Con la fine del conto energia l’ultimo anno è stato veramente particolare per il fotovoltaico italiano. Oltre alla chiusura degli incentivi a complicare la situazione per il settore ci sono anche una serie di interventi normativi retroattivi come quelli sui Prezzi Minimi Garantiti, Scambio Posto e i cambiamenti nel regime fiscale. Ulteriori novità provengono da recenti regole, completate o in via di definizione, che aprono nuove possibilità, come quelle sui Sistemi Efficienti di Utenza e sugli accumuli. Una fase di transizione nella quale il settore ha dovuto reinventarsi, mettendo l’autoconsumo al centro dei propri modelli di business che devono ora reggersi senza incentivi o, nel caso del residenziale, con le sole detrazioni fiscali.
Un ottimo riepilogo di cosa è successo e sta succedendo al FV in Italia lo fa il Solar Energy Report, che l’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano ha presentato questa mattina (e del quale abbiamo già anticipato alcuni dati su installazioni 2013 e prezzi degli impianti e componenti). Un lavoro interessante che, tra le altre cose, valuta l’impatto che le molte novità normative hanno o potranno avere sul settore.
Ad esempio, c’è l’aggiornamento dello Scambio sul Posto, proposto dall’Autorità per l’Energia nel DCO 488/2013/R/EFR, che rivede il limite annuale riconosciuto per la restituzione degli oneri di sistema al soggetto responsabile dell’impianto per l’energia immessa in rete. Per il 2014 gli impianti di potenza compresa tra 20 e 200 kW incentivati in Conto Energia vedrebbero annullata la restituzione degli oneri; gli impianti di potenza compresa tra 20 e 200 kWp non incentivati, invece, vedrebbero riconosciuta la restituzione fino ad un massimo di 91,12 €/MWh, mentre per gli impianti sotto i 20 kWp non incentivati non si prevedono limitazioni nella restituzione.
L’effetto più significativo di questa riforma, spiegano dall’Energy & Strategy Group, si avrebbe per gli impianti entrati in esercizio tra il 2011 e il 2012 con il IV Conto Energia (circa 22.650 impianti, per una potenza complessiva pari a circa 1,7 GW) per i quali si avrebbe una riduzione pari ad 1 punto percentuale di IRR e uno slittamento del tempo di rientro dell’investimento pari a circa 1 anno. Meno colpiti gli impianti incentivati con II e III Conto Energia che perderebbero meno dello 0,5% sull’IRR – in virtù del valore più alto della tariffa incentivante, che rende residuale l’impatto della componente oneri di sistema sul business plan.
Altra importante novità del 2013 è il doppio intervento sui Prezzi Minimi Garantiti (PMG) per gli impianti che accedono al regime del Ritiro Dedicato. Come sappiamo, il Prezzo Minimo Garantito è stato di fatto eliminato (o meglio reso uguale al Prezzo Zonale Orario) dal decreto Destinazione Italia per gli impianti FV incentivati di potenza superiore ai 100 kW. Per gli altri impianti, quelli non incentivati o quelli incentivati sotto ai 100 kW, la delibera Aeeg 618/2013/R/EFR ha tagliato il Prezzo Minimo Garantito riconosciuto e il volume complessivo di energia elettrica immessa sulla quale viene riconosciuto il PMG.
Conseguenze economiche? Per gli impianti incentivati a terra sopra ai 200 kW in regime di cessione totale dell’energia (ipotizzando che accedano al IV Conto Energia), il report stima una contrazione della redditività pari a circa 2 punti percentuali di IRR. Per gli impianti senza incentivi l’impatto negativo sull’IRR varia invece tra lo 0,5%, nel caso di impianti ad elevata percentuale di autoconsumo, e l’1,5%. “In tutti i casi – commentano gli autori del report – la revisione comporta una riduzione dell’indice IRR, al di sotto della soglia minima di accettabilità dell’investimento”.
Ci sono poi le novità fiscali introdotte dalla circolare N.36/E dell’Agenzia delle Entrate che ha risolto il conflitto tra qualifica a fini catastali e fiscali per gli impianti fotovoltaici. A partire dal 2014, alcuni impianti FV vengono qualificati come “beni immobili” e, in quanto tali, sono soggetti all’imposizione fiscale sulle rendite catastali e sono soggetti alla revisione dell’aliquota annua di ammortamento dell’impianto.
Infine c’è il completamento della normativa che permette al FV di esprimersi in nuovi business model basati sull’autoconsumo. Molto importante la delibera Aeeg 578/2013/R/EEL, che ha finalmente definito le regole sui SEU, i Sistemi Efficienti di Utenza, che permettono di vendere l’energia al cliente producendola direttamente a casa sua (si veda anche lo Speciale Tecnico di QualEnergia.it). Altra normativa in fase di completamento, che dovrebbe aprire un nuovo mercato, è quella sullo storage: l’AEEG ha pubblicato il DCO 613/2013/R/EEL, che rappresenta il documento di riferimento in attesa della delibera definitiva, che dovrebbe arrivare entro la prima metà del 2014.
Il modello SEU spiegano dall’E&S Group, “è una grande opportunità di mercato” per il fotovoltaico italiano, coniugando la possibilità di massimizzare l’auto-consumo, evitando gli oneri di rete e la possibilità per il cliente finale di vedersi corrisposto un risparmio ad investimento nullo. Tuttavia, si avverte, “rimangono aperte una serie di questioni relative alla possibile futura revisione normativa (possibilità che vengano fatti pagare oneri di rete e/o di sistema sull’energia autoconsumata, ndr) che, unite all’effetto amplificativo sul rischio dell’unicità del cliente finale, possono andare ad attenuare le valutazioni di ‘assoluta convenienza’ del modello”.
Il complesso dei cambiamenti normativi registratisi nel 2013 – è il bilancio che fa il report – ha avuto un forte impatto sull’esistente parco impianti con quelli di taglia grande e a terra che risultano particolarmente colpiti dalla revisione del meccanismo dei Prezzi Minimi Garantiti e dalle modifiche nel regime fiscale di riferimento. Ciò renderà necessarie “importanti attività di ottimizzazione degli asset”.
Anche per gli investimenti futuri, nei segmenti “industriale” (200 kW-1 MW) e “centrali” (> 1 MW), l’impatto delle novità normative risulta fortemente negativo, “tale da rendere più difficile raggiungere la sostenibilità economica degli impianti in grid-parity senza passare per un’importante quota di autoconsumo”. Grazie anche alla definizione dello schema SEU, la prospettiva migliore resta negli impianti sotto ai 200 kW per i quali lo Scambio sul Posto resta conveniente nonostante le modifiche.
