Klimaenergy mercato pv dell’esistente in evoluzione - 26.03.2015

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Guardare oltre
Mercato dell’esistente in evoluzione: da RID a PPA, passando per i SEU e
i rischi per il mantenimento degli incentivi in Conto Energia
Klimaenergy- 26.03.2015
Giorgio Castorina

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Rödl & Partner nel mondo
 Rödl & Partner è stato fondato a Norimberga nel 1977 dal Dr. Bernd Rödl ed oggi è il più grande studio
interdisciplinare di origine tedesca capace di riunire in un'unica struttura internazionale di circa 3.500
collaboratori le competenze di avvocati, dottori commercialisti, revisori contabili e consulenti del lavoro.
 Rödl & Partner, attualmente presente con 24 uffici in Germania e 91 filiali in 40 Paesi del mondo, è in
grado di offrire una consulenza professionale qualificata in tutte le principali lingue.
 L’internazionalizzazione dell’attività, iniziata alla fine degli anni ’80, si è sviluppata sulla base di una
profonda e diretta conoscenza delle realtà economiche e giuridiche locali, requisito fondamentale per il
successo di uno studio internazionale.
 Oltre che nei principali paesi europei, Rödl & Partner è presente negli Stati Uniti d’America, in Brasile, in
sud Africa, in Medio ed Estremo Oriente.

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Rödl & Partner nel mondo
Austria ▪ Bielorussia ▪ Bosnia Brasile ▪ Bulgaria ▪ Cina Croazia ▪ Emirati Arabi Uniti Estonia ▪ Federazione
Russa Francia ▪ Georgia ▪ Germania Hong Kong ▪ India ▪ Indonesia Italy ▪ Kazakistan ▪ Lettonia Lituania ▪
Messico ▪ Moldavia Polonia ▪ Regno Unito Repubblica Ceca Slovacchia Romania ▪ Singapore ▪ Slovenia
Spagna ▪ Stati Uniti ▪ Sud Africa Svezia ▪ Svizzera ▪ Tailandia Turchia Ucraina ▪ Ungheria ▪ Vietnam

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Rödl a Padova: il team energy di Padova
Rödl & Partner è stato uno dei primi studi europei a costituire team di professionisti
interamente dedicati ad investimenti nelle green technologies & renewable energies, con
l’obiettivo di assistere operatori industriali e finanziari in tutte le fasi dei progetti
CORPORATE
•Assistenza e
consulenza societaria
ordinaria
•Supporto in
operazioni
straordinarie e di
M&A sia in Italia che
all’estero
•Supporto nella
redazione di
documenti e
contrattualistica
societaria
CONTRACTING
•Contrattualistica di
settore (contratti
EPC, contratti per la
valorizzazione dei
CB, O&M etc…)
•Contrattualistica
Real Estate per
acquisto di terreni e
costituzioni di altri
diritti reali
•Valutazione della
bancabilità dei
progetti e dei
contratti
BANKING&FINANCE
•Attività di Project
Financing e Project
Leasing
•Negoziazione dei
relativi contratti e del
security package
•Assistenza post
financial close per
l’adempimento degli
obblighi contrattuali e
perfezionamento
delle garanzie
contrattuali
DIRITTOAMMINISTRATIVO
•Attività di Due
diligence legale
•Valutazione degli
incentivi e
predisposizione di
atti e documenti per
l’accesso ad essi
•Gestione dei rapporti
e contenzioso con il
GSE
•Diritto dell’energia

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Gli steps nell’acquisizione di un progetto as built
1- Scouting
• Selezione di un progetto basata
su :
- targetizzazione di parametri
tecnici ed economici
- qualità dell’operatore (track
record e portfolio dell’EPC)
2- Letter of intent
• LOI sottoscritta dalle parti per la
condivisione di termini e
condizioni di base (prezzo di
vendita, NDA, closing deadline
e clausola di esclusività)
3- Due diligence
• Due Diligence legale, fiscale,
finanziaria e tecnica sono
commissionate agli advisors
4- Negoziazione
• Feedback positivi o negativi
delle due diligence consentono
di concordare in dettaglio
termini e condizioni
5- Financial closing
• Negoziazione dei termini
contrattuali della struttura del
rifinanziamento
6- Closing
• La SPV è trasferita
all’acquirente
• Definizione dei termini
contrattuali di O&M e asset
management service
L’acquisizione di un impianto fotovoltaico “as built” segue normalmente una procedura standard
suddivisa in sei step

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Proper risk assessment - the legal due diligence (1/3)
Suggerimento: la due diligence legale deve essere svolta in stretta collaborazione con il
consulente tecnic
•Gli aspetti real estate:
 Proprietà o diritti reali dei terreni su l’impianto è costruito e delle particelle occupate dalle opere di
connessione alla rete elettrica (cabine e condutture)
 Esecuzione e registrazione dei contratti immobiliari (compravendita/affitto/superficie/servitù/concession)
per la costruzione e l’esercizio degli impianti
 Verifica di eventuali restrizioni immobiliari (diritti di prelazione, diritti di terzi, fascie di rispetto...)
 Registrazione degli impianti e delle opere di connessione con il catasto e rispetto delle altre prescrizioni
fiscali
• Gli aspetti autorizzativi:
 Completezza e legittimità delle autorizzazioni ottenute dalle Pubbliche Autorità
 Verifica su eventuali varianti sostanziali/non sostanziali
 Verifica del rispetto delle tempistiche inserite nei permessi
 Verifica del rispetto dei vincoli derivanti dalla normatica ambientale, sismica, architettonica
 Verifica del rispetto delle prescrizioni imposte dalle autorità
 Verifica degli aspetti peculiari attinenti particolari titoli autorizzativi quali Permesso di costruire e DIA
 Verifica dell’esistenza/pagamento di royalties alle Autorità

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Risk assessment
•Procedura di connessione alla rete
 Rispetto delle prescrizioni imposte dal TICA
 Rispetto delle prescrizioni imposte dall’operatore di rete
 Trasferimento delle opere di connessione all’operatore e pagamento delle relative imposizioni
 Accatastamento dell’impianto
• Aspetti legati alla remunerazione dell’energia prodotta
 Accesso alle tariffe incentivanti del GSE
 Esclusione di rischi di riduzione o revoca delle tariffe
 Rispetto della procedura e delle prescrizioni imposte dalla legge in casi di revamping o sostituzione di
parte dell’impianto
 Power purchase agreements o Convenzione RID stipulata con il GSE
• I contratti di progetto
 Garanzie di permormance fornite dall’EPC contractor, dall’O&M o dall’asset management agreement
 Garanzie sui componenti dell’impianto
 Clausole di risoluzione anticipata dell’O&M e dell’asset management agr

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Proper risk assessment - the legal due diligence (3/3)
• In caso di step in del progetto:
 Verifica sull’eventuale necessità di approvazione della banca finanziaria (change of control della SPV,
potere di veto sulle delibere assembleari o sulla scelta del contraente...)
 Verifica del facility agreement, dichiarazioni e garanzie casi di inadempimento, business plan
 Veirifica del pacchetto delle securities che assistono il facility agreement, (ipoteche sulla proprietà dei
terreni e sul diritto di superficie, privilegi speciali sugli impianti, pegni sulle uote sociali della SPV o sui
conti correnti bancari della SPV, pegno su RID e cessione in garanzia dei crediti FIT...)

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Come cambia il mercato dell’esistente (e non) con...
PV 2015
Prezzi
Minimi
Garantiti
Disciplina su
mantenimento
conto energia
Spalma
incentivi
Sviluppo
disciplina
SEU

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L’abolizione dei prezzi minimi garantiti e lo switching da RID a
PPA
Per effetto della Delibera AEEGSI 618/2013/R/EFR e del Decreto “Destinazione Italia”, i cui
ricorsi amministrativi sono tuttora pendenti, per gli impianti di media e grande dimensione si è
assistito ad una trasmigrazione dalle Convenzioni RID ai contratti di cessione dell’energia
(cd. PPA)
Interposizione di soggetto
tra il produttore e il
grossista
Suddivisione degli oneri di
sbilanciamento, misura,
CCT, dispacciamento
Bancabilità in ipotesi
ri-finanziamento (durata,
pegno, cessione dei crediti)
Clausola risolutiva
espressa, clausola penale,
forza maggiore...
Principali rischi

Power Purchase Agreement (PPA)
1. Parti
2. Oggetto del contratto: vendita dell’energia di una centrale elettrica da costruire
3. Durata del contratto e della fornitura
4. Condizioni sospensive
 Raggiungimento dello stato della cantierabilità del progetto
 Ottenimento di un punto di connessione e del diritto di emettere energia elettrica in rete
 Ottenimento di tutti i diritti reali per la realizzazione dell’opera (incl. servitù di elettrodotto)
 Ottenimento di tutti i permessi necessari per la realizzazione dell’opera
 Ottenimento di tutte le licenze per produrre energia elettrica
 Firma di un contratto EPC e O&M per la realizzazione e la manutenzione della centrale elettrica
 [Conclusione dei contratti di approvvigionamento della materia prima]
 Ottenimento del finanziamento del progetto (fase di costruzione e finanziamento finale)
5. Condizioni risolutive
 Mancata realizzazione della centrale elettrica
6. Fornitura di energia elettrica
 Data di inizio della fornitura
 Quantità della energia da vendere (tutta)
 Clausole sulle perdite di trasmissione
 Penali per ritardo della fornitura/Limitazione della responsabilità per ritardo
7. Regole sul dispacciamento della rete elettrica
8. Prezzo dell’energia elettrica
 Clausole di determinazione prezzo o di adeguamento prezzo
9. Performance test/Quantità minima di energia garantita

Power Purchase Agreement (PPA)
10. Misura dell’energia elettrica emessa in rete
11. Fatturazione e pagamento dell’energia elettrica
 Eventuali garanzie per il pagamento delle fatture (garanzie o riserve su conto correnti)
12. Force Majeure
13. Modifiche della legge applicabile
14. Inadempimento, disdetta e recesso
15. Performance guarantee
16. Cessione del contratto e modifiche nella compagine sociale
17. Diritto applicabile e foro competente
Allegati
• Descrizione del progetto
• Programma di produzione
• Documenti del finanziamento del progetto

Il Decreto spalmaincentivi
Con legge 11 agosto 2014 n. 116, il Decreto Legge n. 91/2014 ( “Decreto Spalmaincentivi”) è
stato convertito in legge.
 Dal 1° gennaio 2015, le tariffe incentivanti riconosciute in forza dei c.d. “Conti Energia” agli
impianti fotovoltaici di potenza nominale superiore a 200 KW hanno subito una riduzione.
 Modificate anche le modalità di erogazione degli incentivi: il nuovo schema prevede che a
partire dal secondo semestre 2014, il GSE paghi le tariffe incentivanti con rate mensili costanti
in misura pari al 90% della produzione annua stimata. Al 30 giugno dell’anno successivo verrà
effettuato un conguaglio e sarà pagato l’eventuale importo eccedente calcolato sulla base della
produzione effettiva.

Il Decreto spalmaincentivi – le tre opzioni
Entro il 30 novembre 2014, tutti i titolari di impianti fotovoltaici incentivati di potenza superiore a
200 kW hanno dovuto scegliere tra le 3 opzioni
• Il periodo di incentivazione è esteso da 20 a 24 anni
• Le tariffe sono ridotte in proporzione al periodo di
incentivazione residuo
Estensione
• Il periodo di incentivazione rimane a 20anni
• Le tariffe sono inizialmente rimodulate, ed in un
secondo momento parimenti aumentate
Riduzione/Aumento
• Il periodo di incentivazione rimane a 20 anni
• Le tariffe sono ridotte del 6%, 7%, 8% in funzione
della potenza dell’impianto
Riduzione a forfait

Perché le tre opzioni sono lesive?
Opzione a):
 Riduzione dell’incentivo per gli anni già previsti
 difficoltà nel ripagare le rate dei finanziamenti contratti
 Degradazione oltre il ventesimo anno di esercizio
 l’impianto perde valore e i costi di gestione e manutenzione aumentano
 Anche se la cifra corrisposta è complessivamente la stessa, ha impatti sul
risultato economico, siccome si ripartiscono i pagamenti
 Non è comprensibile la modalità di determinazione dei percentuali delle
riduzioni
 produzione effettiva futura non è determinabile forfettariamente
 Durata dei contratti e delle autorizzazioni deve essere adattata
 ulteriori oneri e costi

Perché le tre opzioni sono lesive?
Opzione b):
 Riduzione dell’incentivo per gli anni già previsti
 difficoltà nel ripagare le rate dei finanziamenti contratti
 Viene meno il principio di affidamento
 “Presumibile che lo Stato italiano modifichi ancora il regime delle tariffe e che
il surplus previsto per gli anni successivi non venga in realtà mai corrisposto”
 Il calcolo di base è come leggere una “sfera di vetro”
 produzione effettiva futura non è determinabile forfettariamente
 Riduzione automatica e fissa
 evidente lesività diretta degli interessi dei soggetti responsabili
Opzione c):

Il Decreto spalmaincentivi – gli impatti sui contratti stipulati
La riduzione degli incentivi si riflette in una minor redditività degli impianti fotovoltaici e,
potenzialmente, in una maggiore onerosità nei rapporti contrattuali di durata.
Risoluzione per sopravvenuta eccessiva onerosità
sopravvenuta ai sensi dell’art. 1467 Cod. Civ.?
“se la prestazione di una delle parti è divenuta eccessivamente onerosa per
il verificarsi di avvenimenti straordinari e imprevedibili, la parte che deve tale
prestazione può domandare la risoluzione del contratto (…). La parte contro
la quale è domandata la risoluzione può evitarla offrendo di modificare
equamente le condizioni del contratto”.
La riduzione degli incentivi con effetto retroattivo rientra nell’alea normale
del contratto o è un fatto straordinario e imprevedibile?
Occorre verificare se nella definizione delle condizioni economiche e dei
termini dei contratti si sia tenuto conto delle tariffe incentivanti e ve ne sia
traccia

Il Decreto spalmaincentivi – gli impatti sui contratti stipulati
Per le stesse ragioni, occorre verificare se i contratti stipulati con i diversi soggetti coinvolti a
prevedano una facoltà di recesso in caso di modifica della normativa incentivante.
Art. 1373 c.c. “Se ad una delle parti è attribuita la facoltà di recedere dal
contratto, tale facoltà può essere esercitata fino a quando il contratto non
abbia avuto un principio di esecuzione. Nei contratti ad esecuzione
continuata o periodica, tale facoltà può essere esercitata anche
successivamente ma il recesso non ha effetto per le prestazioni già eseguite
o in corso di esecuzione […]”.
“Le parti convengono fin d’ora che la Società potrà recedere dal contratto
in caso di:
a) […];
b) modificazione della normativa applicata al settore energetico (ad
esempio, cambiamento delle tariffe), in modo tale che la gestione e lo
sfruttamento del Parco Fotovoltaico non risultino più, ad insindacabile
giudizio della Società, convenienti economicamente[…]”.

Con l’opzione “a” il periodo di incentivazione è esteso a 24 anni
• Molti impianti sono stati realizzati su fondi per i quali è stato stipulato un contratto di concessione del
diritto di superficie di durata superiore a 25 anni o che contemplano la possibilità di prorogare la loro
originaria durata
• Nel caso, però, in cui l’atto costitutivo del diritto di superficie sia stato stipulato per durata inferiore a
24 anni e non contempli un rinnovo si aprono diversi scenari.
Accessione (art. 936 c.c.)
Alla scadenza del termine previsto per la
concessione del diritto, la proprietà
dell’impianto fotovoltaico verrebbe
acquisita dal proprietario del suolo
Esclusione accessione
Spalmaincentivi – L’opzione “a” e il diritto all’uso dei terreni
La scelta non può prescindere dalla
conclusione di un accordo integrativo del
precedente contratto di superficie che ne
estenda la durata a 24 anni.
Più comunemente i contratti di superficie
prevedono il mantenimento della proprietà
dell’impianto in capo al superficiario anche
dopo la scadenza salvo l’obbligo per il titolare
del diritto di rimovuore l’impianto e ripristinare i
luoghi

Posizione dell’Italia per l’autoconsumo
Vicinanzaallagridparity
Regime regolatorio per la produzione di energia fotovoltaica per
l’autoconsumo
Spagna
Francia
Cile Brasile
(scambio sul posto)
Messico
(scambio sul posto)
Italia
Germania
Miglior collocazione per l‘autoconsumo
Paesi che hanno raggiunto la grid
parity
Nota: dati della seconda metà del 2013
Fonte: ECLAREON Analysis
Svizzera
Turchia

I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC) nella
Delibera AEEGSI 578/2013
• La Delibera 578 racchiude sotto la categoria di SSPC tutti i sistemi che sono
“connessi direttamente o indirettamente alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di
energia elettrica per la consegna alle unita di consumo che li costituiscono non si configura
come attività di trasmissione e/o di distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento
energetico”, di cui i SEU rappresentano una sottocategoria.
• Nel Dicembre del 2013 l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Servizio Idrico, con un
ritardo di quasi 5 anni dal Decreto 115, pubblica la Delibera che regolamenta il settore dei
cd. Sistemi semplici di produzione e consumo, di cui i SEU rappresentano una
sottocategoria

Le strutture contrattuali configurabili in caso di non coincidenza tra produttore e cliente finale,
ruotano intorno alla gestione dei contratti (di traporto, misura, dispacciamento) sottoscritti con il
gestore di rete, tanto per l’energia prelevata (dal cliente finale) dalla rete, quanto per l’energia
immessa (dal produttore) in rete.
La Delibera prevede 4 possibili forme contrattuali:
1. Produttore e Cliente finale gestiscono separatamente i contratti di prelievo ed
immissione
2. Il Cliente finale gestisce sia i contratti di prelievo che i contratti di immissione
3. Il Produttore gestisce sia i contratti di prelievo che i contratti di immissione
4. Un soggetto terzo gestisce sia i contratti di prelievo che i contratti di immissione
Strutture contrattuali complesse. Produttore ≠ Cliente finale

Strutture contrattuali complesse. La “gestione separata”
• Il Cliente finale sottoscrive i contratti con il gestore per il prelievo dalla rete dell’energia
elettrica non prodotta dall’impianto di produzione interno al SEU
• I contratti sono sottoscritti dal Cliente finale direttamente o mediante un venditore che, munito di
mandato senza rappresentanza, è utente del dispacciamento e del trasporto
• Il Produttore sottoscrive i contratti con il gestore per l’immissione in rete dell’energia elettrica
prodotta e non consumata all’interno del SEU
• I contratti sono sottoscritti direttamente dal Produttore o mediante un grossista munito di mandato senza
rappresentanza. In alternativa, in caso di accesso al Ritiro Dedicato, dal GSE
• Il Produttore è il soggetto responsabile ai fini dell’incentivazione, previa concessione, da parte del Cliente
finale, dell’uso del punto di connessione, che deve comunque rimanere unico ed intestato al Cliente finale

Strutture contrattuali complesse. La “gestione separata”

Strutture contrattuali complesse. La “gestione Produttore”
• Il Produttore sottoscrive i contratti (di compravendita, di dispacciamento e di trasporto) sia per
il prelievo che per l’immissione dell’energia
• Il Produttore deve essere munito di mandato senza rappresentanza rilasciato dal Cliente finale in
relazione ai contratti per l’energia prelevata dalla rete. Il Produttore sarà utente del dispacciamento
• Il Produttore, a sua volta, può rilasciare un mandato senza rappresentanza ad un grossista anche per i
contratti per l’immissione in rete dell’energia. In tal caso è utente del dispacciamento e del trasporto
• Il Produttore sul piano regolatorio oltre ad esercitare l’attività di produzione di energia
elettrica, in relazione all’energia prelevata dalla rete e consumata nel SEU, esercita anche
l’attività di vendita al dettaglio nei confronti del Cliente finale, e quindi nei confronti del sistema
elettrico e della regolazione dell’Autorità è assimilato ad un vero e proprio venditore di
energia elettrica al dettaglio e pertanto soggetto agli obblighi di qualità commerciale, ecc ..
• Il Produttore applicherà l’accisa sia in relazione all’energia autoconsumata dal Cliente Finale,
sia in relazione all’energia prelevata dalla rete pubblica

In sintesi, la struttura “gestione Cliente finale”
IL PRODUTTORE IL CLIENTE FINALE
•Accedere ai meccanismi di incentivazione (CE,
CV, TO, Conto termico..)
•Vendere l’energia in rete
•Richiedere il regime di Ritiro Dedicato
•Usufruire del bonus sociale
•Accedere al servizio di salvaguardia e maggior tutela
•Accedere allo scambio sul posto

Il rapporto contrattuale Produttore – Cliente finale
• Diversamente dai rapporti con il gestore di rete, per i quali la Delibera ha previsto i 4
possibili schemi analizzati, l’AEEG ha lasciato alla libera contrattazione delle parti la
regolamentazione dei rapporti interni relativi alla cessione dell’energia elettrica prodotta e
autoconsumata nell’ambito del SEU
• Elementi essenziali del contratto Produttore – Cliente Finale – PPA/Full service
• Costituzione in favore del Produttore dei diritti reali sull’area e vincolo di intrasferibilità dell’area (la
piena disponibilità da parte del Cliente finale deve essere mantenuta per tutta la durata del contratto)
• Mandato senza rappresentanza (in favore dell’uno o dell’altro, a seconda dello schema utilizzato) per
la sottoscrizione dei contratti di immissione/prelievo
• Concessione all’utilizzo del punto di connessione (se utilizzato lo schema “gestione Produttore”)
• Modalità di individuazione del prezzo
• Durata del contratto

I rischi e gli elementi eventuali del contratto
• In base alla particolarità del rapporto contrattuale di un SEU, è possibile prefigurare alcune
categorie di rischi che è necessario prevedere
• Il ricavo derivante dall’autoconsumo sarà maggiore
rispetto all’immissione in rete. E’ interesse del
Produttore una stabilità di ricavi
Rischio di domanda
• In caso di morosità del Cliente finale nei confronti del
Produttore
• In caso di morosità verso il venditore
Rischio di morosità
• Ove il prezzo di mercato dell’energia subisse
variazioni (specie in ribasso), le previsioni del
business plan iniziale potrebbero cambiare
Rischio di prezzo
dell’energia
• Possibili ripensamenti del sistema SEU, ed in
particolare dell’esenzione dagli oneri generali di
sistema (vedi decreto spalma-incentivi)
Rischio “politico”
Rischi“cliente”Rischi“paese”

Il rischio di domanda
• In base al regime di esenzione di cui gode l’energia autoconsumata nei SEU, il
Produttore può applicare un prezzo dell’energia maggiore rispetto a quello a cui il
Cliente finale la comprerebbe dal libero mercato, e il Produttore otterrebbe al contempo
ricavi maggiori rispetto a quelli che otterrebbe tramite l’immissione in rete
Necessità di massimizzare l’aderenza della produzione all’autoconsumo. Questo fa sì che il rispetto
del business plan iniziale dipende fortemente dalla domanda di energia del cliente finale
• Possibili coperture contrattuali del rischio domanda:
• Clausola di take or pay: Il Cliente finale è tenuto a garantire un quantitativo minimo annuale
di energia prelevata in autoconsumo dal SEU
• Prezzo variabile: valore del prezzo determinato in base alla quantità di energia
autoconsumata dal Cliente finale

Il rischio di morosità
• Con riguardo al “rischio di morosità del Cliente” ci si riferisce ad un duplice rischio:
Tipo di rischio Regolatoria AEEG Possibili coperture
contrattuali
Rischio di fallimento/
mancato pagamento da
parte del Cliente finale delle
fatture relative alla energia
autoconsumata
Per l’energia autoconsumata,
il Produttore non è
considerato un venditore.
Non si applica la disciplina
relativa alla sospensione
della fornitura prevista dal
TISV
- Costituzione di cauzione/fideiussione
- Precisa previsione tra gli events of
default
-Riserva di proprietà dell’impianto
- Contratto con il proprietario dell’area
Rischio di morosità del
Cliente finale nei confronti
del venditore e conseguente
sospensione della fornitura
(da cui deriva l’impossibilità,
per il Produttore, di
immettere l’energia in rete)
La Delibera prevede la
preventiva comunicazione al
Produttore, e la possibilità
per questo di richiedere una
connessione di emergenza

Rischio “Paese”
• L’oscillazione del prezzo di mercato dell’energia e l’instabilità normativa italiana sono i
maggiori rischi connessi alla realizzazione dei SEU
Il Decreto spalma incentivi ha previsto
• per gli impianti entrati in esercizio entro il 31.12.2014, il pagamento del 5% degli importi unitari
relativi ai cd. Oneri generali di sistema per l’energia autoconsumata.
• tale percentuale è pari al 10% per gli impianti che entreranno in esercizio a partire dal 01.01.2015,
qualora gli stessi accedano ad incentivi statali sull’energia prodotta
• Possibili coperture contrattuali del rischio “Paese”:
• Price adjustement: Il Cliente finale potrà essere chiamato, tramite una modifica al prezzo a
sopportare eventuali modifiche alla legislazione che mutino le condizioni iniziali in base alle
quali l’investimento era stato programmato.

Mantenimento degli impianti in Conto Energia
Nel mese di Febbraio il GSE ha pubblicato il DCO in vista dell’adozione di un regolamento, con
invito agli operatori a presentare le proprie osservazioni entro il 06 marzo.
TEMATICHE AFFRONTATE:
• SPOSTAMENTO DELL’IMPIANTO
• MODIFICHE DEL PUNTO DI CONNESSIONE DELL’IMPIANTO
• VARIAZIONE DELLE MODALITÀ INSTALLATIVE
• SOSTITUZIONE DEI COMPONENTI D’IMPIANTO
• INTERVENTI DI MODIFICA DELLA CONFIGURAZIONE ELETTRICA
• RIDUZIONE DELLA POTENZA DELL’IMPIANTO
• POTENZIAMENTI NON INCENTIVATI
• VARIAZIONE DELLA PROPRIETÀ DEL SITO DI INSTALLAZIONE DEGLI IMPIANTI
• CAMBIO DI TITOLARITÀ DEGLI IMPIANTI

Mantenimento degli impianti in Conto Energia – I punti chiave
• Poca
chiarezza
dei motivi
• Regime
penalizzante
• Solo per
impianti
<6kW
• Variazioni
catastali
Spostamento
dell’impianto
Franchigia
per
sostituzione
componenti
Sostituzione
componenti
Limite
energia
incentivabile

Art. 42 D.Lgs. 28/11n (Romani):
Misure previste nel caso di rilevazione di violazioni nell’ambito dei controlli rilevanti ai fini
dell’erogazione degli incentivi
I poteri sanzionatori del GSE
DECADENZA DAGLI INCENTIVI
PERCEPITI
RECUPERO DELLE SOMME
INDEBITAMENTE PERCEPITE
INIBIZIONE DECENNALE DAL
PERCEPIMENTO DI INCENTIVI
Ai sensi dell’art. 2, comma 20, lett.
c), l. n. 481/95, l’Autorità irroga
sanzioni amministrative
pecuniarie e in caso di
reiterazione delle violazioni ha la
facoltà di sospendere l'attività di
impresa fino a 6 mesi ovvero
proporre al Ministro competente la
sospensione o la decadenza
della concessione
Segnalazione alla AEEGSI

I poteri sanzionatori del GSE
DM 31 gennaio 2014: POTERI DI CONTROLLO E SANZIONI DEL GSE
• Violazioni Rilevanti di cui in Allegato 1 (presunzione di indebito accesso a incentivi):
• Rigetto dell'istanza / decadenza dagli incentivi
• Integrale recupero delle somme già erogate
• Violazioni non Rilevanti (fuori da Allegato 1) ma che determinano indebito accesso a
incentivi:
• Dispone ugualmente le misure di cui sopra
• Violazioni che rilevano ai fini dell'esatta quantificazione degli incentivi ovvero dei premi:
• Prescrizioni più opportune, ovvero ridetermina l'incentivo
• Recupero delle somme indebitamente erogate
Tra le violazioni rilevanti di cui in Aleggato 1 al DM vi è l’alterazione della configurazione
impiantistica, non comunicata al Gse, finalizzata ad ottenere un incremento dell'energia
incentivata;

La segnalazione alle Autorità
L’art. 14 del D.M. 28 dicembre 2012 prevede altresì la segnalazione alle Autorità per le
eventuali sanzioni ex art. 42 D.Lgs. 28/2011
Segnalazione alla AEEGSI
Ai sensi dell’art. 2, comma 20, lett. c), l. n. 481/95, l’Autorità irroga sanzioni
amministrative pecuniarie e in caso di reiterazione delle violazioni ha la facoltà di
sospendere l'attività di impresa fino a 6 mesi ovvero proporre al Ministro competente
la sospensione o la decadenza della concessione
Segnalazioni alle autorità giudiziaria
Fattispecie di reato ipotizzabili:
- Truffa (art. 640 c.p.)
- Truffa aggravata per il conseguimento di erogazioni pubbliche (art. 640-bis)
- Indebita percezione di erogazioni a danno dello Stato (art. 316-ter c.p.)
- Falsità ideologica (art. 480 c.p.)

“Ogni singola persona conta”, per i Castellers come per noi.
Le “torri umane” simboleggiano in modo straordinario la cultura di Rödl & Partner. Incarnano la nostra filosofia di coesione, equilibrio, coraggio
e spirito di squadra. Mostrano la crescita che scaturisce dalle proprie forze, elemento che ha fatto di Rödl & Partner quello che è oggi.
“Força, Equilibri, Valor i Seny” (potenza, equilibrio, coraggio e intelligenza) sono i valori dei Castellers, così vicini ai nostri. Per questo, dal
maggio 2011, Rödl & Partner ha stretto una cooperazione con i Castellers di Barcellona, ambasciatori nel mondo dell’antica tradizione delle
“torri umane”. L’associazione catalana incarna, insieme a molte altre, questa preziosa eredità culturale.
Contatti
Giorgio Castorina
Rödl & Partner Padua
Via Rismondo 2/E
35131 Padua
Italien
Telefon +39 (049) 80469.11
Telefax +49 (049) 80469.20
giorgio.castorina@roedl.it

Klimaenergy mercato pv dell’esistente in evoluzione - 26.03.2015

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