2.1 Barriere normative

Il ritardo rispetto agli obiettivi sull’eolico e sul fotovoltaico è dovuto sostanzialmente a tre tipi di barriere, sulle quali articoliamo le nostre proposte. 1. Barriere normative: iter autorizzativi complessi, lenti, e disomogenei sul territorio, che devono essere semplificati; 2. Barriere economiche: vi sono alti costi di investimento iniziale delle rinnovabili, con ritorni in alcuni casi incerti e comunque in attivo solo dopo 6/15 anni - bisogna assicurare che investire nelle Fonti di Energia Rinnovabili (FER) sia profittevole, ma allo stesso tempo evitare eccessivi aumenti in bolletta per l’utente finale; 3. Barriere di sistema/tecnologiche: il forte aumento di capacità rinnovabile nel lungo termine causerà problemi di stabilità alla rete elettrica. Si dovranno quindi prevedere specifici interventi per la sicurezza della rete e un’ampia diffusione di impianti di accumulo nei diversi mercati zonali e il potenziamento delle linee di trasmissione specie sull’asse Nord – Sud.

2.1 Barriere Normative LA SITUAZIONE OGGI

Una delle principali cause del rallentamento nell’installazione di nuova capacità è la scarsa partecipazione e competizione nelle gare di assegnazione per nuovi impianti di produzione di energia rinnovabile. Analizzando gli esiti degli ultimi 4 bandi, si vede infatti che più di metà della capacità rinnovabile messa a gara non è stata assegnata. La scarsa competizione alle gare non solo rallenta l’intero processo di transizione all’uso delle rinnovabili, ma comporta tariffe di aggiudicazione più alte che si riflettono in un maggiore costo in bolletta per l’utente finale (si veda box).

GLI INCENTIVI ALLE RINNOVABILI (ASTE)

Attualmente, le rinnovabili sono incentivate prevalentemente tramite il meccanismo delle aste per i “contingenti di capacità incentivabile” (DM FER 2019). La base d’asta è il livello massimo di incentivo offerto dal gestore del servizio elettrico ai produttori, e i partecipanti offrono un ribasso rispetto alla base. I partecipanti vengono ordinati sulla base del ribasso offerto (dal più alto al più basso), e il prezzo finale è determinato dall’offerta dell’ultimo aggiudicatario marginale, ovvero l’ultimo partecipante ammesso per soddisfare il totale di capacità messo ad asta. I vincitori dell’asta ricevono poi un incentivo, per tutta la vita dell’impianto, equivalente alla differenza tra il prezzo dell’energia e la tariffa stabilita al momento dell’asta. Questo fa sì che il gestore elettrico (e quindi lo Stato) si faccia carico del rischio dovuto alla volatilità nel tempo del prezzo dell’energia elettrica (e al suo persistente trend decrescente). Il costo dell’incentivo viene pagato in bolletta dall’utente finale, e pertanto più è alto il prezzo di aggiudicazione dell’asta, più alto sarà il costo in bolletta. Le tariffe di aggiudicazione in Italia si aggirano tra i 56 e i 69 €/MWh, in linea con la media Europea (60€/MWh). In alcuni Paesi si registrano però tariffe decisamente inferiori, come in Spagna, con 25 €/MWh. Per garantire prezzi di aggiudicazione inferiori è necessario che il numero di progetti presentati sia più alto e più continuo. La scarsa partecipazione dipende in gran parte da: • complessità del procedimento autorizzativo per i potenziali produttori di energia: i tempi di approvazione nell’ottenere autorizzazioni per installare nuovi impianti fotovoltaici di grande potenza e turbine eoliche si aggirano fra i 5 e i 7 anni, ben al di sopra quanto previsto dalle norme europee; • mancanza di terreni in grado di ottenere i permessi necessari: attualmente gli impianti costruiti su terreni agricoli, anche se incolti, non possono accedere agli schemi incentivanti.

L’attuale procedimento autorizzativo54 prevede l’ottenimento di un’Autorizzazione Unica (AU) tramite la presentazione di un lungo elenco di studi, permessi e nullaosta presso la Conferenza dei Servizi, un organo decisionale cui partecipano rappresentanti di autorità statali, regionali, provinciali e comunali addetti alla verifica e validazione (o eventuale respingimento) dei documenti presentati.

Questo procedimento avrebbe per legge una durata massima di 90 giorni, ma i lavori si interrompono in caso di necessità di svolgere valutazioni ambientali. Molto spesso poi ci sono casi di ambiguità nell’attribuzione delle competenze a deliberare su alcuni temi (per esempio di carattere urbanistico o paesaggistico), o casi di pareri discordi, oltre a ritardi sistematici nella delibera.

L’ottenimento delle valutazioni di impatto ambientale (VIA) è la principale criticità all’interno del processo autorizzativo. I tempi medi per la concessione di procedimenti VIA sono di oltre due anni, con picchi di addirittura sei anni. Gli attuali procedimenti di VIA conferiscono ampia discrezionalità alla Pubblica Amministrazione, e l’assenza di criteri chiari e oggettivi produce molta incertezza e scoraggia i potenziali produttori.

Considerati i tempi medi attuali di rilascio dei procedimenti autorizzativi, potrebbero volerci circa 24 anni per raggiungere gli obiettivi del PNIEC in tema di installazioni eoliche, e fino a 100 anni per il fotovoltaico.

Un altro problema è legato alla disponibilità di spazi fisici adatti. Le fonti rinnovabili sono, per loro natura, a bassa densità di energia prodotta per unità di superficie necessaria. Ciò comporta inevitabilmente la necessità di individuare criteri che ne consentano la diffusione in coerenza con le esigenze di contenimento del consumo di suolo (specialmente per il fotovoltaico) e di tutela del paesaggio (specialmente per l’eolico).

Per quel che riguarda l’individuazione dei terreni idonei agli impianti, la concessione delle autorizzazioni a costruire impianti sopra 1 MW dipende generalmente dalle Regioni; o altrimenti, per gli impianti di taglia inferiori, dai Comuni. Questa decentralizzazione comporta una disomogeneità territoriale poco ottimale nell’individuazione dei terreni e quindi nella diffusione di nuova capacità rinnovabile. Eppure i terreni ci sarebbero: con il progetto “le Banche della Terra” sono stati mappati 3,5 milioni di ettari incolti. Per costruire i 31 GW di fotovoltaico previsti dal PNIEC, ipotizzando 1,5 ha/MW, sarebbero sufficienti 46 mila ettari.

Una volta individuati i terreni, però, si può spesso incorrere in un gran numero dei vincoli capaci di ostacolare la costruzione degli impianti, come ad esempio il vincolo idrogeologico o Piano Urbanistico Territoriale Tematico (PUTT).

LE NOSTRE PROPOSTE

Proposta 2.1.1 Semplificazione e accelerazione dell’iter autorizzativo per eolico e fotovoltaico. Proponiamo di: • Ridurre il numero di interlocutori in sede di Conferenza dei Servizi, così da ridurre i casi di conflitto nel processo decisionale che spesso rallentano l’iter; • Uniformare il processo autorizzativo su tutto il territorio nazionale, sia per quanto riguarda la documentazione55 da presentare, sia per le tempistiche, che devono essere certe e non superare i due anni, come previsto dalla Direttiva UE; • Affidare ad appositi uffici tecnici regionali la gestione dell’intera procedura, eliminando la dualità Regioni/Comuni, e finanziare la formazione e l’internalizzazione di competenze tecniche da parte di funzionari regionali addetti56; • Abilitare la Commissione PNIEC ad attuare la procedura velocizzata di VIA per le valutazioni di impatto ambientale per progetti di interesse sia statale sia regionale57; • Prevedere una procedura autorizzativa ridotta (sia amministrativa, che di valutazione di impatto ambientale) per gli interventi di repowering di impianti esistenti e obsoleti qualora l’intervento non

55 Autorizzazioni, studi e permessi 56 Per maggiori dettagli sui temi della formazione in temi ambientali nella PA, si veda il Capitolo 7 57 Se in linea con gli obiettivi PNIEC e realizzati in aree idonee