il coefficiente Kf.

3. Proposte per la produzione termica

Attualmente le fonti rinnovabili termiche possono beneficiare di due tipologie di incentivi:

• i Certificati Bianchi, virtualmente applicabili ad ogni soluzione;

• le detrazioni fiscali al 55%, che riguardano solo le fonti collegate agli usi civili.

I due dispositivi sono molto diversi. Quello dei Certificati Bianchi prevede un riconoscimento su arco temporale usualmente di 5 anni collegato alla vendita dei titoli ai soggetti obbligati.

È presente la bancabilità fino al 2012 dei certificati conseguiti, ma non si hanno garanzie sui prezzi e il ritiro obbligato da parte dell’AEEG è previsto solo nel caso in cui il meccanismo non sia prorogato oltre tale data. Il riconoscimento economico è pari a 90 €/tep (ossia circa 17 €/MWhe, 8 €/MWht e 0,075 €/m3 di gas), riferito ai soli risparmi addizionali garantiti dall’intervento.

Le detrazioni fiscali al 55% rappresentano un incentivo efficace e consistente, pari a circa il 48% dell’investimento considerando un’attualizzazione al 5% sui 5 anni di distribuzione della detrazione. Presentano dei limiti in quanto escludono alcune tecnologie (come il solare termodinamico), presuppongono un imponibile Irpef adeguato per poter essere fruite, sono limitate al settore civile e, soprattutto, sono sottoposte annualmente alla legge finanziaria, per cui l’orizzonte temporale risulta molto incerto.

Per raggiungere i numeri indicati nel PAN è necessario introdurre delle modifiche sostanziali al sistema di supporto vigente, al fine di rispondere alle seguenti esigenze:

• fornire certezze agli investitori e ai finanziatori su un orizzonte che arrivi almeno al 2020;

• garantire un sostegno sufficiente a promuovere gli investimenti nel settore in linea con le

traiettorie di crescita indicate nel PAN;

• minimizzare l’impatto sulle tariffe;

• promuovere il rafforzamento della filiera tecnologica delle FER termiche e di quella

dell’approvvigionamento delle biomasse, nel secondo caso ponendo attenzione anche alla

distribuzione del combustibile (ossia alla possibilità di sviluppare modelli analoghi al

gasolio e al gpl in termini di trasporto e utilizzo in loco, finalizzati a rendere semplice e

automatizzato l’uso di questo combustibile).

L’ultimo aspetto, in particolare, non è al momento supportato dai meccanismi incentivanti, che, rivolgendosi all’utente finale, non aiutano le imprese di settore a strutturare un servizio di distribuzione efficiente e basato sul modello dei combustibili liquidi.

Per non ingenerare un calo consistente del mercato che andrebbe contro alle politiche energetiche richieste dalla Direttiva 20-20-20 e a quelle per l'occupazione, si propone di mantenere provvisoriamente in vita gli strumenti in essere, (adottando le opportune misure affinché possano essere fruiti anche dalle tecnologie al momento escluse ed estesi anche agli usi industriali di calore a bassa, media e alta temperatura), affiancandoli in parte con nuovi meccanismi, destinati a durare nel tempo, che tengano anche conto delle problematiche proprie delle singole soluzioni tecnologiche.

Per il meccanismo dei Certificati Bianchi, che con l’aumento degli obiettivi potrebbe entrare in una fase di difficoltà, si propongono i seguenti spunti:

- prevedere l’estensione oltre il 2012 del dispositivo;

- introdurre un’indicizzazione del rimborso in tariffa basata anche sull’andamento del

mercato, con un tetto massimo al prezzo dei titoli basato sulla determinazione di una penale standard come avviene sul mercato delle emissioni di gas serra;

- assicurare, in aggiunta alla bancabilità, la possibilità di ritiro annuale dei titoli eccedenti gli obblighi ad un prezzo predefinito dall’AEEG nell’ordine dei 60-70 Euro/tep indicizzati sul paniere di vettori energetici adottato al momento per il rimborso in tariffa; il soggetto che ritira (ad esempio il GSE) potrebbe rivendere i titoli sul mercato nel triennio successivo in caso di mercato corto, potenzialmente recuperando l’extraonere in tariffa;

- prevedere per le fonti rinnovabili termiche (e per altri interventi di efficienza energetica

ritenuti idonei) un adeguato coefficiente moltiplicativo dei risparmi, distinto per fonte.

Si suggerisce inoltre di mantenere il dispositivo delle detrazioni fiscali per i vantaggi che presenta per i piccoli impianti, oltreché per i benefici per il bilancio dello Stato collegati all’emersione dal nero. Occorrerebbe assicurarne una durata estesa fino al 2020, con la possibilità per l’MSE d’accordo con il Ministero delle Finanze e il MATTM di modificare le aliquote su tre basi (55%, 45% e 36%) e di aggiungere nuovi interventi. La copertura dei costi andrebbe legata alle tariffe di distribuzione o a una carbon tax. In tal caso potrebbe essere un’alternativa ai coefficienti moltiplicativi dei TEE, eliminando la cumulabilità.

Per gli impianti a cui è tecnicamente ed economicamente applicabile un contatore termico, si suggerisce, in alternativa al meccanismo dei TEE e delle detrazioni fiscali, di applicare un meccanismo analogo al feed-in premium descritto per la produzione elettrica.

Nel caso non fossero disponibili le detrazioni fiscali al 55%, per impianti ove l’applicazione di contatori non sia conveniente, ad esempio per impianti solari termici al di sotto dei 30 m2 e pompe di calore geotermiche di comparabile potenzialità, si propone un contributo da erogare su base tabellare con riferimento a una producibilità presunta e a requisiti, come quelli già applicati per i Certificati Bianchi o per le detrazioni fiscali, finalizzati a garantire la qualità dell'installazione e il buon funzionamento dell'impianto.

Nel caso delle biomasse si propone che il meccanismo privilegi la produzione di biomassa non rientrante fra i rifiuti biodegradabili urbani e industriali.

In tutti i casi la variazione del feed-in premium sarà valutata con procedure di adeguamento dei fattori moltiplicativi analoghe a quelle descritte per la produzione elettrica. Il “Conto Energia” così strutturato dovrebbe finanziarsi attraverso una componente prevista nella bolletta del gas. I valori dell'incentivo saranno calcolati in modo da determinare un accettabile onere annuale sulla bolletta del gas.

Nel caso specifico del teleriscaldamento a biomassa, dove il costo della rete incide fra il 50% e il 70% dell’investimento, l’offerta da parte del mercato finanziario di mutui di breve-medio periodo (5-10 anni), a fronte di tempi di ammortamento della rete fra i 15 e i 20 anni, rappresenta un grave ostacolo alla diffusione di questa tecnologia, anche tenendo conto delle caratteristiche di sviluppo prolungato negli anni della rete stessa.

Dati i bassi rischi di impresa e la crescente domanda di nuovi allacciamenti, si ritiene opportuno introdurre finanziamenti pubblici basati su fondi rotativi di garanzia (parte dei fondi strutturali regionali potrebbe essere allocata in tal senso), che consentirebbe agli imprenditori di ammortizzare l’investimento con un orizzonte temporale in linea con il ritorno dell’investimento stesso.

Anche la facilitazione dell’accesso ai Fondi allocati dalla Banca di Investimenti Europea (circa 1 miliardo di euro) per le PMI nel settore della produzione di calore da rinnovabili consentirebbe l’avvio di nuovi impianti. Si propone dunque di collaborare con gli istituti di credito e la BIE per offrire pacchetti finanziari adeguati.

4. Altre misure necessarie

Si sottolinea inoltre che il sistema incentivante non deve essere “una cattedrale nel deserto”. È infatti fondamentale accompagnare il sistema incentivante con le seguenti misure, pari ad alcuni punti percentuali del monte incentivi previsto:

• rendere operativo su tutto il territorio nazionale l'”obbligo di rinnovabili” introdotto dal D.

Lgs. 311/06 (per esempio dando una scadenza alle Regioni per adeguarsi, facendo circolare i decreti attuativi delle Regioni che si sono già adeguate, ecc.);

• mettere mano alla legislazione vigente sulla semplificazione amministrativa

dell'installazione di impianti solari termici in aree non vincolate che attualmente risulta poco chiara e contraddittoria (D. Lgs. 115/08 e D.L. 40/10);

• definire criteri chiari e uniformi su tutto il territorio nazionale per l'installazione di impianti

solari termici in aree vincolate;

• prevedere un sistema di “rottamazione” dei vecchi apparecchi di riscaldamento a legna

domestici, obsoleti e inefficienti (stufe, termocamini, ecc) con l’introduzione di un incentivo

per la loro sostituzione con apparecchi a biomasse legnose (pellet, cippato, legna a pezzi) di nuova generazione ad alta efficienza e basse emissioni, certificati secondo le norme europee;

• promuovere sistemi di certificazione e/o attestazione della qualità delle biomasse;

• implementare attività di accompagnamento come l'informazione ai cittadini e ai decisori,

una formazione certificata degli installatori (prevista dalla Direttiva 202020), dei

professionisti e dei funzionari pubblici preposti alle autorizzazioni, e la realizzazione di

progetti dimostrativi;

• prevedere un finanziamento di attività finalizzate a favorire la predisposizione di nuovi

pacchetti finanziari da parte delle banche, anche basati su meccanismi innovativi e

collegamenti con fondi pubblici.

È infine auspicabile l’applicazione di un’ulteriore incentivazione per determinate iniziative in ambito energetico che:

• grazie sia alla loro trasversalità, sia al loro alto valore aggiunto tecnologico o in termini di

creazione di indotto, siano in grado di stimolare la creazione e il consolidamento di una

filiera nazionale;

• si collochino nell'ambito di iniziative “energetiche” di più ampio respiro rispetto alla mera

installazione di impianti di produzione di energia elettrica.

A titolo puramente esemplificativo, andrebbero premiate installazioni di impianti di produzione di energia rinnovabile:

• nell'ambito di interventi di riqualificazione energetica di immobili e/o sistemi di consumo di energia che prevedano il miglioramento degli standard energetici dei contesti su cui si

agisce ;

• quando rispondono a criteri di elevata integrazione architettonica e ambientale;

• quando soddisfano criteri di integrazione energetica tra diverse fonti e/o tecnologie di

conversione (fotovoltaico combinato con solare termico, utilizzo delle biomasse per

elettricità e calore di processo/climatizzazione);

• in grado di realizzare sempre più uno sfruttamento risorse marginali e diffuse a livello

territoriale (micro e mini-idroelettrico, micro-eolico, impianti a biomasse di limitata

dimensione) a condizione che le soluzioni adottate siano di carattere tecnologico-innovativo con elevati livelli di efficienza di conversione e di particolare valenza ambientale;

• in grado di realizzare una integrazione nel sistema elettrico dal punto di vista dell'attività

predittiva di esercizio e dal punto di vista della controllabilità (previsione della produzione,

iniziative combinate di produzione con profili complessivi di immissione prevedibili e/o

controllabili, stoccaggi).

 

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