Articoli
01/06/2022
Corporate and Commercial

Brevi note in merito a Sistemi Efficienti di Utenza, contratti di servizi energetici e benefici connessi alla realizzazione di impianti fotovoltaici e altre fonti rinnovabili

SEU e autoconsumo

La definizione di Sistema Efficiente di Utenza (o SEU) è prevista dal D. Lgs. n. 115/08, all’articolo 2, comma 1, lettera t), ai sensi del quale si definisce SEU un «sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, è direttamente connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’impianto per il consumo di un solo cliente finale ed è realizzato all’interno dell’area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente».

Pertanto, i SEU sono sistemi di auto approvvigionamento energetico composti da:

(i) un’unità di produzione, ossia un impianto di produzione di energia elettrica alimentato con fonti rinnovabili oppure operante in regime di Cogenerazione ad Alto Rendimento ai sensi del DM 4 agosto 2011;
(ii) un’unità di consumo, ossia l’insieme di impianti per il consumo di energia elettrica che di norma coincide con la singola unità immobiliare (ma sono previste eccezioni[1]) e che sia direttamente connessa all’unità di produzione per il tramite di un collegamento privato;
(iii) una connessione alla rete pubblica

e dove

(iv) il soggetto titolare dell’impianto di produzione può coincidere o meno con il cliente finale che consuma l’energia prodotta e
(v) l’unità di produzione è realizzata interamente all’interno dell’area di proprietà, o nella piena disponibilità, del cliente finale e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o del proprietario dell’unità di produzione (se diverso dal cliente finale).

Il vantaggio connesso alla realizzazione di un SEU è innanzitutto l’esenzione dall’obbligo di pagamento degli oneri generali di sistema applicati all’energia prelevata (si veda infra), la quale è giustificata dal fatto che l’energia elettrica così prodotta e auto consumata non transita sulla rete elettrica nazionale ma arriva all’unità di consumo per il tramite di un collegamento diretto e privato.

Ove l’energia prodotta dall’unità di produzione ecceda i consumi dell’unità di consumo, la stessa può essere immessa in rete per essere venduta al mercato ovvero, al ricorrere dei necessari requisiti, ceduta al GSE:

(i) in regime di “Ritiro Dedicato”, ossia mediante una forma semplificata di vendita alla rete di tutta l’energia ivi immessa, dietro pagamento da parte del GSE di un determinato prezzo per ogni kWh immesso in rete;

o, in alternativa,

(ii) in regime di “Scambio sul Posto”, ossia accedendo ad un particolare meccanismo che, per l’energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza non eccedente i 500 kW, consente di compensare l’energia elettrica immessa in rete in un certo momento con quella prelevata e consumata in un momento differente da quello in cui avviene la produzione.

I rapporti intercorrenti fra il produttore titolare dell’unità di produzione e il cliente finale, aventi ad oggetto l’energia elettrica prodotta e consumata che non transita attraverso la rete pubblica, non sono oggetto di regolazione da parte dell’Autorità e sono lasciati alla libera contrattazione fra le parti.  Tuttavia, ai fini dell’immissione di energia in rete (i.e. dell’energia non consumata in sito) e del prelievo da rete (che la presenza dell’unità di produzione in sito potrebbe non escludere totalmente) si applica quanto previsto dal Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione o TIT (Delibera ARERA 27 dicembre 2019, 568/2019/R/eel) e per connettere alla rete pubblica un SEU, o nel caso di modifica alla connessione esistente, trovano applicazione le disposizioni contenute nel Testo integrato delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione o TIC (Delibera ARERA 27 dicembre 2019, 568/2019/R/EEL) e nel Testo integrato delle connessioni attive o TICA (Allegato A alla Delibera ARERA ARG/elt 99/08).

 

Oneri generali di sistema

Per “oneri generali di sistema” si intendono quelle componenti tariffarie incluse nella bolletta dell’energia elettrica, accanto al costo dei servizi di vendita (materia prima, commercializzazione e vendita), al costo dei servizi di rete (trasporto, distribuzione, gestione del contatore) e alle imposte, che sono state introdotte nel tempo da specifici provvedimenti normativi al fine di coprire i costi di attività di interesse generale per il sistema elettrico nazionale.

Questi oneri, che negli ultimi anni hanno rappresentato una quota sempre più significativa della spesa totale annua di energia elettrica degli utenti finali, sono applicati come maggiorazione della tariffa di distribuzione e, quindi, all’interno del costo per servizi di rete, in maniera differenziata per tipologia di utenza.

A partire dal 2018, le aliquote degli oneri generali da applicare a tutte le tipologie di contratto sono distinte in a) oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione (“ASOS”) e b) rimanenti oneri generali (“ARIM”).

Tra il 2021 e il 2022, allo scopo di ridurre gli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico, successivi interventi normativi hanno azzerato per determinati periodi di tempo gli oneri di sistema.

In particolare:

(i) l’art. 1, comma 504 della L. 234/2021 (Legge di Bilancio 2022) ha previsto che l’ARERA provveda ad annullare, per il primo trimestre 2022, le aliquote relative agli oneri generali di sistema applicate alle utenze domestiche e alle utenze non domestiche in bassa tensione, per altri usi, con potenza disponibile fino a 16,5 kW. A tale previsione ARERA ha dato attuazione con la Delibera 30 dicembre 2021, 635/2021/R/com;

(ii) l’art. 14 del D.L. 4/ 2022 (c.d. Decreto Sostegni ter) ha previsto che l’ARERA provveda ad annullare, per il primo trimestre 2022, le aliquote relative agli oneri generali di sistema applicate alle utenze con potenza disponibile pari o superiore a 16,5 kW, anche connesse in media e alta/altissima tensione o per usi di illuminazione pubblica o di ricarica di veicoli elettrici in luoghi accessibili al pubblico. A tale previsione ARERA ha dato attuazione con la Delibera 31 gennaio 2022, 35/2022/R/EEL;

(iii) l’art. 1 del D.L. 17/2022 (c.d. Decreto Bollette) ha previsto che l’ARERA provveda ad annullare, per il secondo trimestre 2022, le aliquote relative agli oneri generali di sistema applicate alle utenze domestiche e alle utenze non domestiche in bassa tensione, per altri usi, con potenza disponibile fino a 16,5 kW (comma 1) nonché le aliquote relative agli oneri generali di sistema applicate alle utenze con potenza disponibile pari o superiore a 16,5 kW, anche connesse in media e alta/altissima tensione o per usi di illuminazione pubblica o di ricarica di veicoli elettrici in luoghi accessibili al pubblico (comma 2). A tale previsione ARERA ha dato attuazione con la Delibera 30 marzo 2022, 141/2022/R/com.

 

Contratti di servizi energetici o Energy Performance Contract (o EPC)

La realizzazione di un SEU in cui produttore e cliente finale non coincidono è spesso presupposto dei c.d. contratti di servizi energetici o Energy Performance Contract (EPC), oggi molto diffusi nella prassi.

Mediante tale contratto, il titolare di uno stabilimento industriale (il “Cliente”) affida ad un operatore del settore dell’energia, spesso una Energy Service Company o ESCo (il “Produttore”), la prestazione di un servizio complesso che include, inter alia:

(i) la realizzazione di un impianto per la produzione di energia (e.g. fotovoltaico o di cogenerazione) presso il sito del Cliente medesimo, il quale, a questo fine, concede al Produttore un diritto reale o personale di godimento su una determinata porzione del sito, quale per esempio il lastrico solare dello stabilimento; nonché
(ii) la sua successiva gestione, conduzione e manutenzione, al fine della somministrazione dell’energia prodotta al Cliente, ad un costo inferiore a quello che il Cliente pagherebbe per prelevare energia dalla rete elettrica nazionale.

Il Produttore si fa carico dell’investimento (utilizzando capitali propri o reperendo i mezzi finanziari presso soggetti terzi) e, pertanto, di regola mantiene la proprietà dell’impianto fino alla scadenza del contratto, successivamente alla quale la stessa può essere eventualmente trasferita al Cliente.

L’EPC consente quindi al Cliente di ottenere un risparmio energetico ed al Produttore di ripagare l’intervento nel tempo in virtù del cash flow generato dal canone pagato dal Cliente per il servizio, nonché da eventuali benefici previsti per il tipo di intervento effettuato.

Tale soluzione si rivela senz’altro appetibile per quei clienti che, piuttosto che farsi carico dell’investimento necessario alla realizzazione dell’impianto e delle attività di realizzazione, conduzione e manutenzione dello stesso, preferiscono affidare ad un terzo la realizzazione dell’intero progetto, il quale dovrebbe consentire di godere di risparmi diretti sulla bolletta e – ove previsti – anche di ulteriori benefici.

In alternativa, è possibile per il Cliente realizzare l’impianto in proprio anche mediante ricorso all’indebitamento bancario: (i) stipulando contratti con società̀ di leasing aventi ad oggetto l’acquisizione dell’area (leasing) o dell’impianto (sale&lease back) da parte dell’istituto e contestuale concessione in godimento dell’impianto al Cliente medesimo, in qualità di utilizzatore ovvero (ii)  contratti di finanziamento con concessione di garanzie (pegno, privilegio, ipoteca) aventi ad oggetto i pannelli solari o l’impianto fotovoltaico nel suo complesso.

 

Altri benefici

Ai risparmi conseguenti alla realizzazione di un SEU, nell’ambito di un contratto di servizi energetici o meno, si sommano quelli previsti per la specifica tipologia di impianto realizzato quale unità di produzione.

 

Detrazioni e crediti d’imposta

Con particolare riferimento agli impianti fotovoltaici, attualmente sono in vigore diversi bonus edilizi e, in particolare, il c.d. “Bonus Ristrutturazioni” e il c.d. “Superbonus 110%”.

Il Bonus Ristrutturazioni prevede che venga riconosciuta una detrazione fiscale IRPEF del 50% in favore di chi, nel complesso dei lavori di manutenzione ordinaria e straordinaria ovvero in maniera disgiunta e autonoma ai sensi dell’articolo 16-bis comma 1 lettera h) del TUIR, installa dei pannelli fotovoltaici. Per ottenere tale detrazione rilevano le spese sostenute dal 26 giugno 2012 al 31 dicembre 2024. Per tali spese la detrazione del 50% va ripartita in 10 quote annuali di uguale importo. Il limite massimo di spesa è di 96.000 euro e copre diverse voci di spesa (manodopera, installazione, progettazione, imposta di bollo, iva, spese per perizie ecc.).

Il Superbonus 110% invece, prevede che venga riconosciuta una detrazione fiscale dell’IRPEF pari al 110%, da suddividere in 5 anni, per una serie di lavori e opere di efficientamento energetico sull’immobile. Tale misura non copre direttamente l’impianto fotovoltaico, il quale, ai sensi dell’art. 119.5 del D.L. 34/2020, potrà essere oggetto di incentivo solo laddove eseguito insieme ad altri lavori c.d. “trainanti”, come per esempio l’isolamento termico delle superfici verticali, inclinate ed orizzontali per il 25% totale dell’edificio, oppure l’installazione della caldaia a condensazione o pompa di calore. Inoltre, per aver diritto alla detrazione, sarà necessario migliorare la certificazione energetica APE dell’edificio di almeno due classi energetiche.

A quanto sopra si aggiunga che i recenti D.L. 17/2022 (c.d. “Decreto Bollette”), convertito in legge, con modificazioni, dall’art. 1, comma 1, L. 34/2022, e D.L. 21/2022 recante misure urgenti per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina, hanno previsto la semplificazione dell’iter autorizzativo per l’installazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, inter alia, apportando modifiche al D. Lgs. 28/2011 e stabilendo, tra le altre cose (i) che l’installazione di impianti solari fotovoltaici e termici sugli edifici, così come la realizzazione delle opere funzionali alla connessione alla rete elettrica nei predetti edifici, è considerata intervento di manutenzione ordinaria e non è subordinata all’acquisizione di permessi, autorizzazioni o atti amministrativi di assenso comunque denominati, nonché (ii) semplificazioni procedurali per talune specifiche categorie di impianti fotovoltaici, per realizzare le quali sarà sufficiente una dichiarazione inizio lavori asseverata (di cui all’art. 6-bis, D.Lgs. 28/2011) ovvero la procedura abilitativa semplificata (di cui all’art. 6, D.Lgs. 28/2011).

In particolare, l’art. 4 del D. Lgs. 28/2011, come modificato dall’art. 12.1-bis del D.L. 17/2022, prevede adesso che nelle aree idonee da identificarsi ai sensi dell’articolo 20 del D.lgs. 199/2021, i regimi di autorizzazione per la costruzione e l’esercizio di impianti fotovoltaici di nuova costruzione e delle opere connesse nonché, senza variazione dell’area interessata, per il potenziamento, il rifacimento e l’integrale ricostruzione degli impianti fotovoltaici esistenti e delle opere connesse sono disciplinati come segue:

(i) per impianti di potenza fino a 1 MW: si applica la dichiarazione di inizio lavori asseverata per tutte le opere da realizzare su aree nella disponibilità del proponente;
(ii) per impianti di potenza superiore a 1 MW e fino a 10 MW: si applica la procedura abilitativa semplificata;
(iii) per impianti di potenza superiore a 10 MW: si applica la procedura di autorizzazione unica[2].

Il Decreto Bollette ha poi previsto anche un contributo per l’efficienza energetica nelle regioni del Sud (art. 14), il quale tuttavia sarà meglio definito da appositi decreti, da adottare entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del Decreto Bollette. Al momento, è previsto che sia riconosciuto un credito d’imposta per gli investimenti effettuati entro il 30 novembre 2023 nelle regioni Abruzzo, Basilicata, Calabria, Campania, Molise, Puglia, Sardegna e Sicilia, con lo scopo di conseguire un livello più elevato di efficienza energetica e l’autoproduzione di energia da fonti rinnovabili nell’ambito delle strutture produttive. Infine, ulteriori semplificazioni sono state apportate ai procedimenti autorizzativi di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili anche dal D.L 50/2022, c.d. Decreto Aiuti.

 

Autoconsumo collettivo e comunità energetiche

I clienti finali consumatori di energia elettrica, al ricorrere dei necessari requisiti, possono oggi associarsi per produrre localmente, tramite fonti rinnovabili, l’energia elettrica necessaria al proprio fabbisogno, “condividendola” tra loro. Questo ai sensi del D.L. 162/2019 (articolo 42 bis) convertito, con modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8, e dei relativi provvedimenti attuativi, quali la delibera 318/2020/R/eel dell’ARERA e il DM 16 settembre 2020 del MiSE, i quali hanno previsto una tariffa incentivante (alternativa allo Scambio sul Posto) per la remunerazione dell’energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili che siano inseriti all’interno di (i) “sistemi di autoconsumo collettivo”, ossia insiemi di almeno due autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e che si trovano nello stesso condominio o edificio; ovvero di (ii) “comunità energetiche rinnovabili”, ossia soggetti giuridici autonomi, partecipati da persone fisiche, PMI, enti territoriali o autorità locali che siano situati nelle vicinanze degli impianti di produzione detenuti dalla relativa comunità di energia rinnovabile.

 

Incentivi

Con il D. Lgs. 199/2021 (“Decreto Incentivi”), entrato in vigore il 15 dicembre 2021, il legislatore italiano ha recepito la direttiva UE 2018/2001 sulle fonti rinnovabili, cosiddetta Red II (Renewable Energy Directive) e ha definito, tra le altre cose “Regimi di sostegno e strumenti di promozione” della produzione di energia da fonti rinnovabili.

In particolare, con un significativo cambio di direzione in tema di energia da fonti rinnovabili, l’art. 5 del D. Lgs. 199/2021 prevede che:

iv) per i grandi impianti con potenza superiore ad 1 MW, l’incentivo è attribuito attraverso procedure competitive di aste al ribasso effettuate in riferimento a contingenti di potenza (art. 5.2);
v) per impianti di piccola taglia aventi potenza inferiore a 1 MW, l’incentivo è attribuito secondo i seguenti meccanismi (art. 5.3):

a) per gli impianti con costi di generazione più vicini alla competitività di mercato, attraverso una richiesta da effettuare direttamente alla data di entrata in esercizio, fermo restando il rispetto di requisiti tecnici e di tutela ambientale;
b) per impianti innovativi e per impianti con costi di generazione maggiormente elevati, ai fini del controllo della spesa, l’incentivo è attribuito tramite bandi in cui sono messi a disposizione contingenti di potenza e sono fissati criteri di selezione basati sul rispetto di requisiti tecnici, di tutela ambientale e del territorio e di efficienza dei costi;

(vi) per impianti di potenza pari o inferiore a 1 MW facenti parte di “comunità energetiche rinnovabili” o di “sistemi di autoconsumo collettivo” (si veda il paragrafo 3.2 che precede) è possibile accedere a un incentivo diretto, alternativo a quello sopra indicato, che premia, attraverso una specifica tariffa, graduabile anche sulla base della potenza degli impianti, l’energia autoconsumata istantaneamente. L’incentivo è attribuito direttamente, con richiesta da effettuare alla data di entrata in esercizio (art. 5.4).

Le modalità per l’implementazione dei suddetti sistemi di incentivazione, relativi ai grandi impianti e agli impianti di piccola taglia, saranno definite con uno o più decreti del Ministro della transizione ecologica entro 180 giorni dall’entrata in vigore del D. Lgs. 199/2021 (artt. 6 e 7).[3]

Con analoghe tempistiche verrà pubblicato un nuovo provvedimento con il quale saranno aggiornati i meccanismi di incentivazione per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo o in comunità energetiche rinnovabili di potenza non superiore a 1 MW. Tale provvedimento stabilirà anche le modalità di transizione e raccordo fra il vecchio e il nuovo regime, al fine di garantire la tutela degli investimenti avviati. Nel frattempo, nelle more dell’adozione di tale provvedimento, continua ad applicarsi il DM adottato in attuazione dell’articolo 42-bis, comma 9, del D.L. 162/2019 (cfr. paragrafo 3.2 che precede).

Segnaliamo inoltre che l’art. 9.2 del D.Lgs. 199/2021 prevede che, decorsi 90 giorni dalla data di entrata in vigore dei suddetti provvedimenti, il meccanismo dello scambio sul posto sarà soppresso con la conseguenza che gli impianti che entreranno in esercizio dopo tale data potranno accedere solo ai meccanismi disciplinati dal D. Lgs. 199/2021 (art. 9).

Infine, l’art. 9.4 del D.Lgs. 199/2021 prevede che, per garantire una maggiore efficienza nelle dinamiche di offerta nell’ambito dei DM 4 luglio 2019, recante “Incentivazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti eolici on shore, solari fotovoltaici, idroelettrici e a gas residuati dei processi di depurazione”, successivamente alla settima procedura, il cui bando si è chiuso il 30 ottobre 2021, e fino all’entrata in vigore dei decreti di cui agli articoli 6 (i.e. decreto di implementazione del sistema di incentivi per grandi impianti) e 7 (i.e. decreto di implementazione del sistema di incentivi per impianti di piccola taglia), il GSE organizza ulteriori procedure mettendo a disposizione la potenza residua non assegnata, fino al suo esaurimento, con le modalità previste dall’articolo 20 del DM 4 luglio 2019 (i.e. meccanismi di riallocazione della potenza).

* * *

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può̀ essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Miranda Cellentani ovvero di scrivere al seguente indirizzo: corporate.commercial@advant-nctm.com.

 

 

[1] L’unità di consumo, di norma, coincide con la singola unità immobiliare, ma è possibile aggregare più unità immobiliari in un’unica unità di consumo quando: (i) le unità immobiliari, nella piena disponibilità della medesima persona fisica o giuridica, sono legate tra loro da vincolo di pertinenza e insistono sulla medesima particella catastale o su particelle contigue; (ii) le unità immobiliari pertinenziali (solai, garage, cantine), anche nella disponibilità di diverse persone fisiche o giuridiche, fanno parte di un unico condominio; (iii) le unità immobiliari, nella piena disponibilità della medesima persona giuridica, sono eventualmente da quest’ultima messe a disposizione di soggetti terzi, localizzate su particelle catastali contigue, all’interno di un unico sito e utilizzate per attività produttive di beni e/o servizi destinate prevalentemente alla realizzazione, in quello stesso sito, di un unico prodotto finale e/o servizio.
[2] Segnaliamo inoltre che, ai sensi dell’articolo 6, comma 9-bis del medesimo D. Lgs. 28/2011, anch’esso come modificato dall’art. 12.1-bis del D.L. 17/2022, la procedura abilitativa semplificata si applica anche (i) agli impianti fotovoltaici di potenza fino a 20 MW e delle relative opere di connessione alla rete elettrica di alta e media tensione localizzati in aree a destinazione industriale, produttiva o commerciale nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati ovvero in cave o lotti di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento e (ii) agli impianti agro-voltaici che adottino soluzioni innovative che distino non più di 3 chilometri da aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale. Infine, ai sensi dell’art. 9 del D.L. 17/2022, gli impianti fotovoltaici con moduli a terra e potenza elettrica inferiore a 1 MW nonché le opere connesse e infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli stessi impianti situati in aree idonee, non sottoposte alla disciplina di tutela culturale e paesaggistica, al di fuori dei centri urbani soggetti a tutela, e per la cui messa in opera non sono previste procedure di esproprio, sono realizzati mediante semplice dichiarazione di inizio lavori asseverata.
[3] In proposito, segnaliamo che lo scorso 24 marzo 2022 è stata pubblicata sul sito dell’ARERA (www.arera.it) la delibera 122/2022/R/eel del 22 marzo 2022, avente ad oggetto l’avvio del procedimento finalizzato all’attuazione delle disposizione del D. Lgs. 199/2021 diverse da quelle inerenti all’autoconsumo e da quelle relative alle misure tariffarie per le infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici. La delibera in questione prevede 6 procedimenti distinti, ciascuno dei quali articolati in una pluralità di provvedimenti, aventi ad oggetto, inter alia, “fonti rinnovabili per la produzione elettrica, da completarsi entro il 31 dicembre 2022 (ad eccezione delle attività vincolate a decreti ministeriali non ancora emanati o da svolgersi all’occorrenza)”.

Ricevi i nostri aggiornamenti