REGIONE SICILIANA

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REGIONE SICILIANA

COMUNE DI MAZARA DEL VALLO (TP)

PROGETTO DEFINITIVO

Verifica di Assoggettabilità a VIA ai sensi dell’art.19 del D.Lgs152/06 e s.m.i.

Progetto per la realizzazione di un impianto per la produzione di energia da fonte solare fotovoltaica di potenza in immissione P=996 kW denominato “P045_C.DA

PIANO MESSER ANDREA” e relative opere connesse

N° Elaborato: D.9 - RS05SPA0001A0 Scala:

N.D.

Documento: Studio Preliminare Ambientale Formato:

A4

Proponente:

Spartacus s.r.l.

Corso Principe Oddone, n°18 10122, Torino (TO)

P.IVA 15627711003 spartacuspec@legalmail.it

Progettazione:

Corso Principe Oddone, n°18 10122, Torino (TO)

P.IVA 06710470821

Ufficio Progettazione Xeq Solar:

Ing. Dario Sinacori Ing. Giorgio Ricci

Ordine Ingegneri Trapani, n°1666 Responsabile Attività Ingegneria Energie Rinnovabili Direttore Tecnico Energie Rinnovabili

Ing. Agnese Di Bauda Tecnico Energie Rinnovabili

Ing. Giuseppe Lombardo Geom. Vincenzo Mistretta

Tecnico Energie Rinnovabili Tecnico Energie Rinnovabili

Arch. Eleonora Morgana Geom. Roberto Patanè

Tecnico Energie Rinnovabili Tecnico Energie Rinnovabili

REV. DATA DESCRIZIONE REDATTO APPROVATO RILASCIATO

00 10/01/2022 1° EMISSIONE SINACORI F ING. RICCI G ING. SINACORI D

Firmato digitalmente da

dario sinacori

C = IT

Data e ora della firma: 13/01/2022 17:45:29

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Sommario

1. INTRODUZIONE __________________________________________________________ 3

1.1 Obiettivi del presente studio ________________________________________________________ 3 1.2 Inquadramento territoriale del progetto _______________________________________________ 5 1.3 Scopi e contenuti dello studio _______________________________________________________ 9

2. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO _____________________________ 10

2.1 Premessa _______________________________________________________________________ 10 2.2 Norme ed indirizzi comunitari e nazionali ____________________________________________ 11 2.3 Coerenza del progetto con gli obiettivi europei e nazionali_______________________________ 27 2.4 Il progetto in relazione alla programmazione territoriale ________________________________ 28 2.5 Il progetto in relazione alla programmazione locale (provinciale e comunale) _______________ 43 2.6 Valutazione di coerenza/compatibilità del progetto in oggetto con gli strumenti

programmatici analizzati __________________________________________________________ 43

3. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE ________________________________ 46

3.1 Descrizione del progetto __________________________________________________________ 46 3.2 Opere di collegamento alla rete di trasmissione elettrica nazionale (RTN) _________________ 49 3.3 Descrizione delle Alternative possibili _______________________________________________ 50 3.4 L’alternativa zero (non realizzazione dell’impianto) ____________________________________ 50 3.5 Scelta del sito e scelte progettuali ___________________________________________________ 51 3.6 I benefici ambientali ______________________________________________________________ 52 3.7 Effetto “cumulo” ________________________________________________________________ 53 3.8 Effetto lago _____________________________________________________________________ 54 3.9 Attività per la realizzazione e messa in servizio dell’impianto fotovoltaico __________________ 55 3.10 Fase di sviluppo ed esercizio dell’impianto ___________________________________________ 56

4. QUADRO DI RIFERIMENTO AMBIENTALE _________________________________ 60

4.1 Atmosfera e clima ________________________________________________________________ 60 4.2 Ambiente idrico _________________________________________________________________ 61 4.3 Produzione di rifiuti ______________________________________________________________ 61 4.4 Gestione delle terre e rocce da scavo _________________________________________________ 62 4.5 Emissione di rumore _____________________________________________________________ 62 4.6 Suolo e sottosuolo ________________________________________________________________ 62 4.7 Fauna __________________________________________________________________________ 63 4.8 Flora ___________________________________________________________________________ 64 4.9 Paesaggio ______________________________________________________________________ 64 4.10 Inquinamento luminoso ___________________________________________________________ 65 4.11 Consumi di risorse in fase di cantiere/commissioning __________________________________ 66 4.12 Emissione in fase di esercizio ______________________________________________________ 67 4.13 Stima qualitativa degli impatti ______________________________________________________ 68 4.14 Significatività degli impatti ________________________________________________________ 71 4.15 Determinazione della magnitudo dell’impatto _________________________________________ 72

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5. ANALISI DEGLI IMPATTI _________________________________________________ 75

5.1 Aria ____________________________________________________________________________ 75 5.2 Ambiente idrico _________________________________________________________________ 77 5.3 Suolo e sottosuolo ________________________________________________________________ 79 5.4 Biodiversità _____________________________________________________________________ 81 5.5 Rumore ________________________________________________________________________ 83 5.6 Radiazioni Ionizzanti e non Ionizzanti _______________________________________________ 85 5.7 Salute pubblica __________________________________________________________________ 85 5.8 Ecosistemi antropici – Attività economiche ed occupazione _____________________________ 87 5.9 Infrastrutture di Trasporto e Traffico ________________________________________________ 88 5.10 Il Paesaggio _____________________________________________________________________ 89

6. PIANO DI MONITORAGGIO AMBIENTALE _________________________________ 92

6.1 Generalità ______________________________________________________________________ 92 6.2 Opere di mitigazione _____________________________________________________________ 92 6.3 Generazione e trattamento di rifiuti _________________________________________________ 92 6.4 Pulizia del campo ________________________________________________________________ 92 6.5 Fauna __________________________________________________________________________ 92 6.6 Suolo ed acque superficiali _________________________________________________________ 93 6.7 Impianto di illuminazione _________________________________________________________ 93 6.8 Altre componenti ambientali _______________________________________________________ 93

7. CONCLUSIONI _________________________________________ 94 8. ELENCO DEI RIFERIMENTI E DELLE FONTI UTILIZZATE _ 96

8.1 Generalità ______________________________________________________________________ 96

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1. INTRODUZIONE

1.1 Obiettivi del presente studio

Il presente Studio Preliminare Ambientale (S.P.A.) è relativo al progetto di un impianto fotovoltaico “grid connected” da 996 kW di potenza in immissione, 1.192,32 kWp di potenza di picco e relative opere di connessione e consegna dell’energia elettrica prodotta, denominato “P045_C.DA PIANO MESSER ANDREA”. La società Spartacus Srl, che si qualifica quale Soggetto Titolare e Soggetto Responsabile dell’Impianto, ha sede legale a Torino (TO) Corso Principe Oddone n°18, iscritta al Registro delle Imprese di Torino con n. 1289012, Codice Fiscale 15627711003, è legalmente rappresentata dal Sig.

NOYMAN JACOB YAKI nato a Ramat Gan (Israele) il 21/11/1978 cod. fisc. NYM JBY 78S21 Z226Z.

Secondo quanto previsto dall’allegato al DM 30 marzo 2015 pubblicato in Gazzetta Ufficiale in data 11/04/2015 “Linee guida per la verifica di assoggettabilità a valutazione di impatto ambientale dei progetti di competenza delle regioni e province autonome (previsto dall’articolo 15 del decreto legge 24 giugno 2014, n.91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014 n.116)”, i progetti devono essere sottoposti alla verifica di assoggettabilità di competenza delle regioni e delle province autonome di Trento e Bolzano quando viene superata la soglia indicata nell’Allegato IV alla parte seconda del D.lgs n.152/2006.

Nel caso specifico si è fatto riferimento all’art. 2 dell’Allegato IV Punto b – impianti industriali non termici per la produzione di energia, vapore ed acqua calda con potenza complessiva superiore a 1 MW - ed anche se tale soglia, posta pari a 1 MW, non viene superata dall’impianto in oggetto, è necessario procedere ugualmente alla Verifica di Assoggettabilità a VIA ai sensi dell’art. 19 del D.lgs 152/2006 in quanto entro la fascia di 1 km è in corso un'altra iniziativa di progetto fotovoltaico in procedura P.A.S., così come comunicato dal Comune di Mazara del Vallo, presso il quale è stata depositata istanza di P.A.S. in data 08.02.2021 prot. n. REP_PROV_TP/TP-SUPRO/0008070 del 08/02/2021, che fa sì che si venga a configurare il “Cumulo con altri progetti” così come meglio specificato dall’art. 4.1 del D.M.

30/03/2015.

Infatti, ai sensi del suddetto D.M. 30.03.2015 e del D.lgs. 152/2006 (e s.m.i) - parte II (come modificato dall'art. 15 della Legge 11 Agosto 2014 n. 116) il progetto deve essere considerato anche in riferimento ad altri progetti localizzati nel medesimo contesto ambientale e territoriale. Tale criterio consente di evitare:

- la frammentazione artificiosa di un progetto, di fatto riconducibile ad un progetto unitario, eludendo l'assoggettamento obbligatorio a procedura di verifica attraverso una riduzione «ad hoc» della soglia stabilita nell'allegato IV alla parte seconda del decreto legislativo n. 152/2006;

- che la valutazione dei potenziali impatti ambientali sia limitata al singolo intervento senza tenere conto dei possibili impatti ambientali derivanti dall'interazione con altri progetti localizzati nel

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Il criterio del «cumulo con altri progetti» deve essere considerato in relazione a progetti relativi ad opere o interventi di nuova realizzazione:

- appartenenti alla stessa categoria progettuale indicata nell'allegato IV alla parte seconda del decreto legislativo n. 152/2006;

- ricadenti in un ambito territoriale entro il quale non possono essere esclusi impatti cumulati sulle diverse componenti ambientali;

- per i quali le caratteristiche progettuali, definite dai parametri dimensionali stabiliti nell'allegato IV alla parte seconda del decreto legislativo n. 152/2006, sommate a quelle dei progetti nel medesimo ambito territoriale, determinano il superamento della soglia dimensionale fissata nell'allegato IV alla parte seconda del decreto legislativo n. 152/2006 per la specifica categoria progettuale.

Il presente Studio Preliminare Ambientale, pertanto, ha lo scopo di affrontare, secondo la normativa vigente, l’analisi degli aspetti che concorrono alla definizione dello stato dell’ambiente in cui si inserisce l’impianto in progetto, e alla valutazione complessiva della conformità e sostenibilità rispetto alle disposizioni normative vigenti e alle caratteristiche ambientali e territoriali dell’area che ospiterà l’impianto. Lo studio è stato eseguito raccogliendo le informazioni disponibili riguardo alla pianificazione di settore, ma anche a quella territoriale e ambientale, con riferimento all’area di progetto.

L'ambito territoriale è definito dalle autorità regionali competenti in base alle diverse tipologie progettuali e ai diversi contesti localizzativi, con le modalità previste al paragrafo 6 delle presenti linee guida.

Qualora le autorità regionali competenti non provvedano diversamente, motivando le diverse scelte operate, l'ambito territoriale è definito da:

- una fascia di un chilometro per le opere lineari (500 m dall'asse del tracciato);

- una fascia di un chilometro per le opere areali (a partire dal perimetro esterno dell'area occupata dal progetto proposto).

Le autorità competenti provvedono a rendere disponibili ai soggetti proponenti le informazioni sui progetti autorizzati secondo le modalità più opportune a garantire un'agevole fruibilità delle stesse, senza nuovi oneri a carico del proponente e delle amministrazioni interessate.

La sussistenza dell'insieme delle condizioni sopra elencate comporta una riduzione del 50% delle soglie relative alla specifica categoria progettuale indicate nell'allegato IV alla parte seconda del decreto legislativo n. 152/200.

Sono esclusi dall'applicazione del criterio del «cumulo con altri progetti»: i progetti la cui realizzazione sia prevista da un piano o programma già sottoposto alla procedura di VAS ed approvato, nel caso in cui nel piano o programma sia stata già definita e valutata la localizzazione dei progetti oppure siano stati individuati specifici criteri e condizioni per l'approvazione, l'autorizzazione e la realizzazione degli stessi progetti per i quali la procedura di verifica di assoggettabilità di cui all'art. 20 del decreto legislativo n.152/2006 è integrata nella procedura di valutazione ambientale strategica, ai sensi dell'art. 10, comma 4 del medesimo decreto.

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1.2 Inquadramento territoriale del progetto

L’impianto sorgerà sul territorio di Mazara del Vallo (TP), in località C/da Piano Messer Andrea, in un lotto di terreno prospicente la SP42, ad una distanza di circa 4 km in direzione Sud-Est dal comune di Campobello di Mazara ed a circa 3 km in direzione Nord-Est dal comune di Castelvetrano. L’area interessata dall’impianto è pianeggiante ed è compresa tra le quote topografiche di 26 m s.l.m. e 28 m s.l.m.

Il sito di installazione ricade:

- nella tavoletta “Borgata Costiera” 257 III SE della Carta Topografica d’Italia edita dall’I.G.M.;(Fig.4)

- nella tavoletta 618090 della carta tecnica regionale (C.T.R.) (Fig.5);

- nell’area territoriale riguardante il bacino idrografico del fiume Arena (054 del P.A.I.), esterna ad aree classificata a rischio e/o pericolosità geomorfologica ed idraulica.

Il fondo, urbanisticamente risulta interamente ricadente in Zona Territoriale Omogenea E.1. - Zona agricola produttiva ed ubicato in c/da Piano Messer Andrea del comune di Mazara del Vallo (TP), è censito al Catasto dei terreni del comune di Mazara del Vallo (TP) al Foglio n.145, mappale 125-127-297-353- 373-374-408-409-410, di seguito meglio dettagliato (Fig.6):

- part. 125 estensione 13 are, 32 ca, qualità seminativo classe 2, reddito dominicale € 6,54 reddito agrario € 1,72;

- part. 125 estensione 7 are, 68 ca, qualità vigneto irr, reddito dominicale € 10,71 reddito agrario € 3,17;

- part. 353 estensione 7 are, 9 ca, qualità vigneto irr, reddito dominicale € 9,89 reddito agrario € 2,93;

- part. 408 estensione 72 are, qualità seminativo classe 2, reddito dominicale € 35,33 reddito agrario € 9,30;

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- part. 410 estensione 12 are, 80 ca, qualità seminativo classe 2, reddito dominicale € 6,28 reddito agrario € 1,65

attualmente di proprietà di:

- SPARTACUS s.r.l., C.F. 15627711003, con sede in Torino (TO).

Il baricentro dell’area interessata dal progetto del campo fotovoltaico è individuato approssimativamente alle seguenti coordinate geografiche:

Coord. Geogr. – Sist.

Riferimento

Longitudine Est

Latitudine Nord WGS 84-GD 12.691160° E 37.680085° N

Tabella 1

Di seguito, in Fig.1, 2 e 3 si riporta, su diverse immagini satellitari, l’ubicazione del sito oggetto di intervento all’interno del contesto provinciale, comunale e dell’area di impianto.

Figura 1: Inquadramento Territoriale Provinciale

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Figura 2: Inquadramento Territoriale Comunale

Figura 3: Inquadramento Territoriale di dettaglio: area impianto

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Figura 4: Stralcio IGM con ubicazione dell’impianto di produzione e delle opere di connessione (non in scala)

Figura 5: Stralcio CTR Tavoletta 618090 (non in scala)

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Figura 6: Stralcio catastale F.M. 145 del Comune di Mazara del Vallo con impianto di produzione (non in scala)

1.3 Scopi e contenuti dello studio

Il presente Studio Preliminare Ambientale ha lo scopo di valutare e computare i potenziali impatti, diretti e indiretti, a breve o lungo termine, permanenti o temporanei, singoli o cumulativi, su tutte le componenti ambientali in relazione alla realizzazione del progetto di che trattasi ed eventualmente fornire i dati progettuali ed ambientali per la verifica della compatibilità ambientale dell’intervento proposto o della necessità di attivare la procedura di Valutazione di Impatto Ambientale, ai sensi degli articoli n.21, 22 e 23 del D.Lgs 152/2006 e s.m.i. e di quanto indicato nell’Allegato VII dello stesso Decreto. Per la redazione dello studio sono stati utilizzati i dati progettuali definiti dal proponente, i dati bibliografici esistenti a livello regionale per delineare le caratteristiche generali dell’area in esame e informazioni derivanti da indagini effettuate per la definizione dello stato ambientale del sito. Il documento è articolato nelle sezioni:

- Quadro di riferimento programmatico: analisi della coerenza del Progetto in relazione alla pianificazione e alla programmazione di riferimento vigente;

- Quadro di riferimento progettuale: scopo e descrizione delle attività previste per la realizzazione del Progetto;

- Quadro di riferimento ambientale: valutazione dei potenziali effetti che il Progetto può determinare sull’ambiente; qualità attuale delle componenti ambientali ed eventuali misure previste per mitigare gli impatti.

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2. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO

2.1 Premessa

Il Quadro di riferimento programmatico fornisce gli elementi conoscitivi sulle relazioni tra l’opera progettata e gli atti di pianificazione e programmazione territoriale e settoriale, consente di verificare la compatibilità dell’intervento rispetto ad eventuali prescrizioni.

I principali strumenti di pianificazione che interessano l’iniziativa in progetto possono essere suddivisi in piani di carattere Nazionale, Regionale, Provinciale e Comunale.

I Piani di carattere Comunitario e Nazionale considerati sono:

- Protocollo di Kyoto;

- Pacchetto per l’energia pulita (Clean Energy Package);

- Piano Nazionale per lo Sviluppo Sostenibile;

- Strategia energetica nazionale (SEN);

- Programma Operativo Nazionale (PON) 2014-2020;

- Piano di Azione Nazionale per le Fonti Rinnovabili;

- Piano d’Azione Italiano per Efficienza Energetica (PAEE);

- Piano d’Azione Nazionale di riduzione delle emissioni di gas serra;

- Accordo di Parigi (COP21) il 12/12/2015;

- Pacchetto Clima-Energia 20-20-20;

- Piano Energetico Nazionale e relative norme di attuazione;

- Conferenza Nazionale sull’Energia e l’Ambiente del 1998;

- Legge n. 239 del 23 Agosto 2004;

- Recepimento della Direttiva 2009/28/CE;

- Incentivazione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili.

I piani di carattere Regionale e sovra Regionale considerati sono:

- Piano di Indirizzo Energetico Ambientale Regionale Siciliano;

- Piano Stralcio di Bacino per l’Assetto Idrogeologico (PAI) e Piano di Gestione del Rischio Alluvioni (PGRA);

- Piano Regionale di Tutela delle Acque (PTA);

- Piano di gestione del Distretto Idrografico della Sicilia;

- Piano Territoriale Paesaggistico Regionale;

- Identificazione delle aree non idonee all’installazione di impianti FER Regione Sicilia;

- Piano Faunistico Venatorio;

- Rete Natura 2000;

- IBA;

- Piano Regionale di Coordinamento per la Tutela della Qualità dell’Aria (PRCTQA);

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- Piano di Tutela del Patrimonio;

- Piano regionale per la programmazione delle attività di previsione, prevenzione e lotta attiva contro gli incendi boschivi;

- Piano delle bonifiche e delle aree inquinate;

- Piano Regionale dei materiali di cava e dei materiali lapidei di pregio;

- Piano Forestale Regionale;

- Piano Regionale dei Trasporti (PRTM);

- Pianificazione e Programmazione in materia di Rifiuti e Scarichi Idrici (PRGR);

- Piano di Sviluppo Rurale 2014-2022 della Sicilia;

- Piano Regionale per la lotta alla Siccità 2020.

I piani di carattere locale considerati sono:

- PRG del Comune di Mazara del Vallo (TP);

- Piano Territoriale di Coordinamento Provinciale di Trapani (PTCP).

2.2 Norme ed indirizzi comunitari e nazionali

Il quadro programmatico più recente di riferimento dell’Unione Europea relativo al settore dell’energia comprende i seguenti documenti:

Protocollo di Kyoto

Per la riduzione dei gas responsabili dell’effetto serra (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6), sottoscritto il 10 dicembre 1997 ed entrato in vigore il 16 Febbraio 2005. Esso prevede un forte impegno, per i Paesi aderenti ovvero 37 paesi industrializzati e la Comunità Europea, per la riduzione dei gas ad effetto serra, in particolare per la riduzione delle relative emissioni, nel periodo 2008-2012, di almeno il 5% rispetto ai livelli del 1990. In Italia i dati registrati nel periodo che va dal 1990 al 2012 rappresentano una riduzione delle emissioni pari all’11,4% (14,3% se si considerano anche i dati di assorbimenti di carbonio di boschi e foreste). Se si considera, invece, il periodo di impegno 2008-2012, obiettivo specifico era una riduzione del 6,5% mentre si è ottenuta una riduzione del 4,6%.

Pacchetto per l’energia pulita (Clean Energy Package)

Con questa legge sono stabiliti gli obiettivi al 2030 in materia di emissione di gas serra, fonti rinnovabili ed efficienza energetica. In riferimento all’obiettivo di costituire una leadership nelle fonti rinnovabili, l’Unione Europea fissa come traguardo, il conseguimento della produzione di energia da fonti rinnovabili del 27% per il 2030.

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Piano Nazionale per lo Sviluppo Sostenibile

Presentata al Consiglio dei Ministri il 2 Ottobre 2017 e approvata dal CIPE il 22 dicembre 2017, persegue l’obiettivo di delineare una visione di futuro e di sviluppo incentrata sulla sostenibilità, quale valore condiviso e imprescindibile per affrontare le sfide globali del Paese. Nell’area di intervento

“Prosperità” è previsto, tra gli obiettivi generali, quello di Decarbonizzare l’economia attraverso l’obiettivo specifico di “incrementare l’efficienza energetica e la produzione di energia da fonte rinnovabile evitando o riducendo gli impatti sui beni culturali ed il paesaggio”.

Strategia energetica nazionale (SEN)

Adottato con Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 10 Novembre 2017, si pone l’obiettivo di rendere il sistema energetico nazionale più competitivo, sostenibile e sicuro. I principali obiettivi fissati dalla nuova SEN sono:

- Efficienza energetica: riduzione dei consumi finali da 118 a 108 Mtep con un risparmio di circa 10 Mtep al 2030;

- Fonti rinnovabili: 28% di rinnovabili sui consumi complessivi al 2030 rispetto al 17,5% del 2015;

- Riduzione del differenziale di prezzo dell’energia: contenere il gap di costo tra il gas italiano e quello del Nord Europa e quello sui prezzi dell’elettricità rispetto alla media UE;

- Cessazione della produzione di energia elettrica da carbone da realizzare tramite un puntuale piano di interventi infrastrutturali;

- Razionalizzazione del downstream petrolifero con evoluzione verso le bioraffinerie ed un uso crescente di biocarburanti sostenibili e del GNL nei trasporti pesanti e marittimi al posto dei derivati dal petrolio;

- Promozione della mobilità sostenibile e dei servizi di mobilità condivisa.

Programma Operativo Nazionale (PON) 2014-2020

Approvato dalla Commissione Europea il 23 Giugno 2015 e successivamente modificato il 24 Novembre 2015, intende accrescere gli investimenti nei settori chiave nelle Regioni meno sviluppate (Basilicata, Calabria, Campania, Puglia e Sicilia) e quelle in transizione (Abruzzo, Molise, Sardegna). Il pacchetto di investimenti si propone di favorire la crescita economica e il rafforzamento della presenza delle aziende italiane nel contesto produttivo globale, articolando gli interventi su 4 obiettivi tematici. Il raggiungimento dell’obiettivo tematico 4 (Energia Sostenibile) è previsto attraverso le azioni:

- 4.2.1 Riduzione consumi energetici e CO2 nelle imprese ed integrazione FER (30% degli investimenti);

- 4.3.1 Realizzazione di reti intelligenti di distribuzione e trasmissione dell’energia (63% degli investimenti);

- 4.3.2 Realizzazione di sistemi intelligenti di stoccaggio (7% degli investimenti).

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Piano di Azione Nazionale per le Fonti Rinnovabili

Redatto in conformità alla Direttiva 2009/28/CE, stabilisce il contributo totale fornito da ciascuna tecnologia rinnovabile al conseguimento degli obiettivi fissati per il 2020 in ambito di produzione di energia. In particolare per gli impianti fotovoltaici è stato stimato un contributo totale, nel 2020, pari a 8000 MW.

Piano d’Azione Italiano per Efficienza Energetica (PAEE)

Emesso nel Luglio 2014, definisce gli obiettivi di efficienza energetica (riduzione dei consumi e risparmi negli usi finali per singolo settore) fissati per l’Italia al 2020 e le azioni da attuare, in particolare:

- Risparmio di 15,5 Mtep di energia finale su base annua e di 20 Mtep di energia primaria raggiungendo al 2020 un livello di consumi di circa il 24% inferiore rispetto allo scenario di riferimento europeo;

- Evitare l’emissione annua di circa 55 milioni di tonnellate di CO2;

- Risparmiare circa 8 miliardi l’anno di importazione di combustibili fossili.

Tali obiettivi devono essere raggiunti intervenendo su sette aree prioritarie con specifiche misure concrete a supporto: edilizia, edifici ed enti pubblici, settore industriale e dei trasporti, regolamentazione della rete elettrica, settore del riscaldamento e raffrescamento.

Piano d’Azione Nazionale di riduzione delle emissioni di gas serra

Approvato con delibera dell’8 marzo 2013 del Comitato Interministeriale per la Programmazione Economica (CIPE). Suddetta delibera ha recepito l’obiettivo per l’Italia di riduzione delle emissioni di gas serra del 13% rispetto ai livelli del 2005 entro il 2020. Il piano, allo stato attuale, non risulta ancora redatto ma nella delibera vengono definite le azioni prioritarie di carattere generale per il raggiungimento dell’obiettivo di riduzione nazionale.

Accordo di Parigi (COP21) il 12/12/2015

Alla conferenza sul clima di Parigi (COP21) del dicembre 2015, 195 paesi hanno adottato il primo accordo universale e giuridicamente vincolante sul clima mondiale. L’accordo definisce un piano d’azione globale, inteso a rimettere il mondo sulla buona strada per evitare cambiamenti climatici pericolosi limitando il riscaldamento globale ben al di sotto dei 2ºC. Con l’accordo di Parigi, ponte tra le politiche odierne e la neutralità rispetto al clima entro la fine del secolo, i governi hanno concordato di:

- mantenere l'aumento medio della temperatura mondiale ben al di sotto di 2°C rispetto ai livelli preindustriali come obiettivo a lungo termine;

- puntare a limitare l'aumento a 1,5°C, dato che ciò ridurrebbe in misura significativa i rischi e gli impatti dei cambiamenti climatici;

- fare in modo che le emissioni globali raggiungano il livello massimo al più presto possibile, pur riconoscendo che per i paesi in via di sviluppo occorrerà più tempo;

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avanzate disponibili.

Prima e durante la conferenza di Parigi, i paesi hanno presentato piani nazionali di azione per il clima completi (INDC) tracciando la strada verso il raggiungimento di questo obiettivo. I governi hanno concordato di:

- riunirsi ogni cinque anni per stabilire obiettivi più ambiziosi in base alle conoscenze scientifiche;

- riferire agli altri Stati membri e all'opinione pubblica cosa stanno facendo per raggiungere gli obiettivi fissati;

- segnalare i progressi compiuti verso l'obiettivo a lungo termine attraverso un solido sistema basato sulla trasparenza e la responsabilità.

Pacchetto Clima-Energia 20-20-20 approvato il 17 Dicembre 2008

Il pacchetto 2020 è una serie di norme vincolanti volte a garantire che l’UE raggiunga i suoi obiettivi in materia di clima ed energia entro il 2020. Il pacchetto definisce tre obiettivi principali:

- taglio del 20% delle emissioni di gas a effetto serra (rispetto ai livelli del 1990);

- 20% del fabbisogno energetico ricavato da fonti rinnovabili;

- miglioramento del 20% dell'efficienza energetica.

Gli obiettivi della strategia sono stati fissati dai leader dell’UE nel 2007 e sono stati recepiti nelle legislazioni nazionali nel 2009. Il sistema di scambio di quote di emissione è il principale strumento dell'UE per ridurre le emissioni di gas a effetto serra dei grandi impianti dei settori energetico e industriale e dell'aviazione. L'ETS interessa circa il 45% delle emissioni di gas a effetto serra dell'UE.

Per il 2020 l'obiettivo è ridurre del 21% rispetto al 2005 le emissioni di questi settori. Gli obiettivi nazionali di riduzione delle emissioni riguardano i settori che non rientrano nell'ETS e che rappresentano circa il 55% delle emissioni totali dell'UE:

- Edilizia - Agricoltura - Rifiuti

- Trasporti (esclusa l’aviazione).

I paesi dell'UE hanno recepito gli obiettivi vincolanti annuali relativi alla riduzione delle emissioni di questi settori entro il 2020 (rispetto al 2005), previsti dalla "decisione sulla ripartizione degli sforzi".

Gli obiettivi variano a seconda del reddito nazionale, da una riduzione del 20% per i paesi più ricchi a un aumento massimo del 20% per quelli meno ricchi (tuttavia si prevedeva che avrebbero dovuto compiere ugualmente degli sforzi per limitare le emissioni).

La Commissione verifica i progressi compiuti ogni anno e ciascun paese è tenuto a riferire in merito alle proprie emissioni.

Gli Stati membri dell'UE hanno recepito anche gli obiettivi vincolanti nazionali relativi all'aumento della quota di consumo energetico soddisfatta da fonti rinnovabili entro il 2020 previsti dalla direttiva sulle energie rinnovabili.

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Anche questi obiettivi variano in modo da riflettere la situazione di partenza dei diversi paesi per quanto riguarda la produzione di energia da fonti rinnovabili e la capacità di incrementarla ulteriormente, dal 10% di Malta al 49% della Svezia.

L’effetto complessivo permetterà all’UE nel suo insieme di raggiungere:

- l’obiettivo del 20% entro il 2020 (più del doppio rispetto al 9,8% del 2010) - una quota del 10% di energie rinnovabili nel settore dei trasporti.

Il Piano Energetico Nazionale e le relative norme di attuazione

Il Piano Energetico Nazionale (P.E.N.) del 10 agosto 1988, si è ispirato ai criteri di:

- promozione dell’uso razionale dell’energia e del risparmio energetico;

- adozione di norme per gli autoproduttori;

- sviluppo progressivo di fonti di energia rinnovabile.

Il P.E.N. aveva fissato l’obiettivo al 2000 di aumentare la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili del 44%, con una ripartizione interna di questo mercato suddiviso in 300 MW di energia eolica, 75 MW di energia solare fotovoltaica e l'adozione da parte di tutte le Regioni di Piani d’Azione per l’utilizzo e la promozione di energie rinnovabili sul proprio territorio.

La Legge 9 gennaio 1991, n. 9, "Norme per l'attuazione del nuovo Piano Energetico Nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali", ha introdotto l'aspetto significativo della parziale liberalizzazione della produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate, che per diventare operativa doveva solo essere comunicata. La produzione da fonti convenzionali, invece, rimaneva vincolata all'autorizzazione da parte del Ministero dell'Industria, del Commercio e dell'Artigianato (MICA).

L'art. 20, modificando la Legge 6 dicembre 1962, n. 1643, consentiva alle imprese di produrre energia elettrica per autoconsumo o per la cessione all'ENEL. L'impresa autoproduttrice, se costituita in forma societaria, poteva produrre anche per uso delle società controllate o della società controllante. Questo principio riduceva solo in parte il monopolio dell'ENEL, perché vincolava la cessione delle eccedenze energetiche all'ENEL stessa. Tali eccedenze vengono ritirate a un prezzo definito dal Comitato Interministeriale dei Prezzi (CIP) e calcolato in base al criterio dei costi evitati, cioè i costi che l'ENEL avrebbe dovuto sostenere per produrre in proprio l'energia elettrica acquistata. In questo modo si è cercato di fornire benefici economici a quei soggetti che, senza ridurre la propria capacità produttiva, adottavano tecnologie che riducevano i consumi energetici.

L'art. 22 ha introdotto incentivi alla produzione di energia elettrica da fonti di energia rinnovabili o assimilate e in particolare da impianti combinati di energia e calore. I prezzi relativi alla cessione, alla produzione per conto dell'ENEL, al vettoriamento ed i parametri relativi allo scambio venivano fissati dal Comitato Interministeriale Prezzi (CIP), il quale si preoccupava di assicurare prezzi e parametri incentivanti. Gli impianti con potenza non superiore ai 20 kW "vengono esclusi dal pagamento

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dell'imposta e dalla categoria di officina elettrica, in caso di funzionamento in servizio separato rispetto alla rete pubblica".

Con l’ormai famoso provvedimento n. 6 del 1992, detto anche "CIP 6", il Comitato Interministeriale Prezzi aveva fissato il termine per la concessione degli incentivi in 8 anni dall'entrata in funzione dell'impianto; allo scadere di questo periodo il prezzo di cessione rientrava nei criteri del costo evitato.

Sempre nello stesso provvedimento il CIP aveva stabilito la condizione di efficienza energetica per l'assimilabilità alle fonti rinnovabili, calcolata con un indice energetico che premiava le soluzioni a più alto rendimento elettrico. Il provvedimento in questione è stato, di fatto, ritirato nel 1996. Solo gli impianti che hanno concluso un contratto preliminare con l’ENEL entro il 31 dicembre 1996 stanno ricevendo il pagamento stabilito dal provvedimento; nessun altro impianto o progetto può beneficiare di queste tariffe.

La Legge 9/91 dedica, inoltre, l'art. 23 alla circolazione dell'energia elettrica prodotta da impianti che usano fonti rinnovabili e assimilate: "All'interno di consorzi e società consortili fra imprese e fra dette imprese, consorzi per le aree e i nuclei di sviluppo industriale …. aziende speciali degli enti locali e a società concessionarie di pubblici servizi dagli stessi assunti, l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e assimilate può circolare liberamente. Qualora il calore prodotto in cogenerazione sia ceduto a reti pubbliche di riscaldamento, le relative convenzioni devono essere stipulate sulla base di una convenzione tipo approvata dal Ministero dell'Industria e i prezzi massimi del calore prodotto in cogenerazione sono determinati dal CIP, tenendo conto dei costi del combustibile, del tipo e delle caratteristiche delle utenze".

La Legge 9 gennaio 1991, n 10, "Norme per l'attuazione del Piano Energetico Nazionale in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia", che sostituisce la Legge 308/86, nel Titolo I reca norme in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti di energia.

Conferenza Nazionale sull’Energia e l’Ambiente del 1998

Il Governo ha adottato o ha in corso una serie di iniziative in materia di politica energetica ed ambientale. Le principali sono:

- Il riassetto del settore elettrico: Il decreto legislativo di recepimento della direttiva europea sul mercato unico dell'energia elettrica determinerà, attraverso il riassetto dell'intero settore elettrico una progressiva liberalizzazione del mercato, con positive ricadute in termini di prezzi, di investimenti e di occupazione nel rispetto dei principi di servizio pubblico.

- La delibera CIPE sul Protocollo di Kyoto: La delibera contribuisce a definire le politiche e le misure nazionali per rispondere agli impegni assunti sulla riduzione delle emissioni dei gas serra.

Essa è stata elaborata nello spirito dell'approccio partecipativo degli operatori interessati e prevede il raggiungimento degli obiettivi di riduzione dando priorità ai meccanismi consensuali rispetto a quelli di comando-controllo.

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- L'introduzione della carbon-tax: La norma, contenuta nel disegno di legge collegato alla finanziaria, introduce una aliquota di tassazione legata alle emissioni di CO2 caratteristiche dei diversi combustibili, iniziando il necessario processo di internalizzazione delle esternalità nei prezzi energetici.

- L'attuazione della Bassanini: Il conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle Regioni e agli Enti Locali attuato tramite il decreto legislativo 112/98 apre una prospettiva di ampio e significativo coinvolgimento nelle scelte e di precisa responsabilizzazione nell'attuazione degli obiettivi di politica energetica.

- La firma del Patto per l'energia e l'ambiente: Il Patto, che ha come interlocutori le amministrazioni centrali e locali, le parti sociali, gli operatori e gli utenti, individua le regole e gli obiettivi generali di un costruttivo ed innovativo rapporto tra le parti. Esso è la necessaria premessa per la sottoscrizione di Accordi Volontari, settoriali o specifici, che costituiscono il principale nuovo strumento per la politica energetica.

- Raddoppio della quota di fonti energetiche rinnovabili: In coerenza con le indicazioni del Libro Bianco dell'Unione Europea e del Libro Bianco sulle Fonti Rinnovabili predisposto per la Conferenza Energia e Ambiente dall'ENEA, il Governo intende adottare, in costante dialogo con le Regioni, tutte le iniziative necessarie per raggiungere l'obiettivo del raddoppio della produzione da fonti rinnovabili in termini di energia primaria entro il 2010, coerentemente con il contesto europeo.

Legge n.239 del 23 Agosto 2004

La legge 23 agosto 2004, n. 239 Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia (GU n. 215 del 13-9-2004) è entrata in vigore il 28.09.2004.

La legge è finalizzata alla riforma ed al riordino complessivo del settore dell’energia e modifica il quadro normativo di riferimento delineato dai decreti legislativi di recepimento delle direttive comunitarie sull’apertura dei mercati (il D.Lgs. n.79/1999 per l’energia elettrica ed il D.Lgs. n. 164/2000 per il gas).

Nel Comma 41 si prevede che previa richiesta del produttore, l'energia elettrica prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, l'energia elettrica di cui al secondo periodo del comma 12 dell'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79, nonché quella prodotta da impianti entrati in esercizio dopo il 1°

aprile 1999 alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice e idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, è ritirata dal GRTN o dall'impresa distributrice rispettivamente se prodotta da impianti collegati alla rete di trasmissione nazionale o alla rete di distribuzione. L’AEEG determina le modalità per il ritiro dell'energia elettrica di cui al primo periodo del presente comma, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.

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Dopo la scadenza delle convenzioni in essere, l'energia elettrica di cui al primo e al terzo periodo del comma 12 dell'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, esclusa quella di cui al primo periodo del presente comma, viene ceduta al mercato.

Recepimento della Direttiva 2009/28/CE

La nuova direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili mira a stabilire un nuovo quadro, più generale, di promozione delle fonti rinnovabili nell’UE, andando a sostituire precedenti direttive (Direttiva 2001/77/EC sulla promozione di elettricità da fonti rinnovabili e Direttiva 2003/30/EC sulla promozione dei biocarburanti) e regolamentando nuovi settori oggi non a rientranti nel quadro giuridico comunitario (riscaldamento e raffrescamento).

La direttiva afferma l’obiettivo quantitativo di una quota di energia da fonti rinnovabili pari al 20% al 2020 sul consumo energetico finale lordo. In coerenza con questo obiettivo generale, l’allegato I parte A stabilisce obiettivi obbligatori al 2020 differenziati per gli Stati membri, compresi fra il 10% e il 49% del consumo energetico finale lordo (Italia 17%).

Ai fini del calcolo dell’obiettivo, le fonti rinnovabili riconosciute dalla direttiva sono: eolica, solare, aerotermica (calore atmosferico), geotermica (calore sotterraneo), idrotermica (calore di acque superficiali), maremotrice, idroelettrica, biomassa (frazione biodegradabili di prodotti, rifiuti e residui), gas da discarica, gas residuati da processi di depurazione e biogas. Per consumo energetico finale lordo s’intende il “consumo di prodotti energetici forniti per scopi energetici all’industria, ai trasporti, alle famiglie, ai servizi inclusi i servizi pubblici, l’agricoltura, la silvicoltura e alla pesca, ivi compreso il consumo di elettricità e di calore da parte del settore energetico nelle attività di produzione di elettricità e calore, includendo le perdite di elettricità e di calore nella trasmissione e distribuzione.”

L’allegato I parte B della direttiva definisce obiettivi intermedi nazionali, che hanno invece solo valore indicativo: è la cosiddetta “traiettoria nazionale al 2020”, che prevede valori-obiettivo crescenti per ognuno dei quattro bienni intermedi che vanno dal 2011 al 2018 (ogni obiettivo intermedio va inteso come media da superare nel biennio).

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Con l’eccezione dei trasporti non sono previsti obiettivi vincolanti a livello settoriale a carico degli Stati Membri, mentre è data autonomia agli Stati di definire gli obiettivi interni ai due settori dell’elettricità e del riscaldamento/raffrescamento. Ciò avviene con i cosiddetti “Piani d’azione nazionali per l’energia rinnovabile”: gli Stati Membri hanno l’obbligo di elaborare dei Piani nazionali che, in base all’obiettivo complessivo al 2020 e agli obiettivi intermedi complessivi definiti dalla direttiva, articolino gli obiettivi al 2020 nei tre settori d’uso delle fonti rinnovabili, nonché gli obiettivi intermedi settoriali (oltre che ovviamente le misure previste per il loro raggiungimento). Si noti che l’art 4, comma 1 della direttiva richiede esplicitamente che la fissazione degli obiettivi settoriali avvenga tenendo conto dell’effetto delle misure di efficienza energetica sui consumi finali di energia (necessari per il calcolo dell’obiettivo di rinnovabili).

Le principali scadenze previste a carico degli Stati Membri sono:

Entro la fine del 2009, pubblicazione di un documento di previsione dei consumi di energia rinnovabile da coprire con modalità diverse dalla produzione nazionale o dell’eventuale eccesso di produzione domestica da fonti rinnovabili (rispetto alla traiettoria) che potrebbe essere oggetto di trasferimenti ad altri Stati Membri. Questa valutazione preliminare è considerata condizione imprescindibile per la programmazione della produzione nazionale da parte degli Stati Membri.

Entro il 30 giugno 2010 gli Stati Membri devono notificare alla Commissione il loro piano d’azione nazionale che fissa gli obiettivi finali e intermedi nei tre settori, le politiche nazionali e le misure da adottare per rispettare gli obiettivi richiesti.

Entro il 31 dicembre 2011, e ogni due anni fino al dicembre 2021, presentano alla Commissione una relazione sui progressi realizzati (sei relazioni) nel raggiungimento degli obiettivi intermedi, settoriali e complessivi e sulle misure adottate per assicurare il raggiungimento degli obiettivi. Si noti che la prima relazione scade nel primo dei due anni in cui è definito il primo obiettivo intermedio della traiettoria

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nazionale (2011-12) e potrà fare il punto a consuntivo solo in base ai dati del 2010; quindi è solo a partire dalla seconda relazione (scadenza fine 2013) che si potrà fare il punto sul primo obiettivo intermedio (per l’Italia, una quota del 7,56% per il biennio 2011-2012).

Gli Stati Membri che, in ottemperanza all’obbligo di verificare il rispetto dell’obiettivo intermedio riferito al biennio precedente, verifichino che la prestazione nazionale si collochi al di sotto della traiettoria indicativa (allegato I/B), devono presentare una nuova versione del piano d’azione nazionale entro il 30 giugno successivo, emendando il piano con misure adeguate e proporzionate per raggiungere la traiettoria indicativa in un ragionevole lasso di tempo. Quindi, se l’obiettivo è conseguito, non occorre presentare un nuovo piano emendato entro il 30 giugno 2013 ed è sufficiente presentare la relazione sui progressi realizzati entro il 31 dicembre 2013.20

Sono inoltre previste molte altre scadenze di carattere settoriale, come ad esempio la seguente: entro il 31/12/2014, gli Stati Membri devono richiedere -nella legislazione e nei codici riguardanti la costruzione degli edifici- livelli minimi obbligatori di utilizzo di energia da fonti rinnovabili negli edifici di nuova costruzione e in quelli esistenti sottoposti a grandi ristrutturazioni.

Con il termine di Burden Sharing si intende la ripartizione regionale della quota minima di incremento dell’energia prodotta con fonti rinnovabili, in vista degli obiettivi europei prefissati per il 2020.

Nell’ambito del quadro normativo nazionale si possono evidenziare, per le rinnovabili, le seguenti tappe:

- PAN – Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili realizzato nel 2010;

- D. Lgs 3 marzo 2011, n. 28 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE del 3 marzo 2011.

- Decreto 15 marzo 2012 del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare. Con il D.Lgs 3 marzo 2011, n. 28 si stabilisce, quale obiettivo nazionale, che la quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia da conseguire nel 2020 sia pari al 17%. Gli obiettivi vengono perseguiti con una progressione temporale coerentemente con le indicazioni del Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili. Il consumo finale lordo nazionale di energia da fonti rinnovabili è calcolato come la somma:

- del consumo finale lordo di elettricità da fonti energetiche rinnovabili;

- del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffreddamento;

- del consumo finale di energia da fonti energetiche rinnovabili nei trasporti.

Con il Decreto 15 marzo 2012, “Definizione e qualificazione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione della modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle Regioni e delle province autonome (c.d. Burden Sharing)” (pubblicato in G.U. n. 78 del 02/04/12), vengono definiti, sulla base degli obiettivi contenuti nel Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie rinnovabili, gli obiettivi che tengono conto del consumo finale lordo di energia di una Regione o Provincia autonoma e del consumo di energia rinnovabile, secondo delle percentuali fissate dalla tabella A riportata dal decreto suddetto.

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Le Regioni e le Province Autonome, inoltre, nel rispetto dell’articolo 4 del decreto, devono prioritariamente sviluppare modelli di intervento per l’efficienza energetica e integrare la programmazione in materia di fonti rinnovabili, intervenire nel sistema dei trasporti pubblici locali, nell’illuminazione pubblica, nel settore idrico, negli edifici e nelle utenze delle Pubbliche Amministrazioni, incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili e promuovere la realizzazione di reti di teleriscaldamento.

L’allegato I al decreto 15 marzo 2012 dal titolo “Regionalizzazione degli obiettivi di sviluppo delle FER”, definisce per ciascuna regione e provincia autonoma, a partire dai valori nazionali di sviluppo delle FER indicati da Piano di Azione Nazionale per lo sviluppo delle fonti rinnovabili, i valori di CFL, FER-E e FER-C, e la traiettoria dei consumi finali lordi dall’anno iniziale di riferimento all’anno 2020 e per gli anni intermedi, come sintetizzato dalle figure seguenti per la Sicilia.

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Incentivazione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili

Il primo schema di supporto alle fonti energetiche rinnovabili (FER) fu lanciato in Italia nel 1992, includendo negli incentivi tutte le tecnologie FER Elettriche (FER-E), tale schema è del tipo FIT (Feed in Tariff), noto anche come CIP6. Tale normativa conteneva ai fini di incentivazione, la equiparazione delle fonti rinnovabili propriamente dette a quelle assimilate, ovvero a termiche con utilizzo dei reflui.

Queste ultime, caratterizzate da potenze e costi impiantistici superiori di diversi ordini di grandezza alle rinnovabili disponibili all’epoca, hanno esaurito velocemente la capienza economica degli incentivi in conto capitale di tali leggi (9 e 10 del 1991 e CIP6 del 1992) ritardando, secondo alcuni analisti, la produzione di vera energia rinnovabile.

Attualmente l'incentivazione per le fonti di energia rinnovabili in Italia è prevalentemente basata sui seguenti meccanismi: Certificati Verdi (CV) e tariffa omnicomprensiva, Conto Energia, Conto termico, Contributi comunitari, nazionali e regionali.

Nel 1999 è stato istituito in Italia un sistema di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, definito con il nome di Certificati Verdi. Tecnicamente si tratta di titoli scambiabili/negoziabili sul mercato, corrispondenti ad una certa quantità di emissioni di CO2, che vengono conferiti a titolo gratuito dal GSE al gestore di un impianto (alimentato da fonti rinnovabili) che produce energia, emettendo meno CO2 di quanto farebbe un impianto alimentato con fonti fossili.

Si tratta di un meccanismo piuttosto complesso derivante dalle previsioni del Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, il cosiddetto decreto Bersani, con il quale si è imposto l’obbligo agli operatori che immettono in rete più di 100 GWh/anno, che almeno il 2% dell'elettricità provenisse da impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva, in data successiva al 1/4/99. (Tale obbligo è stato incrementato dello 0,35% dal 2004 al 2006 e dello 0,75% dal 2007 al 2012 e con la Legge 99/09 è stato trasferito sui soggetti che concludono con Terna contratti di dispacciamento di energia elettrica in prelievo, quindi ai distributori di energia elettrica).

A fronte di questi obblighi posti a carico dei produttori da fonti fossili, sono stati previsti benefici per i produttori da fonti rinnovabili. Così:

- I produttori da fonti fossili che non riescono a trasformare ogni anno una percentuale della loro produzione da fossile a rinnovabile, devono comperare Certificati Verdi in quantità corrispondente alla quota non trasformata e consegnarla al GSE;

- ai produttori da fonti rinnovabili viene concesso, ogni anno, un Certificato Verde per ogni MWh prodotto, che essi possono commercializzare, cioè cedere ai produttori da fonti fossili che non hanno raggiunto il risultato richiesto.

Questo sistema di incentivazione viene anche definito a quota, il singolo CV è un titolo annuo di valore pari o multiplo di 1 MWh, relativo alla produzione dell’anno di riferimento e viene utilizzato l’anno successivo depositandolo presso il gestore di rete per essere annullato come prova della quota verde da parte dell’operatore che lo deposita. È un certificato al portatore conferito sulla base della generazione elettrica netta per tutte le tecnologie elettriche connesse alla rete di distribuzione dal 1° aprile 1999, che

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può essere scambiato anche più volte tra privati o collocato sulla Borsa dell’energia. I primi CV negoziabili sono stati quelli emessi relativamente alla produzione 2002.

Secondo l’art. 9 del Decreto MICA dell’11 novembre 1999, “….il prezzo di offerta (del CV), riferito al kWh elettrico, prescinde dalla tipologia della fonte e dell'impianto cui sono associati i certificati, ed è pari al valore determinato in base al costo medio di acquisto, da parte del gestore della rete, … dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, limitatamente ai casi in cui vengono riconosciute le componenti correlate ai maggiori costi della specifica tipologia di impianto come definite al titolo II, comma 3, della deliberazione del Comitato interministeriale prezzi del 29 aprile 1992 e con esclusione degli impianti da fonti assimilate, al netto dei ricavi derivanti dalla cessione dell'energia stessa”.

Il prezzo dei certificati verdi nel 2006 è stato pari a circa 125 €/MWh, valore a cui va aggiunto il prezzo di cessione dell'energia elettrica sul mercato (oltre 70 €/MWh), per un totale di circa 200 €/MWh. Dal 2009 il prezzo del certificato sommato a quello dell'energia elettrica ceduta sul mercato è al massimo 180

€/MWh.

Il sistema dei CV è stato nel tempo modificato principalmente con il "Collegato alla Finanziaria 2008"

(D.L. 159/07 come modificato dalla legge di conversione 222/07), dalla Finanziaria stessa (L244/07), dal D.M. 18/12/08, dalla legge 23/7/09 n°99 , dal Dl 20 maggio 2010, n. 72 e infine soppresso dal Dlgs 28/2011.

La Finanziaria 2008 ha introdotto molte modifiche nel meccanismo, applicate un anno più tardi con il Dm rinnovabili (Dm Sviluppo economico 18 dicembre 2008). Le principali interessano la durata dei Certificati Verdi e l’introduzione della Tariffa Onnicomprensiva, e poiché le nuove regole si applicano agli impianti entrati in funzione dopo il 31 dicembre 2007, esistono impianti in Italia supportati con diversi meccanismi e valori incentivanti.

Il decreto del 2008 cerca inoltre di rimediare alla perdita di valore di mercato dei CV, e prevede oltre a un prezzo di riferimento sul quale calcolare l’offerta del GSE, l’obbligo per lo stesso di ritiro dei

“certificati in esubero” rispetto agli obblighi in capo ai produttori da fonti fossili e quindi in esubero rispetto alle richieste di mercato.

La legge 23 luglio 2009 n. 99 (Sviluppo, internazionalizzazione delle imprese e energia) stabiliva, all’art.

27 comma 18, che non fossero più i produttori e importatori di elettricità da fonti fossili a subire l’obbligo derivante dal meccanismo dei certificati, bensì i "soggetti che concludono con la società Terna Spa uno o più contratti di dispacciamento di energia elettrica in prelievo". Con ciò trasferendo gli obblighi dai produttori ai distributori di energia e quindi a tutta l’energia venduta.

Il successivo Dl 20 maggio 2010, n. 72, denominato "Misure urgenti per differimento di termini in materia ambientale (...)", contiene all’art. 2 l'abrogazione del nuovo meccanismo previsto dalla legge 99/2009.

L'articolo 45 della manovra finanziaria 2010 (Dl 31 maggio 2010, n. 78) inserisce una limitazione al ritiro dei "certificati in esubero" rispetto agli obblighi.

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Infine il Dlgs 28/2011 di recepimento della direttiva europea, e il DM 6 luglio 2012 decretano la fine dei Certificati Verdi per gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2012 e la transizione verso nuovi meccanismi di incentivazione.

Alternativa ai Certificati Verdi e riservata a impianti qualificati IAFR (qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili) di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW, o 0,2 MW per gli impianti eolici, esiste la cosiddetta Tariffa Onnicomprensiva, riconosciuta per un periodo di 15 anni, durante il quale resta fissa, in funzione della quota di energia immessa in rete, per tutti gli impianti (esclusi i fotovoltaici), secondo valori differenziati per fonte, che sono entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. La tariffa onnicomprensiva è stata introdotta con la Finanziaria 2008 (legge 24 dicembre 2007, n. 244), il D.M. 18/12/08 e regolata dalla legge 23/7/09 n°99, è detta “onnicomprensiva” in quanto il suo valore include una componente incentivante e una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete, quindi fino allo scadere dei 15 anni per gli operatori che la scelgono, la tariffa costituisce l’unica fonte di remunerazione dell’energia prodotta. L’applicazione della tariffa fissa onnicomprensiva determina un onere per il sistema pari alla differenza tra i costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell’energia elettrica, secondo le modalità e i prezzi definiti dalla legge 24 dicembre 2007, n. 244, e i ricavi ottenuti dal GSE per la rivendita della medesima energia sul mercato.

A partire dal 2013 sono operativi due meccanismi per le FER-E (rinnovabili elettriche) che alimentano la rete di distribuzione (eccetto il fotovoltaico): uno schema FIT per gli impianti fino a 1 MW di potenza e uno schema FIP (Feed in Premium) per impianti con potenza superiore a 1 MW.

L’insieme di provvedimenti sopra descritti, ha comportato un regime di incentivazione differenziato per fonti rinnovabili, per dimensione degli impianti di generazione elettrica, e per data di costruzione o di allacciamento alla rete di distribuzione. In estrema sintesi si può esemplificare come segue:

Alla produzione degli impianti alimentati da fonte rinnovabile entrati in esercizio prima del 2008, che avessero ottenuto la qualifica IAFR (qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili), viene associato un certificato verde (CV) ogni MWhe/anno prodotto (in caso di nuova costruzione, rifacimento o riattivazione). I CV vengono emessi, ai fini dei riconoscimenti previsti dal Decreto Bersani, per:

- 8 anni per impianti alimentati da rifiuti non biodegradabili, qualificati ed entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2006 e impianti di cogenerazione abbinata a teleriscaldamento alimentati da fonte non rinnovabile;

- 12 anni in base all'art. 267 comma 4 lettera D del D.lgs. 152/06, per tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, entrati in esercizio dal 1°aprile 1999 al 31dicembre 2007;

- 15 anni per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dal 2008.

Sono riconosciuti ulteriori 4 anni al 60% agli impianti alimentati da biomasse da filiera entrati in funzione prima del 2008 o da rifiuti non biodegradabili entrati in esercizio da febbraio 2004 e dicembre 2006.

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Gli impianti a fonte rinnovabile entrati in esercizio dal 2008 a seguito di nuova costruzione, rifacimento o potenziamento, riceveranno per 15 anni CV pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica da fonti rinnovabili moltiplicata per un determinato coefficiente, riferito alla tipologia della fonte.

I soli impianti di potenza fino a 1MWe, su richiesta del produttore, possono accedere, in alternativa ai CV, a una tariffa fissa omnicomprensiva (che comprende cioè sia la componente incentivante che l'acquisto dell'energia elettrica) per ogni kWhe prodotto e immesso in rete. Le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dell'energia ammessa alla tariffa fissa omnicomprensiva sono contenute nella delibera AEEG ARG/elt 1/09.

Ogni 3 anni potranno essere rivisti, con Decreto Ministeriale, il coefficiente moltiplicativo e la tariffa fissa.

Gli impianti entrati in funzione dopo il 30 giugno 2009 riceveranno CV o tariffa omnicomprensiva solo se non beneficeranno di incentivi pubblici (nazionali, locali o comunitari) in conto energia, conto capitale o conto interessi con capitalizzazione anticipata, assegnati dopo il 31 dicembre 2007.

I soli impianti, di proprietà di aziende agricole o gestiti in connessione con aziende agricole, agro- alimentari, di allevamento e forestali, possono cumulare la tariffa fissa omnicomprensiva di 28c€/kWhe con altri incentivi pubblici (nazionali, locali o comunitari) in conto energia, conto capitale o conto interessi con capitalizzazione anticipata, non eccedenti il 40% dell'investimento.

Per quanto riguarda il fotovoltaico sono stati operativi due sistemi di incentivazione: dal 2005 all’agosto 2012 un FIP sulla generazione elettrica lorda; e dall’agosto 2012 un sistema FIT sulla generazione ceduta alla rete, accompagnato da un premio sulla generazione usata in loco (o autoconsumo).

Per quanto riguarda il Conto Energia che è il programma che incentiva in conto esercizio l'energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici e impianti solari termodinamici connessi alla rete elettrica, ha dal suo esordio visto cinque versioni. Introdotto in Italia nel 2005, con il Decreto Ministeriale del 28 luglio 2005 (Primo Conto Energia) è attualmente regolato dal Decreto Ministeriale del 05 luglio 2012 (Quinto Conto Energia).

In questa ultima versione sono beneficiarie del Conto Energia le persone fisiche, le persone giuridiche, i soggetti pubblici, gli enti non commerciali e i condomini di unità abitative e/o di edifici che installino i seguenti impianti.

- impianti fotovoltaici, suddivisi per tipologie installative (art.7 DM 5 luglio 2012);

- impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative (art.8);

- impianti fotovoltaici a concentrazione (art.9);

L’ultimo conto energia ridefinisce le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica, modalità che si applicano decorsi 45 giorni dalla data di raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi per il fotovoltaico pari a 6 miliardi di euro, e fino a 30 giorni dopo il raggiungimento della soglia di 6,7 miliardi di euro l’anno, trascorsi i quali non si accettano ulteriori domande di contributo. Questa data viene comunicata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas sulla base dei dati forniti dal GSE attraverso il suo contatore fotovoltaico. La soglia è stata raggiunta il 6

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giugno 2013 e pertanto, secondo la delibera 250/2013/R/efr dell’AEEG, il V Conto Energia è scaduto il 6 luglio 2013.

C’è poi un Conto Termico che eroga incentivi (introdotti con il decreto legislativo 28/2011 e regolati con il DM 28/12/12) per promuovere interventi di piccole dimensioni per l’incremento dell’efficienza energetica e per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili. Gli incentivi sono erogabili a Amministrazioni pubbliche per una spesa annua cumulata di 200 milioni di euro e a persone fisiche, condomini e soggetti titolari di reddito di impresa o di reddito agrario, per una spesa annua cumulata pari a 700 milioni di euro. Raggiunti tali impegni di spesa non saranno nel corso dell’anno solare accettate ulteriori domande di sostegno. Questi incentivi si configurano come contributi alle spese sostenute e saranno erogati in rate annuali per una durata variabile (fra 2 e 5 anni) in funzione degli interventi realizzati.

Esistono poi meccanismi di certificazione volontaria denominati RECS e marchi di qualità. Infatti, oltre al meccanismo dei certificati verdi, legato all'obbligo introdotto dal decreto Bersani, nel 2003 è stato avviato il sistema RECS (Renewable Energy Certificate System), con il decreto legislativo 29 dicembre 2003 n. 387 e la Legge 23 agosto 2004 n. 239, sistema che si caratterizza per i seguenti aspetti:

- la partecipazione volontaria e la possibile remunerazione della vendita del certificato collegata a principi di green pricing e di sensibilità ambientale delle aziende;

- ogni certificato fa riferimento ad una produzione annua di 1 MWh elettrici, includendo così anche le applicazioni di piccola taglia;

- il mercato comprendeva i 18 paesi con possibilità di essere ulteriormente esteso.

2.3 Coerenza del progetto con gli obiettivi europei e nazionali

Il progetto si inquadra nell’ambito della produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile e, in relazione alla tipologia di generazione, risulta coerente con gli obiettivi enunciati all’interno di quadri programmatici e provvedimenti normativi comunitari, nazionali e regionale.

La coerenza si evidenzia sia in termini di adesione alle scelte strategiche energetiche e sia in riferimento agli accordi globali in tema di contrasto ai cambiamenti climatici (in particolare, il protocollo di Parigi del 2015 ratificato dall’Unione Europea); in particolare è opportuno richiamare gli impegni definiti per il 2030 dalla Strategia Energetica Nazionale del novembre 2017 che pone come fondamentale l’ulteriore promozione dello sviluppo e diffusione delle tecnologie rinnovabili (in particolare quelle relative ad eolico e fotovoltaico, riconosciute come le più mature ed economicamente vantaggiose) e il raggiungimento dell’obiettivo per le rinnovabili elettriche del 55% al 2030 rispetto al 33,5% fissato dal 2015. La SEN 2017, risulta perfettamente coerente con lo scenario a lungo termine del 2050 stabilito dalla Road Map europea che prevede la riduzione di almeno l’80% delle emissioni rispetto al 1990 e rispetto agli obiettivi al 2030 risulta in linea con il Piano dell’Unione dell’Energia. Data la particolarità del contesto ambientale e paesaggistico italiano, la SEN 2017 pone grande rilievo alla compatibilità tra

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