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Timestamp: 2016-12-10 18:51:02+00:00
Document Index: 27521093

Matched Legal Cases: ['art.13', 'art.42', 'art.6', 'art.4', 'art. 7', 'art. 8', 'art. 9', 'art. 8', 'art. 11', 'art.11', 'art. 15', 'art.5', 'art.5', 'art.6', 'art.5', 'art.34', 'art. 44', 'art. 11', 'art. 11', 'art. 4', 'art. 18', 'art.2', 'art. 108', 'art. 7', 'art.7', 'art. 12', 'art. 15', 'art. 6', 'art. 16', 'art. 198', 'art. 16', 'art.9']

⭐Insieme per crescere. Speciale Green Economy. Il new deal dell efficienza. Approfondimento a cura di Rödl & Partner. Sommario:
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1 Insieme per crescere Speciale Green Economy Approfondimento a cura di Rödl & Partner Edizione: Aprile Sommario: Il new deal dell efficienza energetica Ritiro dedicato e incentivi a carico delle tariffe elettriche La nuova disciplina sui controlli e sanzioni in materia di incentivi di competenza del GSE Rinnovabili nei nuovi edifici ed in quelli da ristrutturare: la Camera conferma l obbligo a partire dal 2014 I Sistemi Efficienti di Utenza La Circolare dell Agenzia delle Entrate n. 36/E del e le altre novità fiscali di rilievo La nuova frontiera del biometano Il new deal dell efficienza energetica alle energie rinnovabili e all efficienza energetica) emerge che con riferimento agli immobili pubblici, si potrebbero raggiungere risparmi del 23% sui consumi totali con riferimento agli uffici pubblici, del 33% con riferimento agli edifici scolastici, e del 39% con riferimento all edilizia residenziale pubblica. Con un importante riflesso positivo anche sotto il profilo economico, dato che dall efficientamento degli immobili della Pubblica Amministrazione deriverebbe un potenziale di mercato teorico di circa 1 miliardo di euro l anno da oggi al Oltretutto, non è sempre vero che la Pubblica Amministrazione italiana se la passi così male, se solo si considera che da uno studio dell Associazione Nazionale Costruttori Edili emerge che nelle casse dei Comuni più virtuosi, a causa degli stringenti vincoli previsti dal Patto di Stabilità, sarebbero congelate risorse per circa 5 miliardi di euro. In questo panorama, l Unione Europea da un lato impone agli Stati Membri un obbligo di efficientamento degli edifici delle amministrazioni centrali pari ad almeno il 3% delle superfici coperte all anno (direttiva 27/2012), dall altro fornisce strumenti adeguati per far fronte agli obblighi stessi. Si tratta in particolare di fondi erogati da diversi organismi dell Unione, consistenti in finanziamenti a tasso agevolato, a fondo perduto, e talvolta cofinanziati dagli Stati stessi. Le operazioni di efficientamento possono consistere in molteplici interventi, quali la sostituzione degli impianti di riscaldamento/raffrescamento, la sostituzione degli impianti di illuminazione con tecnologie led, la coibentazione degli edifici, l installazione di impianti energetici alimentati da fonti rinnovabili, l utilizzo della domotica. Rödl & Partner Padova organizza un evento di portata nazionale sulla riqualificazione energetica degli edifici pubblici: è overbooking in poche ore La Pubblica Amministrazione italiana paga una bolletta energetica annuale di circa 6 miliardi di euro, per la gestione di uno stock complessivo di immobili di unità, di cui scuole e uffici. Da uno studio di ENEA (uno degli organismi nazionali di maggior rilievo con riferimento Le parole chiave dell efficienza energetica: ESCo & EPC E tutto ciò può essere realizzato senza incorrere nella violazione dei vincoli previsti dal Patto di Stabilità, grazie ai citati strumenti messi a disposizione dalla UE, oltre che con l apporto di capitali privati che possono finanziare interventi pubblici grazie a PPP messi in atto tramite il sistema della Energy Service Companies (ESCo). Tali società operano attraverso la conclusione di specifici contratti (EPC) con la Pubbli- 12 ca Amministrazione, che prevedono a carico di quest ultima per un numero di anni predeterminato solamente l obbligo di continuare a corrispondere le stesse somme pagate per la fornitura di energia elettrica e gas sino al momento dell intervento di riqualificazione (si badi, non più alle società di fornitura di energia elettrica o gas, ma direttamente all investitore, che provvederà direttamente al pagamento delle somme dovute a dette società per i consumi effettuati). In tal modo, il risparmio effettivamente conseguito in bolletta, costituirà il margine di guadagno per l ESCo. In sostanza, dunque, l investitore si assume il rischio tecnico e imprenditoriale dell intervento, dal momento che nel caso in cui gli abbattimenti dei costi ottenuti con la riqualificazione non fossero effettivi, o al contrario fossero superiori, ciò influirebbe solo ed esclusivamente sul ritorno dei propri investimenti. Così facendo, al termine del periodo di tempo concordato, l Amministrazione ha a disposizione, a costo zero, edifici di gran lunga più efficienti, con un considerevole abbattimento dei costi delle utenze. Gli incentivi per l efficientamento A rendere ancor più appetibili questo genere di operazioni sono anche i meccanismi incentivanti ad esse collegati, dei quali è un esempio l assegnazione di Certificati Bianchi da parte del GSE (società interamente partecipata dal Ministero dello Sviluppo Economico, che è tra le altre cose anche erogatore degli incentivi per la produzione di energia elettrica e termica da fonti rinnovabili), che viene parametrata al livello di efficientamento di volta in volta raggiunto attraverso i singoli interventi. È evidente come tutto ciò costituisca un occasione per il rilancio di un sistema imprenditoriale in difficoltà, e al contempo rappresenti l opportunità per le Pubbliche Amministrazioni di procedere ad un ammodernamento ed efficientamento degli edifici pubblici, con una sensibile diminuzione dei costi per la manutenzione, l illuminazione ed il riscaldamento. Non sorprende dunque che in occasione del convegno dal titolo Ripartiamo dall Efficienza Energetica, organizzato il 23 gennaio scorso dalla sede di Padova di Rödl & Partner nel centro storico della Città, vi siano state oltre 600 richieste di iscrizione a fronte di 270 posti disponibili, decretando un successo dell evento confermato anche dall attenzione ad esso riservata dai media nazionali. Al convegno hanno preso parte personalità di grande rilievo, come Ivo Rossi (Sindaco di Padova), Angela Mancinelli (Loan officer della Banca Europea per gli investimenti), Costantino Lato (Direttore Studi Statistiche e Servizi Specialisti ci del GSE), Dario di Santo (Direttore della FIRE). Anche il (allora) Ministro Flavio Zanonato, invitato come relatore ma assente per impegni governativi, ha inviato nella stessa giornata una nota rappresentando l importanza dell iniziativa. Inoltre, numerose istituzioni (Ministero dello Sviluppo Ec o- nomico, Regione del Veneto, Comune di Padova, Università degli Studi di Padova) e associazioni di categoria hanno aderito senza esitazione all evento. L evento si è articolato in tre parti: la prima sulla normativa e gli strumenti finanziari messi a disposizione dalle istituzioni nazionali ed europee; la seconda relativa all esposizione degli strumenti concreti ed operativi per la strutturazione di un progetto (tra i quali proprio quelli giuridici sono fondamentali, così come esaustivamente illustrato dagli avvocati Svenja Bartels ed Anna Maria Desiderà); la terza volta alla promozione di una cultura del fare impresa più green e in linea con i progetti comunitari in materia di tutela dell ambiente. Al termine del convegno è stato organizzato anche un matchmaking tra i presenti, che ha suscitato grande interesse sia tra i soggetti pubblici che tra gli operatori privati. Questa occasione di confronto ha consentito di far sedere allo stesso tavolo soggetti - imprenditori, banche ed enti pubblici - che raramente creano le condizioni per un effettivo dialogo tra loro, e che dall unione delle proprie forze non potrebbero che trarre grandi vantaggi. Senza dire infine della particolare situazione della Provincia di Padova, già all avanguardia nel campo delle energie rinnovabili, che fungendo da capofila per circa 40 Comuni, ha di recente ottenuto un importante finanziamento dalla Banca Europea per gli Investimenti (circa 60 mln di euro) per l efficientamento degli impianti di illuminazione e degli edifici pubblici. Come è facile intuire, questa costituirà un ottima occasione - oltre che per la cittadinanza, che godrà dei benefici delle opere di efficientamento - anche per le imprese che nei prossimi mesi si aggiudicheranno le gare per la realizzazione degli interventi previsti. Ritiro dedicato e incentivi a carico delle tariffe elettriche Con la Legge n.9 del 21 febbraio 2014, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale nello stesso giorno, è stato convertito in legge il Decreto Legge n.145 del 23 dicembre 2013, meglio noto come Decreto Destinazione Italia. A decorrere dal , sono sostanzialmente aboliti i prezzi minimi garantiti per tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili. Inoltre, perderanno il diritto a qualunque forma di incentivo indiretto, come il ritiro dedicato e lo scambio sul posto, quegli impianti per i quali non si opterà 23 Aprile 2014 per un allungamento del periodo incentivante rispetto a quello spettante in origine come previsto nei vari decreti Conto Energia e Rinnovabili. Il Decreto era entrato in vigore il 24 dicembre 2013 e conteneva alcune disposizioni innovative molto rilevanti in tema di prezzi minimi garantiti e incentivazioni già conseguite dagli impianti di produzione di energia alimentati da fonti di energia rinnovabile. L entrata in vigore del Decreto aveva posto l intero settore delle energie rinnovabili in uno stato di temporanea incertezza, in quanto le nuove disposizioni erano suscettibili di incidere sui business plan di molti impianti Il Decreto è stato oggetto di forti critiche, in particolare con riferimento alle norme riguardanti i nuovi prezzi minimi garantiti, tant è che persino l Autorità per l Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (di seguito AEEGSI, già AEEG), ne aveva formalmente chiesto la cancellazione in sede di audizione alla Camera dei Deputati. La conversione in legge elimina l incertezza che si era venuta a creare con il Decreto, ma non l incidenza delle nuove disposizioni sui business plan, per come di seguito descritto. Prezzi minimi garantiti L Art.1, comma 2, del Decreto convertito in legge stabilisce che A decorrere dal 1 gennaio 2014, i prezzi minimi garantiti definiti dall Autorità per l energia elettrica ed il gas ai fini dell applicazione dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e dell articolo 1, comma 41, della legge 23 agosto 2004, n. 239, sono pari, per ciascun impianto, al prezzo zonale orario nel caso in cui l energia ritirata sia prodotta da impianti che accedono a incentivazioni a carico delle tariffe elettriche sull energia prodotta, ad eccezione dell energia elettrica immessa da impianti fotovoltaici di potenza nominale fino a 100 kw e da impianti idroelettrici di potenza elettrica fino a 500 kw (in grassetto la modifica intervenuta in sede di conversione). La norma in esame prevede che i prezzi minimi garantiti previsti dall AEEGSI, nell ambito del regime di ritiro a prezzo amministrato dell energia elettrica prodotta e immessa in rete (cosiddetto ritiro dedicato ) per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza nominale fino ad 1 MW, cui siano stati riconosciuti incentivi a carico della tariffa elettrica, siano pari al prezzo zonale orario. L AEEGSI, competente, ai sensi dell art.13, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo n.387/2003, a fissare le condizioni per il ritiro dedicato, con i suoi vari interventi nel corso degli anni, aveva ritenuto opportuno tutelare gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di ridotte dimensioni (caratteri zzati comunque da elevati costi di esercizio e manutenzione), prevedendo l applicazione di prezzi minimi garantiti per il primo e il secondo milione di kwh immessi in rete annualmente da ciascun impianto alimentato da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW. I prezzi minimi garantiti avevano dunque la duplice finalità di: assicurare la sopravvivenza economica agli impianti di minori dimensioni; garantire una remunerazione minima, qualunque fosse l andamento del mercato elettrico. Nel corso degli anni l AEEGSI ha aggiornato i prezzi minimi garantiti, differenziandoli per tipo di fonte rinnovabile, da ultimo con la recente Delibera 618/2013/R/EFR del , che prevedeva per il 2014 prezzi minimi garantiti oscillanti tra circa 92,3 Euro/MWh per le gli impianti alimentati da biomasse a circa 38,9 Euro/MWh per gli impianti fotovoltaici. La garanzia consisteva in questo: laddove i prezzi di cessione dell elettricità, commisurati al prezzo medio zonale orario, ovvero al prezzo medio mensile per fascia oraria - formatosi sul mercato elettrico relativa alla zona in cui è connesso l impianto, fossero al di sotto dei prezzi minimi garantiti, il GSE avrebbe pagato anche per il 2014 al produttore il prezzo minimo garantito. La norma in esame, invece, ha sostanzialmente abolito dall 1 gennaio 2014 i prezzi minimi garantiti definiti dall AEEGSI per tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili con le eccezioni di cui si dirà nel prosieguo in quanto li ha equiparati al prezzo (medio mensile) zonale orario. Sono ovviamente esclusi dall applicazione della disposizione gli impianti che non accedono al regime del ritiro dedicato, ossia gli impianti: ammessi a tariffe omnicomprensive (ivi inclusi quelli i n- centivati ai sensi del provvedimento CIP 6/92); che usufruiscono del regime dello scambio sul posto; che hanno avuto accesso agli incentivi di cui ai decreti ministeriali 5 e 6 luglio 2012 (cosiddetti Conto Energia 5 e FER 2012 ). Sono altresì esclusi i seguenti impianti ammessi al regime del ritiro dedicato: impianti cui non siano stati riconosciuti incentivi a carico della tariffa elettrica; gli impianti fotovoltaici di potenza nominale fino a 100 kw; gli impianti idroelettrici di potenza nominale fino a 500 kw. 34 L impatto delle novità legislative sui business plan delle rinnovabili Considerata l intervenuta riduzione dei prezzi minimi garantiti per il 2014 come deliberati dal Delibera 618/2013/R/EFR del , prendendo il fotovoltaico (fascia F1), dagli 80,6 MWh del 2013 ai 38,9 Euro/MWh per il 2014, riteniamo che la novità legislativa appena illustrata non abbia un particolare impatto sui business plan delle rinnovabili, in quanto i prezzi zonali orari medi mensili, guardando al 2013, erano sempre superiori ai 38,9 Euro MWh (in media tra i 41 Euro e i gli oltre 60 Euro, Sicilia a parte dove i prezzi si aggiravano intorno ai 90 euro sempre in fascia F1). Quindi, relativamente alla fissazione del prezzo minimo garantito per il 2014, la nuova disposizione ha un impatto del tutto relativo. Certo, rispetto ai prezzi minimi garantiti del 2013, l impatto delle nuove disposizioni è certamente considerevole. Si può dire che si sarebbe potuto mantenere un livello vicino al 2013 anche per il Riteniamo, tuttavia, che per gli impianti incentivati, la componente data dalla differenza dell eventuale prezzo medio zonale orario e l eventuale prezzo minimo garantito incidesse già in passato marginalmente sul business plan degli impianti, anche se in un clima di aumento di ICI/IMU, rendite catastali, e tassazione passateci l espressione un po colorita - tutto fa brodo. Disposizioni relative ai regimi incentivanti Ecco il testo dell Art.1, commi 3, 4, 5 e 6 del Decreto convertito in legge (in grassetto le modifiche intervenute in sede di conversione): 3. Al fine di contenere l'onere annuo sui prezzi e sulle tariffe elettriche degli incentivi alle energie rinnovabili e massimizzare l'apporto produttivo nel medio-lungo termine dagli esistenti impianti, i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili titolari di impianti che beneficiano di incentivi sotto la forma di certificati verdi, tariffe omnicomprensive ovvero tariffe premio possono, per i medesimi impianti, in misura alternativa: a) continuare a godere del regime incentivante spettante per il periodo di diritto residuo. In tal caso, per un periodo di dieci anni decorrenti dal termine del periodo di diritto al regime incentivante, interventi di qualunque tipo realizzati sullo stesso sito non hanno diritto di accesso ad ulteriori strumenti incentivanti, incluso ritiro dedicato e scambio sul posto, a carico dei prezzi o delle tariffe dell'energia elettrica; b) optare per una rimodulazione dell'incentivo spettante, volta a valorizzare l'intera vita utile dell'impianto. In tal caso, a decorrere dal primo giorno del mese successivo al termine di cui al comma 5, il produttore accede a un incentivo ridotto di una percentuale specifica per ciascuna tipologia di impianto, definita con decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, con parere dell'autorità per l'energia elettrica e il gas, entro 60 giorni dall'entrata in vigore del presente decreto, da applicarsi per un periodo rinnovato di incentivazione pari al periodo residuo dell'incentivazione spettante alla medesima data incrementato di 7 anni. La specifica percentuale di riduzione è applicata: 1) per gli impianti a certificati verdi, al coefficiente moltiplicativo di cui alla tabella 2 allegata alla legge 24 dicembre 2007, n. 244; 2) per gli impianti a tariffa onnicomprensiva, al valore della tariffa spettante al netto del prezzo di cessione dell'energia elettrica definito dall'autorità per l'energia elettrica e il gas in attuazione dell'articolo 13, comma 3, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, registrato nell'anno precedente; 3) per gli impianti a tariffa premio, alla medesima tariffa premio. 4. La riduzione di cui al comma 3, lettera b), viene differenziata in ragione del residuo periodo di incentivazione, del tipo di fonte rinnovabile e dell'istituto incentivante, ed e' determinata tenendo conto dei costi indotti dall'operazione di rimodulazione degli incentivi, incluso un premio adeguatamente maggiorato per gli impianti per i quali non sono previsti, per il periodo successivo a quello di diritto al regime incentivante, incentivi diversi dallo scambio sul posto e dal ritiro dedicato per interventi realizzati sullo stesso sito. Il decreto di cui al comma 3, lettera b), deve prevedere il periodo residuo di incentivazione, entro il quale non si applica al penalizzazione di cui al comma 3, lettera a). Allo scopo di salvaguardare gli investimenti in corso, tale periodo residuo non può comunque scadere prima del 31 dicembre 2014 e può essere differenziato per ciascuna fonte, per tenere conto della diversa complessità degli interventi medesimi. 5. L'opzione di cui al comma 3, lettera b), deve essere esercitata entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto di cui al medesimo comma 3, lettera b), mediante richiesta al Gestore dei servizi energetici (Gse) resa con modalit à definite dallo stesso Gse entro 15 giorni dalla medesima data. 6. Le disposizioni di cui ai commi 3, 4 e 5 non si applicano: a) agli impianti incentivati ai sensi del provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi n. 6 del 29 aprile 1992; b) ai nuovi incentivati ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 6 luglio 2012, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 159 del 10 luglio 45 Aprile , supplemento ordinario n. 143, fatta eccezione per gli impianti ricadenti nel regime transitorio di cui all'articolo 30 dello stesso decreto. Incentivi al bivio: le alternative possibili Limitatamente agli impianti che beneficiano di incentivi sotto la forma di certificati verdi, tariffe omnicomprensive ovvero tariffe premio, le norme in esame pongono l alternativa tra: continuare a godere del regime incentivante così come previsto originariamente alla data della connessione dell impianto sulla base dei Decreti Conto Energia o Rinnovabili applicabili a quella data ( Regime Incentivante Originario ). In tal caso però, l impianto non potrà godere, per i dieci anni successivi dalla scadenza del periodo di Regime Incentivante Originario (quindi, per esempio, allo scadere dei venti anni dei rispettivi decreti Conti Energia), ad altre forme di incentivazione indiretta a carico dei prezzi o delle tariffe dell'energia elettrica, ovvero per dirla in maniera chiara, che incidono sulla bolletta degli italiani (componente A3), inclusi quindi il ritiro dedicato e lo scambio sul posto; optare per un estensione e quindi una rimodulazione del Regime Incentivante Originario comprendendo un periodo più lungo che tenga conto dell'intera vita utile dell'impianto. In tal caso il produttore che aderisce a questa opzione accede ad un incentivo ridotto di una percentuale specifica per ciascuna tipologia d impianto, che sarà definita con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, con parere dell'aeegsi, da applicarsi per un periodo rinnovato di incentivazione pari al periodo residuo dell'incentivazione spettante alla medesima data incrementato di 7 anni. Il successivo decreto del Ministero dello Sviluppo Economico dovrà stabilire entro sessanta giorni dall'entrata in vigore del decreto: la riduzione in percentuale dell incentivo per ciascuna tipologia di impianto; il periodo residuo di incentivazione al di sotto del quale, nel caso in cui il titolare dell impianto scelga di mantenere il Regime Incentivante Originario, non si applicherà il divieto di accesso a ulteriori strumenti incentivanti per i dieci anni successivi. I titolari degli impianti alimentati da fonti rinnovabili rientranti nell ambito di applicazione di tali disposizioni avranno 90 giorni dalla data di emanazione di tale decreto ministeriale per comunicare al GSE se intendono optare per la rimodulazione degli incentivi. Tale comunicazione dovrà essere resa secondo le modalità che saranno stabilite dal GSE entro 15 giorni dalla data di emanazione del suddetto decreto. La conversione in legge di tali disposizioni, non ha provveduto a fare chiarezza circa il loro effettivo ambito di applicazione. In particolare, il Decreto si riferisce genericamente a impianti incentivati tramite certificati verdi, tariffe omnicomprensive e tariffe premio, senza specificare i riferimenti normativi volti a delineare compiutamente l ambito di applicazione. Conseguentemente, non è chiaro se le nuove norme si applichino o meno agli impianti fotovoltaici incentivati con le tariffe incentivanti (senza ulteriori premi) di cui ai Conti Energia 1, 2, 3 e 4, che, secondo la stretta interpretazione letterale, sembrerebbero escluse. Tale esclusione non sembra molto coerente con la ratio della norma (contenimento delle tariffe elettriche). La questione, che era già sorta sulla base del testo del Decreto, non è stata risolta in sede di conversione. Si dovrà quindi attendere, per avere maggiore chiarezza, l emanazione del decreto del Ministero dello Sviluppo Economico. Le opportunità derivanti dal Decreto Destinazione Italia A nostro avviso, anche questa novità legislativa non è di particolare impatto sui business plan degli impianti già incentivati sulla base dei Regimi Incentivanti Originari. Innanzitutto va detto e precisato, che non si tratta assolutamente di disposizioni che riducano retroattivamente Regimi Incentivanti Originari. Infatti, gli operatori possono scegliere di mantenerli come sono, e saranno semmai penalizzati allo scadere degli stessi perdendo il diritto di optare per il regime del ritiro dedicato o scambio sul posto, per esempio. Invece, per chi abbia la possibilità di rimodulare il proprio business plan, potrebbe essere anche una opportunità interessante se si pensa che in questo modo a) le tariffe rimarrebbero comunque le stesse, solo spalmate su un periodo più lungo degli originari 20 per esempio, nel fotovoltaico b) sarebbe garantito l accesso al ritiro dedicato e allo scambio sul posto anche allo scadere del periodo incentivante rimodulato. Un ultima considerazione: con questa disposizione in buona sostanza il Governo ha confermato che i regimi del ritiro dedicato e di scambio sul posto dureranno molto a lungo. Non possiamo pensare che il legislatore possa o voglia eliminarli, avendo oggi dato l opportunità di rimodulare i propri Regimi Incentivanti Originari per garantirsi al loro scadere i regimi incentivanti indiretti, per poi eliminarli in un momento successivo. 56 Vediamo quindi queste novità come conferme dei regimi del ritiro dedicato e scambio sul posto per il futuro, finalmente nel senso di una maggiore certezza per gli investimenti nel settore. La nuova disciplina sui controlli e sanzioni in materia di incentivi di competenza del GSE Il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato il decreto ministeriale 31 gennaio 2014 con il quale, in attuazione di quanto previsto dall art.42 del D. Lgs. 3 marzo 2011 n.28 (meglio noto come Decreto Romani ), è stata definita una disciplina organica dei controlli in materia di incentivi di competenza del Gestore dei Servizi Energetici (il GSE ). Il Decreto Ministeriale provvede ora a definire linee guida circa le attività di controllo in materia di incentivi per la produzione di energia elettrica, nonché un primo elenco di violazioni rilevanti, in conseguenza delle quali il GSE potrà disporre il rigetto dell istanza di incentivazione, ovvero la decadenza dagli incentivi già concessi con l integrale recupero delle somme già erogate. Le disposizioni del Decreto Ministeriale si applicano ai controlli sulla documentazione e sugli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, per i quali è presentata istanza di accesso o richiesta di incentivo, ovvero che percepiscono incentivi la cui erogazione è di competenza del GSE. Il Decreto Ministeriale dunque, assume una particolare rilevanza per le operazioni sul mercato secondario relative ad impianti alimentati da fonti rinnovabili, anche con riferimento alle sanzioni previste dal Decreto Romani e dal D.P.R. 6 giugno 2001 n.380 (di seguito Testo Unico dell Edilizia ), nonché dalle norme regionali, in tema di realizzazione degli impianti in mancanza o in difformità dei titoli autorizzativi Le attività di controllo L art.6 del Decreto Ministeriale prevede che l attività di controllo del GSE è svolta sulla base di una programmazione annuale e triennale, ed è di due tipi: documentale senza sopralluogo da svolgersi annualmente su non meno del 50% delle nuove istanze di incentivo e, triennalmente, su non meno del 15% delle istanze relative ad impianti già incentivati e non oggetto di precedenti controlli; con sopralluogo da svolgersi triennalmente su non meno del 10% della potenza di tutti gli impianti incentivati. Almeno la metà di questo tipo di controlli deve essere svolta senza preavviso. A tal fine, il GSE può sottoscrivere protocolli di intesa con i soggetti pubblici per eventuali controlli incrociati e sopralluoghi congiunti. Secondo l art.4 del Decreto Ministeriale, i controlli sono svolti dal GSE anche avvalendosi del supporto tecnico di terzi, dotati di idonee competenze specialistiche. Tali soggetti terzi, nello svolgimento delle attività di controllo, rivestono la qualifica di pubblico ufficiale e sono tenuti alla riservatezza su ogni informazione acquisita. L art. 7 prevede che il controllo mediante sopralluogo si svolge nel rispetto della L. 7 agosto 1990 n.241, in contraddittorio con il titolare dell impianto o un suo delegato. Ad esclusione dei controlli svolti senza preavviso, il GSE comunica l avvio del procedimento, almeno 7 giorni prima della data in cui deve svolgersi il controllo, tramite raccomandata A/R o posta certificata. La comunicazione indica: luogo, data, ora e nominativo dell incaricato del controllo; elenco dei documenti da rendere disponibili per l espletamento delle attività di controllo. Il successivo art. 8 consente comunque all incaricato del controllo di acquisire gli ulteriori atti, documenti, schemi tecnici di impianto, registri ed ogni altra informazione ritenuta utile alle esigenze di controllo. Inoltre, l art. 9 dispone che il GSE pubblicherà sul proprio sito internet l elenco dei documenti che dovranno essere tenuti presso il sito di impianto. Tale elenco, che non è ancora stato pubblicato, sarà differenziato per potenza, tipologia di impianto e meccanismo di incentivazione e non potrà prevedere documenti ulteriori rispetto a quelli cui fa riferimento l istanza di incentivazione (con l eccezione dei documenti relativi ai combustibili in ingresso per gli impianti per i quali ciò sia rilevante). In caso di controllo senza preavviso, le informazioni previste dalla comunicazione di avvio del procedimento sono comunque comunicate al titolare dell impianto subito dopo lo svolgimento delle operazioni di controllo. L art. 8 dispone che nel corso del sopralluogo venga redatto un processo verbale contenente l indicazione delle operazioni effettuate, della documentazione esaminata, delle infor- 67 Aprile 2014 mazioni acquisite e delle eventuali dichiarazioni rese dal titolare dell impianto o dal suo delegato. Il titolare dell impianto ha il diritto di presentare memorie e documenti, che il GSE ha l obbligo di valutare ove siano pertinenti ai fini dell attività di controllo. Dell eventuale mancato accoglimento di tali osservazioni il GSE dà ragione nella motivazione finale dell atto. Il sopralluogo ha ad oggetto: le caratteristiche tecniche delle opere, dei macchinari e delle apparecchiature installate; la configurazione impiantistica ed il processo di produzione dell energia elettrica; in attesa della definizione delle attività di supporto dei gestori di rete, la strumentazione di misura dell energia elettrica e degli altri vettori energetici pertinenti, in ingresso e in uscita dall impianto per verificare l assenza di manomissioni e la sua integrità, nonché il relativo programma di taratura; le misure e contabilizzazioni dell energia necessarie per definire correttamente l energia incentivabile. Il termine per la conclusione del procedimento non può essere superiore a 180 giorni; il GSE adotta un provvedimento espresso e motivato sulla base delle informazioni raccolte nel corso del controllo e delle eventuali osservazioni del titolare dell impianto. Tale provvedimento è emesso sia nel caso in cui vengano riscontrate delle violazioni, sia in quello in cui l impianto sia conforme, ponendo ove necessario prescrizioni. Le violazioni rilevanti L art. 11 del Decreto Ministeriale stabilisce che, nel caso di violazioni rilevanti riscontrate nel corso dell attività di controllo, il GSE rigetta l istanza ovvero, per le domande di incentivo già accolte, dispone la decadenza dagli incentivi con l integrale recupero delle somme già erogate. Nel caso di impianti con potenza nominale fino a 20 kw, le violazioni che comportano variazioni inferiori al 10% dell importo degli incentivi annualmente percepiti non comportano la decadenza, fermo restando il recupero delle somme indebitamente percepite. La parte maggiormente rilevante del Decreto Ministeriale è l Allegato 1, che definisce violazioni rilevanti le seguenti fattispecie: presentazione al GSE di dati non veritieri o di documenti falsi, mendaci o contraffatti, in relazione alla richiesta di incentivi, ovvero mancata presentazione di documenti indispensabili ai fini della verifica della ammissibilità agli incentivi; violazione del termine per la presentazione dell istanza di incentivazione e, nel caso in cui sia determinante ai fini dell accesso degli incentivi, la violazione del termine per l entrata in esercizio; inosservanza delle prescrizioni contenute nel provvedimento del GSE relativo all esito dell attività di controllo; indisponibilità della documentazione da tenere presso l impianto, nel caso in cui se ne sia già accertata l assenza nell ambito di una precedente attività di controllo; comportamento ostativo od omissivo tenuto dal titolare dell'impianto nei confronti del preposto al controllo o del gestore di rete, consistente anche nel diniego di accesso all'impianto stesso ovvero alla documentazione; manomissione degli strumenti di misura dell'energia incentivata; alterazione della configurazione impiantistica, non comunicata al GSE, finalizzata ad ottenere un incremento dell'energia incentivata; interventi di rifacimento e potenziamento realizzati in difformità dalle norme di riferimento ovvero da quanto dichiarato in fase di qualifica o di richiesta dell'incentivo; inefficacia del titolo autorizzativo per la costruzione ed esercizio dell'impianto; insussistenza dei requisiti per la qualificazione dell'impianto, per l'accesso agli incentivi ovvero autorizzativi; utilizzo di combustibili fossili di due punti percentuali oltre la soglia consentita, non previamente comunicato al GSE; utilizzo di combustibili rinnovabili in difformità dal titolo autorizzativo o dalla documentazione presentata in sede di qualifica ovvero di istanza di incentivazione; mancata trasmissione al GSE della certificazione di fine lavori dell'impianto nei termini previsti dalla normativa di incentivazione, nel caso in cui sia determinante ai fini dell'accesso o della determinazione agli incentivi; utilizzo di componenti contraffatti ovvero rubati. Tale lista non ha carattere esaustivo, in quanto l art.11 del Decreto Ministeriale dispone espressamente che, al di fuori delle ipotesi espressamente previste dall Allegato 1, il GSE dispone comunque il rigetto dell istanza, ovvero la decadenza dagli incentivi nonché l integrale recupero delle somme già erogate, qualora rilevi violazioni, elusioni o inadempimenti cui consegue l indebito accesso agli incentivi. Si evidenzia infine che i provvedimenti che dovessero essere adottati dal GSE in applicazione del Decreto possono essere soggetti al controllo giudiziale del competente Tribunale Amministrativo Regionale. 78 Le varianti al progetto autorizzato La nuova disciplina dei controlli contenuta nel Decreto Ministeriale impone di prestare particolare attenzione alle eventuali varianti, rispetto al progetto approvato con il titolo autorizzativo originario, per la realizzazione e gestione dell impianto, nel corso dei lavori ovvero dopo la conclusione degli stessi. Nell ultimo anno, si sono moltiplicati i casi in cui i Comuni hanno provveduto a verificare se gli impianti localizzati nel proprio territorio fossero stati realizzati conformemente ai progetti autorizzati, soprattutto nella Regione Puglia, dove è stata emanata una specifica disciplina con la L.R. 24 settembre 2012 n.25 circa le varianti di progetto, la vigilanza e le sanzioni relative ad impianti alimentati da fonti rinnovabili. In particolare, secondo l art. 15 di tale Legge Regionale i provvedimenti che accertano irregolarità edilizie o dispongono sanatorie sono immediatamente trasmessi al GSE. Per quanto riguarda gli impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile, la materia è attualmente regolata, sebbene in maniera generica e lacunosa, dall art.5, comma 3 del Decreto Romani che prevede che, fino all emanazione di un decreto del Ministero dello Sviluppo Economico che disciplinerà puntualmente la materia, non sono considerate varianti sostanziali gli interventi sugli impianti fotovoltaici, idroelettrici ed eolici esistenti, a prescindere dalla potenza nominale, che non comportino variazioni: delle dimensioni fisiche degli apparecchi; della volumetria delle strutture; dell area destinata ad ospitare gli impianti stessi. L art.5 prevede che in tali casi le varianti debbano essere autorizzate tramite la cosiddetta procedura abilitativa semplificata (di seguito PAS ) di cui al successivo art.6, fatte comunque salve le disposizioni in tema di varianti essenziali previste dal D. Lgs. 3 aprile 2006 n.152. Parte della giurisprudenza formatasi sul punto tende a considerare come speciali le disposizioni dell art.5 e, dunque, prevalenti rispetto a quelle poste in materia dal Testo Unico dell Edilizia, ed in particolare rispetto a quanto previsto dall art.34, comma 2-ter, secondo cui non si ha difformità dal titolo abilitativo in presenza di violazioni di altezza, distacchi, cubatura o superficie coperta che non eccedano per singola unità immobiliare il 2 per cento delle misure progettuali autorizzate. In considerazione di quanto sopra, in caso di variazioni al progetto autorizzato non assentite dagli enti competenti, dovrà essere valutata l opportunità di procedere ad un accertamento di conformità ai sensi dei suddetti artt.36 e 37 del Testo Unico dell Edilizia, in quanto: il Comune dovrà esprimersi circa la sostanzialità o meno delle variazioni effettuate; il positivo accertamento di conformità non sostituisce il titolo autorizzativo originario, ma lo affianca, così non ponendo in pericolo le eventuali incentivazioni già conseguite. Le sanzioni nel caso di lavori svolti in mancanza o in difformità dal titolo autorizzativo L art. 44 del Decreto Romani prevede una disciplina sanzionatoria differenziata in base al tipo di titolo autorizzativo richiesto per la realizzazione e gestione dell impianto ed in particolare: per gli impianti che ricadono nei casi di autorizzazione unica (cosiddetta AU ), la costruzione e l esercizio di opere ed impianti in assenza della AU comporta, fatto salvo il ripristino dello stato dei luoghi, il pagamento di una sanzione amministrativa pecuniaria da Euro ad Euro , cui sono tenuti in solido il proprietario dell impianto, l esecutore delle opere e il direttore dei lavori; per gli impianti che ricadono nei casi di autorizzazione tramite PAS l esecuzione dei lavori in assenza o in difformità della PAS comporta, fatto salvo il ripristino dello stato dei luoghi, il pagamento di una sanzione amministrativa pecuniaria da Euro 5.00 ad Euro , cui sono tenuti in solido il proprietario dell impianto, l esecutore delle opere e il direttore dei lavori; per gli impianti che ricadono in entrambi i casi, la violazione di prescrizioni contenute nel titolo autorizzativo o negli atti di assenso che accompagnano la PAS comporta, fatto salvo l obbligo di conformazione a dette prescrizioni, il pagamento di una sanzione amministrativa pecuniaria pari ad un terzo di quella prevista per ciascun caso precedente, e comunque non inferiore ad Euro 300, cui sono tenuti in solido il proprietario dell impianto, l esecutore delle opere e il direttore dei lavori. Sono fatte salve le ulteriori sanzioni previste dalla normativa nazionale, regionale e degli altri enti locali, vigente. Tuttavia, anche tale giurisprudenza ritiene che trovino comunque applicazione gli artt.36 e 37 del Testo Unico dell Edilizia in tema di accertamento di conformità in quanto istituto di carattere generale. 89 Aprile 2014 Rinnovabili nei nuovi edifici ed in quelli da ristrutturare: la Camera conferma l obbligo a partire dal 2014 Con la conversione in legge del decreto c.d. Milleproroghe la Camera ha respinto alcune delle modifiche apportate dal Senato, tra cui quella che avrebbe rinviato di un anno (al 2015) l incremento della percentuale obbligatoria di energia proveniente da fonti rinnovabili per gli immobili di nuova costruzione o per quelli sottoposti a ristrutturazioni rilevanti. Nessuna variazione, dunque, alle disposizioni del Decreto Legislativo n. 28 del 2011 che aveva previsto, appunto, l obbligo al ricorso a fonti pulite ed il perseguimento dell efficienza energetica in ambito edilizio (cfr. art. 11 d.lgs. n. 28/2011). A norma dell Allegato 3 al citato Decreto Legislativo, la quota percentuale di energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili deve raggiungere almeno il 35% del fabbisogno energetico complessivo negli edifici nuovi o in ristrutturazione il cui titolo edilizio sia stato richiesto successivamente al primo gennaio Tale quota resterà invariata fino a fine dicembre Solo da gennaio 2017, infatti, la stessa salirà obbligatoriamente al 50%. Naturalmente, ciò riguarderà esclusivamente gli edifici il cui pertinente titolo edilizio venga rilasciato da tale data. Tali prescrizioni non potranno essere ignorate: l inosservanza dei citati obblighi comporta, infatti, il diniego del rilascio del titolo edilizio (cfr. art. 11, comma 2 D.Lgs. n. 28/2011). I Sistemi Efficienti di Utenza Con la Delibera n.578 del 12 Dicembre 2013, l Autorità per l Energia Elettrica, il Gas e i Servizi Idrici ha (oseremmo dire finalmente ) definito l assetto regolatorio relativo ai cd. Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC), categoria che ricomprende, per quel che qui interessa, i Sistemi Efficienti di Utenza, meglio noti come SEU. Fanno altresì parte dei SSPC i sistemi di autoproduzione (SAP), gli al tri sistemi esistenti (ASE), i sistemi esistenti equivalenti ai sistemi eff i- cienti di utenza (SEESEU). Questi particolari sistemi infrastrutturali, concepiti dal D.Lgs. 115/08 come reti elettriche chiuse che connettono un impianto a fonte rinnovabile ad un unità di consumo senza che l energia prodotta transiti dalla rete di distribuzione, vennero subito accolti con favore dal settore delle rinnovabili, proprio per i vantaggi economici che tale loro configurazione poteva assicurare. In particolare, l aspetto più interessante per gli operatori, fu l introduzione di un regime agevolato per l'energia prodotta e consumata all'interno di tali reti, la quale sarebbe stata sgravata da oneri, tariffe ed imposte normalmente applicate dai gestori di rete, e che compongono ormai il 50% del costo del kw in bolletta. Fu prontamente colto il potenziale di una tale disposizione: il produttore consegue il duplice vantaggio di cedere l energia al proprio cliente ad un prezzo notevolmente più basso rispetto alla media di mercato, ottenendo al contempo marginalità più ampie rispetto a quelle che otterrebbe dalla cessione secondo le modalità sino ad oggi utilizzate. La nuova Delibera: la disciplina dei corrispettivi, oneri di sistema e imposte In base alla nuova disciplina, per quanto riguarda i SEU, è stabilito che le tariffe di trasmissione e di distribuzione (i cd. oneri di rete), gli oneri generali di sistema (le componenti A e UC) e l'aliquota di cui all'art. 4, c.1-bis della L 368/03 (la tanto vituperata imposta per lo smantellamento delle centrali nucleari) saranno applicate solo ed esclusivamente all'energia prelevata dalla rete pubblica. Ciò significa che l'energia prodotta e consumata all'interno del SEU, sarà esentata dal pagamento da detti oneri. Ma che cosa sono i SEU esattamente e dove sono le potenzialità della nuova disciplina? Che cosa sono i SEU? Riprendendo la definizione fornita già dal Decreto 115, la Delibera riconosce come SEU quelle reti private (cioè senza obbligo di connessione di terzi) in cui è presente un impianto di produzione alimentato a fonti rinnovabili o in assetto cogenerativo ad alto rendimento e di potenza non superiore a 20 MWe che è direttamente connesso all unità di consumo di un solo cliente finale. E' inoltre necessario che l impianto di produzione sia fisicamente situato all interno di un area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente. La Delibera, oltre a definire le caratteristiche delle diverse categorie di SEU e dei sistemi ad essi equiparati (cd. SEESEU), ha provveduto a fare luce su alcuni punti grigi che il Decreto aveva lasciato. In particolare è stato chiarito che: all'interno dei SEU l'impianto di produzione può essere composto anche da più impianti di produzione di energia, purché gestiti tutti dal medesimo produttore e collocati su di un area che sia nella piena disponibilità del produttore (la piena disponibilità è garantita, secondo la Delibera, da un diritto di superficie o di usufrutto, ovvero un diritto personale di godimento derivante da titolo contrattuale quale un contratto di comodato d uso o di loca- 910 zione. Viceversa una servitù non è ritenuta sufficiente per soddisfare il requisito della piena disponibilità); l'impianto di produzione può servire un'unica unità di consumo. Tale unità di consumo, che normalmente coincide con l unità immobiliare e le relative pertinenze, può tuttavia ricomprendere un insieme di unità immobiliari, purché site su particelle contigue, intestate ad un unico consumatore, ed utilizzate per un unica finalità produttiva. I rapporti contrattuali Ulteriori aspetti che la nuova disciplina regola, riguardano la regolamentazione dei rapporti contrattuali tra produttore, il cliente finale e i gestori di rete locale e nazionale. Va infatti tenuto presente che la rete SEU è collegata mediante un punto di connessione unico (salvo particolari es i- genze di esercizio) sempre nella titolarità del cliente finale alla rete di distribuzione, al fine di consentire lo scambio di energia con la rete elettrica nazionale, in prelievo per il cliente finale ed in immissione per il produttore. Tale configurazione presuppone, di conseguenza, la stipulazione dei contratti per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento e con Terna e con il distributore locale. In tal senso la Delibera, nel caso in cui produttore e cliente finale non coincidano, individua tre possibili scenari: Il cliente finale, invece, potrà avere accesso ai servizi di salvaguardia e di maggior tutela solo qualora sottoscriva in proprio i contratti relativi ai servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento. Morosità del cliente finale La condivisione di un unico punto di connessione per il prelievo e l'immissione di energia da e verso la rete pubblica, può costituire una insidia per il produttore nel caso di morosità del cliente verso il fornitore di energia, applicandosi in questi casi le disposizioni relative alla diminuzione di potenza e alla sospensione del servizio di fornitura previste dalla Delibera AEEGSI 04/08. Per ovviare a tali inconvenienti, che comporterebbero infatti l'impossibilità per il produttore di immettere l'energia in rete, l'art. 18 prevede la possibilità di richiedere, al momento dell'istanza di connessione, la realizzazione di una connessione di emergenza. E opportuno inoltre segnalare come tale possibilità offerta dalla norma risolva anche i problemi legati alla scarsa bancabilità dei progetti di questo tipo che in passato erano emersi. La compatibilità con i sistemi incentivanti Uno dei punti maggiormente dibattuti in sede di consultazione, riguardava le disposizioni che la Delibera avrebbe apportato con riguardo alla compatibilità dei SEU con i meccanismi incentivanti esistenti quali scambio sul posto, tariffe incentivanti e ritiro dedicato. i contratti relativi ai servizi per l'energia in immissione sono sottoscritti e gestiti dal produttore, mentre quelli relativi all'energia in prelievo dal cliente finale; uno tra il produttore e il cliente finale gestisce i contratti relativi sia all'energia in immissione sia in prelievo. Il delegato dovrà essere munito di mandato senza rappresentanza rilasciato dal delegante. i contratti relativi sia all'energia in immissione che in prelievo sono sottoscritti e gestiti da un soggetto terzo munito dei mandati senza rappresentanza rilasciati dal produttore e dal cliente finale. In particolare molta attenzione è stata rivolta al meccanismo dello scambio sul posto, proprio in quanto la prospettiva di integrare i vantaggi (in termini di costo) dell'energia aut o- consumata in sito alla possibilità di accedere alla procedura semplificata per l'energia prodotta in eccesso, è stata individuata dai produttori come la soluzione che, nell'immediato, è la più appetibile. In tal senso la Delibera 578 ha confermato la possibilità, per gli impianti inseriti nei SEU, di accedere al servizio di scambio sul posto, modificando tuttavia l'art.2.2 del TISP che regola i requisiti per l'accesso a tale meccanismo. Va inoltre segnalato che la scelta dell'assetto contrattuale determina importanti conseguenze sul piano regolatorio. Così nel caso in cui i contratti per l'energia in prelievo vengano sottoscritti dal produttore o da un soggetto terzo, questi assumeranno nei confronti del cliente finale la qualità di venditore, dovendo quindi attenersi alle disposizioni regolatorie inerenti l'attività di vendita al dettaglio di energia. Secondo la nuova disposizione, il servizio di scambio sul posto è erogato solo qualora l'impianto sia nella titolarità del cliente finale (consumatore), o lo stesso abbia ricevuto mandato senza rappresentanza da parte del produttore titolare dell'impianto. Va pertanto evidenziato come l accesso al SSP limita, di fatto, la libertà del produttore e del cliente finale di determinare l assetto contrattuale più congeniale tra quelli descritti in precedenza. Per quanto concerne il percepimento di tariffe incentivanti per l'energia prodotta da fonti rinnovabili, invece, non essendo prevista alcuna particolare deroga alla normale disci- 1011 Aprile 2014 plina, si ritiene che sia il produttore (inteso come soggetto responsabile) a sottoscrivere la convenzione con il GSE e ad avere diritto al percepimento degli incentivi. Ottenimento della qualifica di SEU Diverse procedure di qualificazione SEU sono previste dalla Delibera. Tale qualificazione può essere richiesta infatti sia per impianti non ancora in esercizio (mediante una richiesta congiunta del produttore e del cliente finale entro 60 giorni dall'entrata in esercizio), sia per impianti che sono già in esercizio. Per questi ultimi è infatti previsto che la realizzazione di una rete SEU possa avvenire, su impianti che erano già connessi alla rete pubblica, mediante una richiesta di adeguamento alla connessione. Infine, per quanto concerne gli impianti già in regime di scambio sul posto, è invece prevista un'automatica assegnazione della qualifica SEU da parte del GSE. La nuova disciplina, attraverso la regolamentazione dell autoconsumo (cui presto dovrebbe far seguito quella riguardante i sistemi di accumulo), apre quindi interessanti scenari per l espansione della cd. generazione distribuita e degli investimenti in energie rinnovabili, i cui piani d investimento non saranno più dipendenti dagli incentivi erogati dallo Stato che, almeno limitatamente al fotovoltaico, hanno già raggiunto il cap di costo ammissibile. Considerazioni finali La nuova normativa, pur facendo luce su molti interrogativi che nel corso degli ultimi anni erano emersi, deve verificare adesso sul campo l efficacia delle sue disposizioni, anche in conseguenza di altre azioni che sono attese nel breve periodo per dare definitiva operatività alla Delibera. Ci si riferisce nello specifico all attivazione del portale dedicato sul sito del GSE, attraverso cui poter richiedere la qualifica di SEU, e soprattutto ai provvedimenti dell Agenzia delle Dogane, chiamata dalla stessa AEEGSI a rendere maggiormente chiara la disciplina fiscale riservata ai SEU. Questo aspetto, nella prassi delle prime realizzazioni, ha creato non poche criticità, specie per la difficoltà di riconoscimento della licenza di officina elettrica ai SEU, necessaria invece per tutti gli impianti di potenza superiore ai 20 kw che autoconsumano una parte dell energia prodotta. In tal senso la Delibera 578 rende noto che l AEEGSI ha già demandato all Agenzia delle Dogane il compito di aggiornare la relativa disciplina in modo tale che le configurazioni ora possibili dal punto vista regolatorio non incontrino criticità applicative o incompatibilità dal punta di vista fiscale. La Circolare dell Agenzia delle Entrate n. 36/E del e le altre novità fiscali di rilievo La qualificazione degli impianti fotovoltaici come beni immobili La qualificazione degli impianti fotovoltaici come beni immobili o in alternativa come beni mobili era un aspetto dubbio sin dall inizio del boom fotovoltaico nell Italia. L incertezza dipendeva principalmente dal fatto che in più occasioni erano state date dalla prassi interpretazioni divergenti, affermandosi talvolta che si trattasse di beni immobili e talvolta il contrario. In questo quadro d incertezza è intervenuta la Circolare n. 36/E/2013, che qualifica gli impianti fotovoltaici esclusivamente sulla base della loro rilevanza catastale. È stato, infatti, chiarito che gli impianti fotovoltaici sono da considerare beni immobili se siano accatastati o da accatastare o la loro installazione comporta una variazione della rendita catastale, mentre sono da considerare beni mobili se rispettino rispettano tali requisiti. In particolare, sono da considerarsi beni immobili: gli immobili ospitanti le centrali elettriche a pannelli fotovoltaici che sono o devono essere accertati nella categoria D/1 o D/10; nella determinazione della relativa rendita catastale devono essere inclusi i pannelli fotovoltaici, in quanto determinano il carattere sostanziale di centrale elettrica e, quindi, di opificio ; le installazioni fotovoltaiche poste su edifici e quelle realizzate su aree di pertinenza, comuni o esclusive, di fabbricati o unità immobiliari censiti al catasto edilizio urbano, allorquando l impianto fotovoltaico ne incrementa il valore capitale di una percentuale di 15 % o superiore. Invece, gli impianti fotovoltaici di ridotte dimensioni, non comportando mai né una dichiarazione autonoma in catasto, né una variazione della rendita, sono considerati beni mobili. Ciò si verifica se risulta soddisfatto uno dei seguenti requisiti: la potenza nominale dell impianto fotovoltaico non è superiore a 3 chilowatt per ogni unità servita dall impianto stesso; la potenza nominale complessiva non è superiore a tre volte il numero delle unità abitative le cui parti comuni sono servite dall impianto a prescindere dalle modalità di installazione dello stesso; 1112 per le installazioni ubicate al suolo, il volume individuato dall intera area destinata all intervento, comprensiva degli spazi liberi tra un pannello e l altro, e quello dell altezza relativa all asse orizzontale mediano dei pannelli stessi, è inferiore a 150 m³. In caso di mancato superamento del test di operatività, il contribuente è in ogni caso obbligato a presentare apposita istanza di disapplicazione della disciplina delle società di comodo all Agenzia delle Entrate. Ai fini del calcolo del test di operatività, l Agenzia precisa inoltre che il contribuente dovrà applicare agli impianti fotovoltaici il coefficiente del 6% previsto per i beni immobili, indipendentemente dal loro inquadramento come beni mobili o immobili. Le novità relative alla disciplina fiscale del leasing Aliquote di ammortamento al 4 % o al 9 % La qualificazione degli impianti fotovoltaici come beni immobili o beni mobili assume rilevanza anche per individuare il corretto coefficiente di ammortamento. La Circolare precisa come l aliquota di ammortamento del 9 % sia utilizzabile solo qualora l impianto sia da qualificare come bene mobile secondo i criteri appena citati. Quando l impianto invece è qualificato come bene immobile, la Circolare precisa che il corretto coefficiente di ammortamento fiscale è al 4 %. L aliquota del 4 % dovrà essere utilizzata dall esercizio Sono comunque fatti salvi i comportamenti dei contribuenti per le annualità pregresse antecedenti ai chiarimenti della Circolare n. 36/E/2013. Non si applica il regime delle società di comodo con vendita dell energia elettrica al GSE in regime vincolato Con la Circolare l Agenzia delle Entrate ha fornito chiarimenti anche sull applicazione della disciplina delle società di comodo alle società attive nel settore fotovoltaico. L Agenzia prende atto che il mercato relativo alla produzione e vendita dell energia elettrica derivante da fonte fotovoltaica si configura in genere come un mercato vincolato in cui gli operatori non godono di piena autonomia, in quanto la vendita di energia avviene da parte degli operatori a prezzi imposti, sulla base di specifici contratti stipulati con il GSE. Sovente la vendita dell energia elettrica avviene infatti secondo il regime dedicato (RID), per il quale il prezzo è predefinito. Ciò premesso, la Circolare afferma che, ai fini della disapplicazione della disciplina delle società di comodo, deve essere valutata favorevolmente la richiesta presentata da una società produttrice che dimostra come i ricavi conseguiti siano inferiori rispetto a quelli minimi a causa della vendita dell energia sulla base dei contratti stipulati con il GSE. La Legge di Stabilità 2014 (Legge 27 dicembre 2013 n.147) ha ridotto la durata minima fiscale dei contratti di leasing. Com è noto, la normativa prescriveva un periodo minimo entro il quale deve essere ripartito ai fini fiscali il corrispettivo globale del contratto. In seguito all emanazione della Legge di Stabilità 2014, a prescindere dalla durata contrattuale prevista, il periodo minimo è stato regolato come segue: per i beni mobili, un periodo non inferiore alla metà del periodo di ammortamento previsto dal D.M. 31 dicembre 1988 (precedentemente era previsto un periodo non inferiore a 2/3 del periodo di ammortamento); per i beni immobili, un periodo non inferiore a dodici anni (in precedenza il periodo era pari a 2/3 del periodo di ammortamento, con un minimo di 11 anni e un massimo di 18 anni). Le nuove regole trovano applicazione con riferimento ai contratti stipulati a decorrere dall 1 gennaio Rilevanti novità sono state introdotte in tema di cessioni del contratto di leasing. Tali novità, oltre a riguardare l applicazione dell imposta di registro nella misura del 4%, impattano anche sulla disciplina delle imposte dirette. Per il nuovo utilizzatore l imposta dovrebbe rappresentare un onere accessorio rispetto al contratto di leasing, da ripartirsi contabilmente in funzione della durata residua del contratto, con conseguente diritto alla deduzione ai fini dell IRES. Detta interpretazione è stata confermata da Assilea (Associazione Italiana Leasing) in una recente circolare dove sono stati specificati alcuni interessanti risvolti per la posizione del nuovo utilizzatore. In sostanza nell ambito delle operazioni di cessione di un contratto di leasing, è necessario che il nuovo utilizzatore (cessionario) tenga conto nel computo del prezzo di cessione essenzialmente di due componenti: quota pagata a fronte del godimento del bene (che rappresenta un onere pluriennale da ripartirsi in funzione della durata del leasing); quota pagata a fronte dell opzione di acquisto del bene (che rappresenta un costo sospeso ). Questo costo risulta dalla differenza tra il valore normale del bene al momento della cessione del contratto e la quota capitale 1213 Aprile 2014 dei canoni in scadenza previsti dall originario piano di ammortamento finanziario. La differenza tra il corrispettivo pagato all atto della cessione e il costo sospeso del bene costituisce per l impresa cessionaria una spesa relativa a più esercizi deducibile nei limiti della quota imputabile a ciascun esercizio lungo la residua durata del contratto (ex art. 108 del Tuir). Un elemento sicuramente da considerare nei business plan dei nuovi utilizzatori. Agevolazione Nuova Sabatini anche per gli impianti fotovoltaici Con il D. L. n. 69/2013 (il cosiddetto Decreto De, Fare ) è stata introdotta a favore delle piccole e medie imprese un agevolazione per l acquisto di nuovi beni strumentali, consistente nel riconoscimento di un contributo in conto interessi. Rientrano nell ambito dell agevolazione gli acquisti di macchinari, impianti, beni strumentali di imprese e attrezzature nuovi di fabbrica a uso produttivo, mentre ne sono escluse le spese sostenute per l acquisto di terreni o fabbricati. Come chiarito dal Ministero dello Sviluppo Economico, rientrano tra i beni agevolabili anche gli impianti fotovoltaici, ma solo a condizione che: (i) l impianto stesso sia qualificabile come bene mobile, secondo la definizione che ne dà la Circolare n. 36/2013, e (ii) l impianto fotovoltaico sia funzionale allo svolgimento dell attività d impresa. Il contributo concedibile è pari all ammontare complessivo degli interessi calcolati al tasso del 2,75 % su un piano convenzionale di ammortamento, con rate semestrali e della durata di cinque anni, di un importo corrispondente al finanziamento. Le richieste per i finanziamenti potranno essere presentate dal 31 marzo La motivazione generica rende nullo il classamento catastale L atto con il quale l Agenzia delle Entrate determina la rendita catastale di un immobile è nullo se privo di concreta motivazione. A stabilirlo è la Corte di Cassazione con due diverse ordinanze (ordinanze nn del 4 febbraio e 3394 del 13 febbraio 2014) che, confermando la propria giurisprudenza sul punto, bacchettano la prassi dell Agenzia delle Entrate di motivare in maniera superficiale i classamenti catastali. Sovente accade, infatti, che gli atti di riclassamento immobiliare contengano solo frasi stereotipate e l indicazione dei valori catastali considerati corretti dall Agenzia, senza entrare nel merito delle ragioni per le quali le indicazioni esposte dal contribuente in sede di presentazione DOCFA debbano essere disattese. Tale modo di operare è considerato non corretto dalla Corte di Cassazione, in quanto la legge prevede la necessità di un adeguata motivazione, che si esplica nell indicazione delle ragioni giuridiche e dei presupposti di fatto sulle cui basi la rendita catastale dell immobile sia stata variata. L obbligo di motivazione nei classamenti catastali trova il suo fondamento, oltre che nelle norme in materia catastale, anche nell art. 7 dello Statuto del Contribuente, nonché nella normativa in materia di procedimento amministrativo. Circa il profilo della motivazione degli atti, l art.7 dello Statuto del Contribuente prevede che i provvedimenti emessi dall Amministrazione Finanziaria debbano necessariamente indicare i presupposti di fatto e le ragioni giuridiche sui quali sono basati. In questo senso, la motivazione del provvedimento risponde primariamente all esigenza di rispettare i principi di informazione e collaborazione e, secondariamente, è diretta a garantire il pieno esercizio del diritto di difesa, ponendo il contribuente, fin dal momento della notificazione del provvedimento, in condizioni di ripercorrere l iter logico-giuridico seguito dall Amministrazione e di far esercitare il sindacato giurisdizionale. Un avviso di accertamento può, dunque, dirsi inficiato da vizio di nullità per insufficiente/carente motivazione, quando non consente al destinatario dell atto di verificare l iter logico-giuridico seguito dall Amministrazione Finanziaria, anche e soprattutto ai fini dell esercizio del diritto di difesa. Nel caso specifico dell ordinanza n. 2386/2014, la motivazione presentava proprio il vizio di insufficiente motivazione, in quanto non era stato specificato se il mutato classamento fosse dovuto a trasformazioni specifiche subite dall unità immobiliare in questione oppure a una risistemazione dei parametri relativi alla microzona, in cui si collocava l'unità immobiliare. L ordinanza n. 3394/2014 sviluppa invece interessanti considerazioni a sostegno dell importanza della motivazione in ambito catastale, prevedendo che la motivazione degli atti assume un ruolo ancora più importante in quei casi in cui la normativa di riferimento. come è proprio il caso della normativa catastale italiana - presenta notevoli incertezze. 1314 Afferma infatti l ordinanza: Si ritiene che l atto con cui l Amministrazione disattende le indicazioni del contribuente circa il classamento di un fabbricato debba contenere un adeguata - ancorché sommaria - motivazione che delimiti l oggetto della successiva ed eventuale controversia giudiziaria. Ciò è tanto più evidente ove si considerino le incertezze proprie del sistema catastale italiano che si riflettono sull atto (classamento) con cui l Amministrazione colloca ogni singola unità immobiliare in una determinata categoria, in una determinata classe di merito e le attribuisce una rendita. Il classamento non è oggi disciplinato da precisi riferimenti normativi. E quindi consigliabile di far esaminare da legali e/o commercialisti gli avvisi di accertamento aventi a oggetto la rettifica della rendita catastale in quanto gli stessi potrebbero presentare profili di illegittimità ed essere impugnati dinanzi alla competente Commissione Tributaria. Decreto Destinazione Italia: imposta sostitutiva Il Decreto Legge n. 145 del 23 dicembre 2013 (c.d. Decreto Destinazione Italia) ha introdotto significative modifiche alla disciplina dell imposta sostitutiva sui finanziamenti bancari, emissioni obbligazionarie e relative garanzie accessorie, che possono interessare anche gli operatori del fotovoltaico. L art. 12 comma 4 del Decreto Destinazione Italia ha infatti previsto un regime opzionale per l applicazione dell imposta sostitutiva sui finanziamenti a medio/lungo termine di cui all art. 15 del D.P.R. 601/1973. Per i contratti di finanziamento sottoscritti a decorrere dal 24 dicembre 2013, le parti hanno facoltà di scegliere se applicare l imposta sostitutiva dello 0,25% sull importo erogato esprimendo per iscritto un opzione in tal senso nei relativi atti di finanziamento. Questa disposizione eliminerà alcune criticità che erano sorte nel vigore della vecchia disciplina. Infatti, la vecchia disciplina prevedeva un applicazione automatica e il regime era effettivamente agevolato solo per quei finanziamenti assistiti da specifiche garanzie. Nel caso di finanziamenti senza garanzie e senza security package, l imposta sostitutiva rappresentava economicamente una maggiorazione del costo del finanziamento. Da ora in poi sarà vantaggioso optare per la tassazione ordinaria (imposta di r egistro, bollo) per i seguenti contratti di finanziamento: finanziamenti chirografari (non applicandosi l imposta sostitutiva, questi contratti saranno dunque soggetti solo a imposta di registro, pari, dall 1 gennaio 2014, a 200 Euro, e imposta di bollo; finanziamenti che prevedono garanzie concesse dal debitore (queste ultime se non si applica l imposta sostitutiva pagano infatti, oltre che l imposta di bollo, solo l imposta di registro di 200 Euro dall 1 gennaio 2014; finanziamenti con pegno su azioni o su quote di s.r.l.: infatti, nel caso in cui si opti per l imposta sostitutiva, il pegno è tassato con l aliquota dello 0,50% sul valore nominale delle partecipazioni date in garanzia e quindi con un imposta tendenzialmente inferiore allo 0,25% sul capitale erogato dalla banca. E appena il caso di segnalare, infine, che con questa modifica, saranno eliminati tutti i contenziosi con l Agenzia delle Entrate relativi ai contratti di finanziamento stipulati all estero. La nuova frontiera del biometano Lo scorso 18 dicembre 2013 è entrato in vigore il decreto emanato dal Ministero dello Sviluppo Economico relativo alle Modalità di incentivazione del biometano immesso nella rete del gas naturale (di seguito, per brevità Decreto ). Il Decreto nasce dall esigenza di promuovere il biometano sia nel settore dei trasporti come biocarburante, sia nel settore degli impianti di co-generazione ad alto rendimento per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. L ottica è di contribuire, da un lato, alla riduzione delle emissioni inquinanti nel settore dei trasporti e delle emissioni di gas serra, dall altro all integrazione delle attività agricole tradizionali con la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile. Che cosa si intende esattamente per biometano? Con tale termine ci si riferisce al biogas sottoposto a specifici trattamenti chimico-fisici di raffinazione, detti anche processi di upgrading, a seguito dei quali esso assume caratteristiche del tutto comparabili al metano. Va da sé che il biometano è strettamente correlato al biogas, tuttavia se ne differenzia in quanto rappresenta un fonte di energia rinnovabile e non fossile. In particolare il biometano si ottiene attraverso la digestione anaerobica di matrici costituite da sottoprodotti o prodotti di origine biologica. Per digestione anaerobica si intende un processo di conversione di tipo biochimico che avviene in assenza di ossigeno e consiste nella demolizione, ad opera di microrganismi, di sostanze organiche complesse (lipidi, protidi, glucidi) contenute nei vegetali e nei sottoprodotti di origine animale, che produce 1415 Aprile 2014 un gas (biogas) costituito per il 50-70% da metano e per la restante parte soprattutto da CO2 ed avente un potere calorifico medio dell'ordine di chilojoule al metro cubo. Chiariti il significato e la definizione del biometano, vediamo le novità introdotte dal Decreto. I sistemi di incentivazione Il Decreto prevede tre differenti modalità di incentivazione del biometano a seconda della finalità energetica, ossia a seconda che il biometano sia immesso nella rete di trasporto e distribuzione del gas; sia usato per la produzione di energia elettrica in cogenerazione; ovvero sia venduto come carburante. La prima modalità prevede un incentivo erogato dal GSE al produttore della durata di 20 anni dalla data di entrata in esercizio dell impianto, pari al doppio del prezzo di mercato del gas naturale relativo al 2012 nel mercato di bilanciamento del gas gestito dal Gestore dei mercati Energetici S.p.A., c.d. GME. Sono previste inoltre maggiorazioni del 10% per gli impianti più piccoli, con capacità produttiva inferiore ai 500 Sm3 /ora e riduzioni del 10% per impianti più grandi, con capacità produttiva oltre i 100 Sm3 /ora. Il Decreto prevede anche la possibilità per gli impianti di taglia ridotta di optare per il ritiro dedicato da parte del GSE dell intera produzione ed una maggiorazione del 50% dell incentivo, qualora il biometano sia prodotto esclusivamente a partire da sottoprodotti e rifiuti. La seconda modalità di incentivazione relativa al biometano utilizzato nei trasporti prevede, invece, il rilascio di certificati di immissione in consumo di biocarburanti della durata di 20 anni e la sottoscrizione di un contratto bilaterale di fornitura del biometano tra il soggetto produttore e il soggetto che lo immette in consumo. Infine, gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento sono incentivati secondo le tariffe previste dal DM 6 luglio 2012 per le fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico. La riconversione di impianti a biogas, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione esistenti Occorre segnalare la novità, prevista dall art. 6 del Decreto, di incentivare anche impianti a biogas, o gas di discarica, o gas residuati dai processi di depurazione esistenti, a condizione che siano stati convertiti alla produzione di biometano dopo l entrata in vigore del Decreto. Limiti e prospettive Alla luce di tale quadro normativo, può concludersi che, in prospettiva, i maggiori benefici riguardino il settore agricolo e l utilizzo del biometano come biocarburante. Tuttavia non mancano ostacoli per lo sviluppo di tale fonte rinnovabile. Primo tra tutti, quello costituito dagli alti costi delle tecniche di upgrading per l ottenimento del biometano, difficilmente sostenibili dalle piccole imprese agricole. Non può poi trascurarsi un ostacolo di carattere normativo: per rendere pienamente operativa l incentivazione del biometano, infatti, devono ancora essere definiti alcuni provvedimenti applicativi, tra cui quello dell Autorità per l Energia Elettrica, il Gas e i Servizi Idrici, incaricata di stabilire le caratteristiche chimiche / fisiche del biometano per l immissione in rete. Si auspica quindi che tali misure vengano definite al più presto, affinché il biometano possa diventare un opportunità concreta nel settore delle energie rinnovabili agricole. 1516 Rödl & Partner in Italia Team Energy Dott. Comm. Thomas Giuliani Avv. Paolo Peroni Avv. Svenja Bartels Avv. Roberto Pera Avv. Alessandra Mari Altri membri del Team Energy Avv. Anna Maria Desiderà - Padova Dott. Giorgio Castorina - Padova Avv. Alex Fauster - Padova Avv. Tiziana Fiorella - Milano Dott. Comm. Gert Gasser - Bolzano RA. Benedikt Huesmann - Padova Avv. Maria Claudia Lo Monaco - Roma Dott. Comm. Philipp Mitterer - Bolzano Avv. Maurizio Oropesa - Milano Avv. Pietro Pizzolato - Padova Avv. Giorgia Simonetti - Roma Avv. Carlo Spampinato - Roma Avv. Gennaro Sposato - Roma Rödl & Partner Milano Rödl & Partner Padova Rödl & Partner Roma Rödl & Partner Bolzano Largo Donegani, Milano Telefono: Telefax: Via Francesco Rismondo, 2/E Padova Telefono: Telefax: Piazza S. Anastasia, Roma Telefono: Telefax: Piazza Walther-von-der-Vogelweide, Bolzano Telefono: Telefax: Insieme per crescere Consulenza fiscale, finanziaria e legale - i nostri clienti confidano nella nostra capacità di assisterli con competenze ad ampio spettro. Rödl & Partner Ogni torre umana poggia su un ampia base; solo così, i Castellers in cima alla torre possono contare su un solido punto di appoggio. Castelleres de Barcelona Ogni singola persona conta, per i Castellers e 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 (Forza, equilibrio, coraggio e intelligenza) sono i valori dei Castellers, così vicini ai nostri. Per questo, nel 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. Imprint Newsletter Energia, edizione Aprile 2014 Redazione: Responsabile di redazione: Layout: Rödl & Partner Piazza Santa Anastasia 7, Roma Tel.: Roberto Pera - Rödl & Partner Piazza Santa Anastasia 7, Roma Tel.: Speciale Green Economy è un approfondimento a cura di Rödl & Partner, non destinato alla stampa né pubblicato ad intervalli regolari o comunque assimilabile ad un periodico. Le informazioni e valutazioni contenute nell approfondimento hanno carattere generale, non costituiscono parere legale o fiscale né esame esaustivo dei temi trattati, non potendo sostituire né intendersi quale servizio di consulenza legale e tributaria che raccomandiamo di richiedere ove foste interessati all analisi e trattazione di questioni e casi concreti. Rödl & Partner non assume alcuna responsabilità in relazione ai contenuti e alle informazioni o valutazioni di cui al presente approfondimento. L intero contenuto dell approfondimento costituisce proprietà intellettuale di Rödl & Partner protetto da copyright. E consentito scaricare, stampare o copiare l approfondimento esclusivamente per uso proprio. Qualsiasi riproduzione e divulgazione e/o utilizzo anche parziale dovranno essere autorizzati espressamente da Rödl & Partner. Qualsiasi violazione sarà perseguita a norma di legge. 16 Vedere altro
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