Investire nelle Rinnovabili Ok - ABI Lab

ADVISORY 

Investire nelle 

rinnovabili 

Trend, opportunità, prospettive 

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Indice 

Introduzione 

1 

Il mercato delle energie rinnovabili in Italia 6 

- Il mercato dell’energia in Italia e il peso delle fonti rinnovabili 

- La politica energetica nazionale e il quadro normativo di riferimento 

2 

Gli attori del mercato italiano e le relative performance 36 

- Il contesto di riferimento 

- Benchmarking degli operatori del settore 

3 

Investire oggi nelle rinnovabili: punti di attenzione 56 

- L’evoluzione attesa del quadro normativo e i relativi impatti sui rendimenti 

- Conclusioni 

4 

Approfondimenti 69 

- Le energie rinnovabili e gli obiettivi di grid parity 

a cura di Luca Mazzoni, Amministratore Delegato Protos 

- Il Project Financing nel settore delle rinnovabili 

a cura di Marco Serifio, Partner KPMG Advisory 

- Modelli di strutturazione dei progetti d’investimento nel settore delle 

energie rinnovabili alla luce della variabile fiscale 

a cura di Stefano Cervo, Partner KStudio Associato 

- Le opportunità per gli investitori offerte dal ‘IV Conto Energia’ 

a cura di Giorgio Saraceno, Senior Manager Protos 

- Le attività M&A nel settore rinnovabili in Italia 

a cura di Alessandro Zanca, Associate Partner KPMG Advisory 

5 

Country Focus 93 

- Internazionalizzazione nelle rinnovabili 

a cura di Protos 



Introduzione 

Il settore delle energie rinnovabili, costituito da tecnologie per la 

generazione di energia elettrica non da fonte fossile e nucleare, quali 

eolico, fotovoltaico, bioenergie, geotermoelettrico, mini-idro è caratterizzato 

dal non aver ancora conseguito la cosiddetta ‘grid parity ’. Il costo pieno 

di generazione dell’energia prodotta, inclusivo della remunerazione del 

capitale investito, è dunque ancora significativamente superiore rispetto 

alle energie convenzionali e pertanto necessita di un incentivo, determinato 

dal Regolatore. 

Il settore in particolare coinvolge e determina l’attenzione essenzialmente 

di tre categorie di operatori*: 

• le società specializzate nello sviluppo e nell’esercizio di impianti 

di generazione da fonte rinnovabile, costituite sia da start up che 

dall’emanazione di grandi operatori energetici delle fonti convenzionali 

• gli investitori finanziari, quali prevalentemente i fondi infrastrutturali, 

che vedono nel settore le caratteristiche tipiche di tale tipologia di 

investimenti 

• gli operatori industriali di settori non energy, che identificano nelle 

fonti rinnovabili una potenziale opportunità di diversificazione dei propri 

investimenti. 

Si tratta di un settore regolato con ricavi certi a fronte di investimenti iniziali 

significativi, ma che nella realtà presenta due ordini di criticità. Intanto, 

sono presenti notevoli difficoltà industriali di realizzazione degli investimenti 

a causa degli iter autorizzativi complessi e della difficoltà di finanziare 

con gli istituti bancari tali opere. A questo, vanno aggiunte le significative 

discontinuità normative che si sono verificate (per il fotovoltaico) e 

sono tuttora in corso (per l’eolico e le bioenergie). Discontinuità che 

non solo hanno portato ad una rilevante riduzione degli incentivi e 

pertanto dei rendimenti, ma che hanno anche introdotto il principio del 

‘contingentamento della capacità installabile’ in un determinato periodo, 

generando notevole incertezza nella programmazione degli investimenti da 

parte degli operatori. 

A fronte di uno scenario estremamente fluido e della complessità del 

settore, esiste un oggettivo bisogno di conoscenza per capire intanto 

come si articola oggi il comparto delle rinnovabili in Italia. Questa fotografia 

rappresenta una prima base di riferimento necessaria per poter poi 

ragionare con elementi fattuali sulle sue prospettive di evoluzione futura. 

In particolare, occorre provare a rispondere ad una serie di interrogativi che 

hanno carattere ‘esistenziale’ per l’evoluzione del settore; ad esempio: 

• qual è oggi il quadro industriale e normativo effettivamente presente nel 

settore delle rinnovabile in Italia? 



Investire nelle rinnovabili 5 

• quali sono le performance reddituali degli operatori e i fattori critici di 

successo? 

• quale scenario regolamentare è ragionevole attendersi per i prossimi anni 

e con quali impatti per gli operatori? 

Lo studio, che elabora e sistematizza un vasto materiale di riferimento, si 

propone di dare risposta (almeno parzialmente) a questi temi strategici. 

Il primo capitolo è stato redatto con l’intento di costituire elemento 

propedeutico alla comprensione delle caratteristiche del settore, ad uso 

degli operatori che si avvicinano oggi allo stesso; i capitoli successivi 

costituiscono invece gli approfondimenti specialistici. 

Riteniamo che in una fase come quella attuale, dove non solo l’Italia, ma 

i Governi di tutte le principali economie occidentali si vedono costretti 

a perseguire strategie aggressive di risanamento e di tagli alla spesa 

pubblica, l’interrogativo se continuare a finanziare o meno lo sviluppo 

delle tecnologie green rappresenti un tema di stringente attualità. 

Probabilmente, con la nuova fase di austerity ormai alle porte, serviranno 

strategie creative per il sostegno allo sviluppo del settore. Di certo le 

energie rinnovabili possono rappresentare un ‘motore’ pulito per rilanciare 

l’innovazione. Non a caso, sia pure tra luci ed ombre, il settore anche 

in Italia ha generato nuove filiere, con start up da imprese industriali, 

partnership tra operatori industriali e finanziari, oppure con spin-off derivanti 

da player che operano nel settore delle energie tradizionali. 

Per un paese come il nostro, privo di fonti combustibili fossili e che 

ha deciso di abbandonare il nucleare, lo sviluppo delle rinnovabili, e il 

processo di riconversione produttiva che ne consegue, può rappresentare 

una grande opportunità ed un possibile driver per rilanciare la crescita 

all’insegna di modello di sviluppo più sostenibile. 

Gianpaolo Attanasio 

Associate Partner, KPMG Advisory 

Nota metodologica 

* E’ necessario precisare che in tale quadro non devono essere considerati, in quanto non peculiari, o non 

direttamente correlati dal punto di vista normativo, di operatività di business e di operatori coinvolti: 

• l’’efficienza energetica’, in termini di riduzione dei consumi di energia a parità di unità prodotta, che 

vede impegnate in Italia principalmente le Energy Service Company (cosiddette Es.C.O.) 

• il protocollo di Kyoto, che si focalizza sulla riduzione delle emissioni inquinanti e riguarda alcuni 

settori dell’industria (es. metallurgia, generazione convenzionale, ecc.) e dei trasporti. 

Tali temi non sono pertanto stati trattati nel presente studio. 



6 6 Investire nelle rinnovabili 

Il mercato delle energie 

rinnovabili in Italia 

a cura dell’Ufficio Studi KPMG Advisory 

Il mercato dell’energia in Italia e il peso 

delle fonti rinnovabili 

Il bilancio energetico nazionale 

Il nostro Paese, come è noto, si caratterizza per un’elevata dipendenza 

energetica dall’estero. Le importazioni coprono, infatti, il 97% del fabbisogno 

interno lordo di energia. 

Tabella 1 

Il bilancio energetico nazionale per tipologia di fonte: consumo interno 

lordo di energia, Mtep e incidenza % 

Bilancio energetico nazionale 

2000 

Mtep 

2000 

incidenza % 

... 2005 

Mtep 

... 2009 

Mtep 

2009 

incidenza % 

Petrolio 92,0 50% 85,3 73,2 41% 

Gas naturale 58,3 31% 71,2 63,9 35% 

Combustibili solidi 12,9 7% 17,0 13,1 7% 

Energia elettrica importata 9,8 5% 10,8 9,9 6% 

Rinnovabili * 12,9 7% 13,5 20,2 11% 

Consumo interno lordo di energia 185,9 100% 197,8 180,3 100% 

Mtep: milioni di tonnellate equivalenti di petrolio 

* sono inclusi anche gli impianti idroelettrici di potenza superiore a 1 MW, non considerati rinnovabili 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su dati Ministero dello Sviluppo Economico 

Nell’ultimo decennio, l’Italia ha cercato di diversificare le fonti di energia utilizzate, 

nel tentativo di riequilibrare lo sbilanciamento energetico verso l’estero e mitigare 

il rischio di approvvigionamento che deriva da tale dipendenza. 

Le fonti energetiche rinnovabili rappresentano lo strumento più innovativo per 

raggiungere una maggiore autonomia energetica, nonostante contribuiscano 

ancora in maniera estremamente limitata alla soddisfazione della domanda 

energetica nazionale (includendo anche gli impianti idroelettrici di potenza 

superiore a 1 MW, non considerati rinnovabili, si raggiunge un’incidenza dell’11% 

sul consumo interno lordo di energia), rispetto alle fonti tradizionali. 

Limitando l’analisi alla sola produzione interna di energia elettrica, l’Italia 

evidenzia, rispetto ai principali paesi europei, l’elevata dipendenza dalla 

generazione termoelettrica (77% sulla produzione nazionale totale), l’alta 

incidenza del comparto idroelettrico (prevalentemente idroelettrico con potenza 

superiore a 1 MW) e l’assenza del nucleare. 




Grafico 1 

Energia elettrica per fonte: peso % sulla produzione interna totale (2009) 

Italia 

Produzione: 288 TWh 

18% 

Germania 


4% 

2% 

2% 

1% 

Rinnovabili 

5% 

23% 

77% 

66% 

1% 

6% 


7% 

Spagna 


9% 

Media UE-27 


2% 

18% 

18% 

2% 

4% 


6% 

74% 

59% 

12% 

2% 


14% 

74% 

Termoelettrico * Idroelettrico ** Nucleare 

Eolico Geotermoelettrico Solare ed altro 

* il termoelettrico include la combustione della parte biodegradabile dei rifiuti, considerata rinnovabile e 

rientrante nelle bioenergie 

** l’idroelettrico include anche impianti di potenza superiore a 1 MW, non considerati rinnovabili 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su dati Enerdata 



8 Investire nelle rinnovabili 

Allo stato attuale, le fonti rinnovabili rappresentano la soluzione meno 

problematica per riequilibrare il bilancio energetico del nostro Paese. 

L’elevato consenso sociale espresso nei loro confronti contribuisce a tale 

convinzione. 

Inoltre, la presenza degli incentivi sostiene la profittabilità di questo settore. 

Attualmente, le fonti energetiche rinnovabili sono, infatti, economicamente 

convenienti, ma non sostenibili, se remunerate solo con i prezzi di mercato 

dell’energia elettrica, rispetto a quelle tradizionali convenzionali (termoelettrico). 

La grid parity, cioè la parità dei costi di produzione dell’energia da fonti 

convenzionali o rinnovabili, non è ancora stata raggiunta e pertanto gli incentivi 

sono necessari per consentire la diffusione e la redditività delle fonti rinnovabili. 

Il parco di generazione elettrica italiano 

Attualmente, il parco di generazione elettrica italiano è costituito da oltre 

160.000 impianti, con una potenza efficiente (corrispondente alla massima 

potenza possibile di un impianto, misurata in condizioni ottimali) pari a circa 106 

GW e una produzione elettrica di oltre 299 TWh (dati 2010). 

Tabella 2 

Il parco di generazione elettrica italiano 

Termoelettrico Rinnovabili * Idroelettrico >1 MW Totale 

2005 2010 2005 2010 2005 2010 2005 2010 

N° impianti 720 871 1.624 158.893 898 1.002 3.242 160.766 

Potenza efficiente (GW) 63 76 4 13 17 17 84 106 

Produzione (TWh) 248 222 14 28 35 49 297 299 

Produzione (incidenza %) 83% 74% 5% 9% 12% 17% 100% 100% 

* le rinnovabili includono l’idroelettrico solo di taglia pari o inferiore a 1 MW 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su dati Terna 

Le rinnovabili 

rappresentano il 12% del 

parco generativo italiano 

Nel 2010, la produzione elettrica nazionale proviene per il 74% da impianti 

termoelettrici tradizionali, per oltre il 17% da impianti idroelettrici di grandi 

dimensioni (superiori a 1 MW) e per il restante 9% da impianti a fonti 

rinnovabili. 

In particolare, il parco di generazione elettrica è formato da 871 centrali 

termoelettriche tradizionali, che utilizzano combustibili fossili, quali il gas 

naturale ed il carbone, da più di 1.000 impianti idroelettrici di grandi dimensioni 

(superiori a 1 MW) e da quasi 159.000 impianti che producono elettricità 

attraverso fonti energetiche rinnovabili; è da sottolineare che circa il 98% degli 

impianti rinnovabili è costituito da tecnologia fotovoltaica. 




Le fonti rinnovabili 

Sono da considerarsi rinnovabili quelle forme di energia generate da fonti che 

per loro caratteristica intrinseca hanno una capacità di rigenerazione superiore 

al consumo o non sono ‘esauribili’. 

Ai fini del presente documento considereremo come impianti rinnovabili 

quelli mini-idro (potenza pari o inferiore a 1 MW), eolici, fotovoltaici, 

geotermici e da bioenergia (biomasse e biogas) finalizzati alla produzione 

di energia elettrica, essendo gli altri possibili utilizzi, quali la produzione di 

calore, marginali. 

Grafico 2 

Evoluzione dell’energia prodotta: TWh, variazione % e CAGR 

0,1% 

-2,2% 

-10% 

297 

+1% 

299 

248 

222 

+15,1% 

100% 

28 

14 

35 

+7,2% 

40% 

49 


CAGR 

Idroelettrico 

> 1 MW 

Termoelettrico 

tradizionale 

Totale 

Var.% 

CAGR: crescita media annua ponderata 

2005 2010 


SCHEDE DI APPROFONDIMENTO - Le tecnologie da fonte rinnovabile 

Idroelettrico 

Tecnologia: 

Come si articola la 

tecnologia: 

Trasformazione dell’energia potenziale gravitazionale (posseduta da masse d’acqua in quota) in energia cinetica, nel 

superamento di un dislivello. L’energia cinetica prodotta viene trasformata, attraverso un alternatore accoppiato ad 

una turbina, in energia elettrica. 

In base alla durata d’invaso (tempo necessario per fornire al serbatoio un volume d’acqua pari alla sua capacità) 

distinguiamo l’idroelettrico: 

• a serbatoio: con una durata d’invaso stagionale superiore alle 400 ore 

• a bacino: una durata d’invaso, settimanale o giornaliera, compresa tra 2 e 400 ore 

• ad acqua fluente: senza serbatoi o con un serbatoio con una durata d’invaso entro le 2 ore. 

In funzione della potenza efficiente: 

• ≤ 1 MW: mini-micro idroelettrico 

• > 1 MW: piccolo e grande idroelettrico. 

Presenza della tecnologia 

(% sulla produzione idroelettrica 

nazionale nel 2010): 

• a serbatoio: 26% 

• a bacino: 31% 

• ad acqua fluente: 43%. 

• ≤ 1 MW: 4% 

• > 1 MW: 96%. 




Negli ultimi cinque anni la 

produzione da rinnovabili 

è raddoppiata in relazione 

ad una potenza installata 

più che triplicata 

Dal 2005 ad oggi, il parco di generazione elettrica italiano ha sperimentato 

una sostanziale stabilità nella produzione elettrica anche a causa della fase 

recessiva avviatasi nel 2008. In particolare, la generazione da impianti 

rinnovabili ha registrato una crescita negli ultimi cinque anni (CAGR 2005-2010: 

+15,1%), mentre quella da fonti tradizionali convenzionali ha sperimentato 

un calo complessivo (CAGR 2005-2010: -2,2%) arrestatosi solo nel 2009, 

prevalentemente grazie all’attenuazione della recessione economica. La 

recente crisi economica, cui ha fatto seguito un calo dei consumi elettrici, è 

stata sopportata, in termini di mancata produzione, interamente dagli impianti 

termoelettrici tradizionali, dal momento che le fonti rinnovabili beneficiano, 

da parte del Gestore della Rete, della cosiddetta ‘priorità di dispacciamento’ 

(ossia la garanzia di ritiro prioritario) dell’energia così prodotta rispetto a quella 

generata dagli impianti convenzionali. 

I notevoli tassi di crescita sperimentati dal settore delle rinnovabili, 

relativamente a potenza installata (CAGR 2005-2010: +27%) e produzione di 

energia, evidenziano un comparto in forte espansione, almeno fino a tutto il 

2010, grazie principalmente alla favorevole struttura degli incentivi presente nel 

nostro Paese fino a tale data. 

Analizzando l’evoluzione della potenza efficiente per le singole tipologie di 

fonti rinnovabili è possibile notare come i tassi di crescita più elevati siano stati 

registrati, nell’ordine, dal fotovoltaico, dall’eolico e dalle bioenergie. 


Bioenergie 

Definizione 

di bioenergia: 

Tecnologia: 


tecnologia: 




Qualsiasi sostanza di matrice organica, vegetale o animale, non fossile, destinata a fini energetici. Sono 

esclusi tutti i combustibili fossili (es. petrolio, carbone, metano). 

Le bioenergie rientrano fra le fonti rinnovabili in quanto le emissioni di anidride carbonica (CO 2 

) derivanti dalla 

loro combustione ai fini di produzione energetica sono pari a quelle assorbite in precedenza come vegetali. 

Combustione di bioenergia finalizzata alla produzione di energia elettrica. 

Le bioenergie si declinano in funzione della tipologia di combustibile in: 

• solide: residui di origine vegetale, agricoli e forestali, o provenienti dai rifiuti (solo la parte biodegradabile 

dei rifiuti solidi urbani viene considerata rinnovabile) 

• liquide: oli vegetali o risultato della ‘spremitura’ delle colture oleaginose (colza, girasole, soia, palma) 

• gassose (biogas): originate dalla trasformazione dei liquami o dalla digestione di colture. 

• solide: 45% 

• liquide: 33% 

• gassose: 22% 

Fotovoltaico 

Tecnologia: 


tecnologia: 




Trasformazione dell’energia solare in energia elettrica. 

Solare termodinamico: un sistema di specchi rotanti, che concentrano la radiazione solare in un ricevitore, per poi 

procedere alla generazione di energia tramite un ciclo termodinamico. Tecnologia in fase di consolidamento. 

Fotovoltaico: produzione di energia elettrica mediante conversione della radiazione solare, tramite l’effetto 

fotovoltaico, possibile grazie alle proprietà fisiche dei materiali semiconduttori (silicio) che, opportunamente trattati, 

generano elettricità se colpiti da radiazione luminosa. Si distingue in: 

• fotovoltaico tradizionale: celle fotovoltaiche capaci di convertire energia solare in elettrica, collegate ed 

incapsulate in un modulo 

• fotovoltaico a concentrazione: evoluzione del fotovoltaico tradizionale munito di sistemi ottici che concentrano la 

luce solare su celle fotovoltaiche, aumentando l’efficienza dell’effetto fotovoltaico. 

• solare termodinamico: 0% 

• fotovoltaico: 100% 




Grafico 3 

Evoluzione della potenza efficiente per tipologia di fonte rinnovabile: MW, 

variazione % e CAGR 

+29% 

255% 

+246% 

5.814 

+5% 

+2% 

+14% 

97% 

2.351 

49.471% 

3.470 

25% 

419 

523 

9% 

711 

772 

1.195 

7 

1.639 

Mini-idroelettrico Geotermoelettrico Bioenergie Fotovoltaico Eolico 

CAGR 

Var.% 

2005 2010 

CAGR: crescita media annua ponderata 


Grafico 4 

Evoluzione della potenza efficiente nel fotovoltaico: variazione % 

sull’anno precedente 

1.200% 

1.000% 

800% 

1.143% 

600% 

397% 

400% 

200% 

164% 204% 

0% 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 


Il trend di sviluppo delle fonti rinnovabili dipende essenzialmente da due fattori: 

• la remuneratività dell’incentivo, rispetto ai costi della tecnologia rinnovabile 

• la necessità di disporre di siti idonei, che restringe l’applicabilità di eolico e 

mini-idro, a fronte dell’assenza di vincoli per il fotovoltaico. 




Nella fattispecie: 

• gli incentivi legati al fotovoltaico e contenuti nel meccanismo del Conto 

Energia hanno costituito un rilevante fattore di accelerazione dello sviluppo 

del parco installato 

• mini-idro e geotermoelettrico hanno evidenziato tassi di sviluppo della 

potenza efficiente installata molto esigui, in funzione della saturazione dei siti 

idonei disponibili nel nostro Paese. 

Tabella 3 

Tabella 4 

Il parco di generazione elettrica nazionale per tipologia di fonte 

rinnovabile 

Potenza efficiente lorda 

2010 

GW % 

Eolico 5,8 45% 

Fotovoltaico 3,5 27% 

Bioenergie 2,3 18% 

Geotermoelettrico 0,8 6% 

Mini-idro 0,5 4% 

Totale rinnovabili 12,9 100% 


Produzione lorda 

2010 

TWh % 

Bioenergie 9,4 34% 

Eolico 9,1 32% 

Geotermoelettrico 5,4 19% 

Mini-idro 2,3 8% 

Fotovoltaico 1,9 7% 

Totale rinnovabili 28,1 100% 

Come si evince dalle tabelle sopra riportate, le bioenergie continuano a generare 

la quota più rilevante di energia prodotta tramite fonti rinnovabili (34% nel 2010), 

nonostante rappresentino il 18% della potenza installata del parco rinnovabili. 


Eolico 

Tecnologia: 


tecnologia: 

Conversione dell’energia cinetica in energia elettrica. L’impianto eolico è composto da aerogeneratori, turbine che 

trasformano l’energia cinetica del vento in elettrica, disposti in funzione dell’orografia del terreno e della classe di vento. 

Gli impianti (aerogeneratori) possono essere suddivisi, in funzione della potenza del singolo aerogeneratore in: 

• 1-200 kW: micro-eolico 

• 200-800 kW: mini-eolico 

• > 800 kW: grande eolico 

NB: 1.000 kW = 1 MW 

In base al luogo d’installazione: 

• on-shore: impianti installati sulla terraferma 

• off-shore: installati ad alcune miglia dalla costa marina, per meglio utilizzare la forte esposizione alle correnti 

eoliche di tali zone. 

Geotermoelettrico 

Tecnologia: 


tecnologia: 




Trasformazione dell’energia termica presente nel fluido geotermico (vapore d’acqua oppure miscela di acqua e 

calore) in energia elettrica. 

In un sistema geotermico l’acqua forma delle falde sotterranee; per effetto del calore contenuto nelle rocce l’acqua 

si riscalda fino a raggiungere temperature elevate. In queste condizioni il fluido può risalire in superficie secondo due 

differenti modalità: 

• vie naturali (come sorgenti termali, fumarole e geyser) 

• perforazioni meccaniche artificiali (pozzi geotermici). 

• Sistemi ad alta entalpia (ad alta temperatura), in cui il fluido geotermico presenta temperature superiori a 150° C 

che consentono la produzione di elettricità tramite centrali geotermoelettriche. 

• Sistemi ad alta entalpia: 100%. 




Tale fenomeno è rappresentato dal cosiddetto ‘load factor’, ovvero dalle ore di 

funzionamento che la tecnologia, per unità di potenza installata (1 MW), è in 

grado di generare: 

• geotermoelettrico: circa 5.500 – 7.000 ore/anno 

• bioenergie: circa 5.000 – 6.000 ore/anno 

• eolico: circa 1.800 - 2.200 ore/anno 

• mini-idro: circa 1.500 – 2.000 ore/anno 

• fotovoltaico: circa 1.100 – 1.400 ore/anno 

a fronte di un impianto termoelettrico, che può funzionare: 

• tecnologia ‘peak-load ’, es. turbogas a ciclo aperto: 1.500 - 2.500 ore/anno 

• tecnologia ‘mid-merit ’, es. impianto a gas a ciclo combinato (CCGT): 3.000 – 

5.000 ore/anno 

• tecnologia ‘base-load ’, es. carbone, nucleare: 6.000 - 7.500 ore/anno. 

Grafico 5 

Distribuzione macro-regionale della produzione elettrica lorda per 

tipologia di fonte rinnovabile: contributo % di ogni macro-Regione in 

GWh (2010) 

Totale rinnovabili: 

1° Italia Meridionale e Insulare, 2° Italia Settentrionale, 3° Italia Centrale 

25% 

1% 10% 

64% 

7.463 

GWh 

Mini-idro: 

1° Italia Settentrionale (forte prevalenza della risorsa idrica) 

Eolico: 

pressochè esclusivamente nell’Italia Meridionale e Insulare 

7.014 

GWh 

4% 1% 6% 

77% 

12% 

Fotovoltaico: 

1° Italia Meridionale e Insulare con 775 GWh (grandi centrali FV), 

2° Italia Settentrionale con 741 GWh (prevalentemente uso residenziale), 

3° Italia Centrale con 390 GWh 

Geotermoelettrico: 

presente esclusivamente nell’Italia Centrale 

1% 

Bioenergie: 

1° Italia Settentrionale (rilevante disponibilità di scarti agro-forestali), 

2° Italia Meridionale e Insulare 

13.616 

GWh 

65% 

6% 

28% 

Totale rinnovabili Mini-idro Eolico 

Fotovoltaico Geotermoelettrico Bioenergie 





Come si può constatare dal grafico sopra riportato, la distribuzione geografica 

del parco di generazione elettrica da fonti rinnovabili non è omogenea sul 

territorio nazionale. Nonostante impianti a fonti rinnovabili si trovino ormai 

in tutte le Regioni italiane, la diversa distribuzione di risorse naturali e la 

conformazione del territorio fanno si che alcune fonti rinnovabili si concentrino 

in alcune Regioni. 

Sullo sviluppo geografico disomogeneo delle fonti rinnovabili possono influire 

anche differenti iter autorizzativi e incertezze legati ai tempi e alle modalità di 

connessione alla rete. 

Tabella 5 

La produzione lorda di energia elettrica per Regione e per fonte 

rinnovabile in GWh: ordinamento per Regione in base alla produzione 

lorda totale (2010) 

Regione Mini-idro Eolico Fotovoltaico Geotermoelettrico Bioenergie Produzione da 

rinnovabili totale 

Quota su totale 

rinnovabili Italia % 

Toscana 83 76 80 5.376 378 5.993 21,3% 

Puglia 2 2.103 412 1.298 3.816 13,6% 

Sicilia 0,2 2.203 97 150 2.451 8,7% 

Lombardia 313 190 1.903 2.405 8,6% 

Campania 17 1.333 46 827 2.223 7,9% 

Emilia Romagna 65 25 153 1.580 1.823 6,5% 

Sardegna 1.036 74 570 1.680 6,0% 

Calabria 14 953 46 583 1.597 5,7% 

Piemonte 517 22 121 450 1.110 3,9% 

Veneto 248 2 129 367 746 2,7% 

Molise 29 532 13 138 712 2,5% 

Trentino Alto Adige 452 2 92 138 684 2,4% 

Basilicata 14 458 46 162 680 2,4% 

Lazio 34 15 152 318 520 1,8% 

Abruzzo 48 329 40 40 457 1,6% 

Friuli Venezia Giulia 161 44 241 446 1,6% 

Marche 132 104 85 321 1,1% 

Liguria 45 35 11 114 204 0,7% 

Umbria 32 2 54 92 180 0,6% 

Valle d’Aosta 39 2 6 47 0,2% 

Italia 2.245 9.126 1.906 5.376 9.440 28.093 100,0% 


La prima Regione italiana in termini di produzione elettrica da rinnovabili, è la 

Toscana, trainata dal load factor del geotermoelettrico. Seguono la Puglia e 

la Sicilia, con un’elevata produzione dall’eolico, e la Lombardia con una forte 

incidenza nelle bioenergie. 




Uno sviluppo a metà, tra sostegno pubblico e ricerca della 

grid parity 

Per riequilibrare l’elevata dipendenza energetica dall’estero e il conseguente 

rischio di approvvigionamento, l’Italia, negli ultimi anni, ha cercato di 

diversificare le fonti energetiche utilizzate. 

In questo contesto, le fonti rinnovabili rappresentano una delle soluzioni per 

riequilibrare il bilancio energetico italiano, anche grazie ad un elevato consenso 

sociale e alla conformità con le direttive comunitarie. 

Sostenuti da un sistema di incentivi molto favorevole, gli impianti rinnovabili 

sono stati interessati da un forte sviluppo nel quinquennio 2005-2010, che ha 

favorito in particolare comparti come il fotovoltaico e l’eolico. Altre fonti, come 

il mini-idro e il geotermoelettrico, hanno evidenziato livelli di sviluppo molto più 

contenuti in relazione alla limitata disponibilità di siti idonei alla loro installazione. 

Le rinnovabili non hanno ancora conseguito la grid parity e pertanto 

in questa fase gli incentivi rimangono determinanti per lo sviluppo del 

settore. 




La politica energetica nazionale e il 

quadro normativo di riferimento 

Le politiche per l’energia e l’ambiente 

L’Italia ha assunto 

l’impegno di raggiungere, 

entro il 2020, la copertura 

del 17% dei consumi 

di energia mediante 

impiego delle rinnovabili 

Il dibattito mondiale sviluppatosi nel corso dell’ultimo decennio (dal Protocollo 

di Kyoto in poi) intorno a materie quali il clima e l’ambiente, la stabilità degli 

approvvigionamenti e la sicurezza energetica, ha avuto ripercussioni nell’ambito 

dell’Unione Europea, favorendo la definizione di una politica integrata per 

l’energia e l’ambiente. 

Nel 2009 la Commissione Europea ha approvato il cosiddetto ‘Pacchetto 

Clima-Energia 20/20/20’ (o Green Package), contenente le misure di politica 

energetica e ambientale finalizzate a raggiungere contestualmente, nel 2020, 

la riduzione delle emissioni di gas climalteranti, la promozione dell’efficienza 

energetica e lo sviluppo delle fonti rinnovabili. 

Rispetto a quest’ultimo tema, la Direttiva 2009/28/CE, nel porre l’obiettivo 

del 20% di fonti rinnovabili sui consumi energetici (1) entro il 2020, ha ripartito 

l’onere tra gli Stati membri, attribuendo precisi obiettivi nazionali vincolanti. 

All’Italia è stato assegnato l’obiettivo del raggiungimento nel 2020 di 

una quota di energia da fonti rinnovabili del 17% (si veda la scheda di 

approfondimento). La Direttiva ha inoltre previsto che, sempre al 2020, in 

ciascuno Stato sia assicurata una quota di copertura dei consumi nel settore 

trasporti mediante energie da fonti rinnovabili pari al 10%. 

L’Italia ha recepito mediante il Decreto Legislativo 28 del 3 marzo 2011 la 

Direttiva 2009/28/CE riguardante la promozione dell’uso dell’energia da fonti 

rinnovabili; il Decreto, oltre ad accogliere in via definitiva gli obiettivi nazionali 

previsti per il 2020 (17% del consumo finale lordo di energia e 10% dei 

consumi nel settore trasporti mediante impiego di fonti rinnovabili) e a far propri 

alcuni degli indirizzi e delle azioni previste nel Piano di Azione Nazionale (PAN), 

ha inoltre stabilito: 

• il termine della fine di giugno 2011 per la definizione e la quantificazione del 

burden sharing territoriale, già ribadito nel PAN Fonti Rinnovabili (allo stato 

attuale non è stato ancora emanato alcun provvedimento specifico); 

• una revisione dei meccanismi incentivanti per la produzione di energia 

elettrica da fonti rinnovabili (in particolare Certificati Verdi e incentivi per il 

fotovoltaico) ed un loro allineamento allo scopo di promuovere un’uniformità 

di applicazione tra le diverse fonti; 

• le linee guida per la semplificazione delle autorizzazioni per gli impianti 

alimentati da fonti rinnovabili, che dovranno poi trovare applicazione in altrettanti 

provvedimenti legislativi (es. Decreto Interministeriale del 5 maggio 2011). 

(1) 

definiti come “..i prodotti energetici forniti a scopi energetici all’industria, ai trasporti, al terziario, al residenziale in termini di consumo di 

elettricità e di calore, incluse le perdite di elettricità e di calore con la distribuzione e la trasmissione di energia..”. 





Gli obiettivi quantitativi per le energie rinnovabili in Italia: 

il ‘Pacchetto 17/20/20’ 

In linea con quanto disposto dalla Direttiva 2009/28/CE, l’Italia ha assunto l’impegno di raggiungere, entro il 2020, la copertura 

del 17% dei consumi finali lordi di energia mediante l’uso di energia prodotta da fonti rinnovabili. La Direttiva ha inoltre 

previsto l’obiettivo della copertura del 10% dei consumi nel settore trasporti mediante impiego di fonti rinnovabili. 

Tenendo conto delle potenzialità interne di utilizzo delle fonti rinnovabili, il Piano di Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili 

(PAN FER) ha tradotto gli obiettivi stabiliti dalla Direttiva comunitaria in altrettanti obiettivi quantitativi riguardanti i tre settori di 

intervento (elettricità, calore e trasporti). 

Consumi finali lordi da fonti rinnovabili e obiettivi al 2020 

Quadro 

Complessivo 

Elettricità 

Calore 

Trasporti 

Trasferimenti da altri Stati 

Totale 

Trasporti ai fini dell’obt.10% 

Consumi 

da FER 

Mtep 

2008 

Consumi 

finali lordi 

Mtep 

FER/ 

Consumi 

% 

5,2 30,4 17,0% 

3,2 58,5 5,5% 

0,7 42,6 1,7% 

- - - 

9,1 131,6 6,9% 

0,9 37,7 2,4% 

Consumi 

da FER 

Mtep 

2020 

Consumi 

finali lordi 

Mtep 

FER/ 

Consumi 

% 

8,5 32,2 26,4% 

10,5 61,2 17,1% 

2,5 39,6 6,4% 

1,1 - - 

22,6 133,0 17,0% 

3,4 34,0 10,1% 

Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico 

In sintesi, il PAN FER prevede di: 

• stabilizzare i consumi finali complessivi di energia primaria a 133 Mtep, grazie anche alla contestuale promozione di nuovi 

interventi di efficienza energetica finalizzati a ridurre i consumi finali di circa l’8,7%, rispetto ai consumi di energia primaria 

al 2020 previsti pari a 146,6 Mtep 

• aumentare il consumo finale di energia derivante da fonti rinnovabili fino a 22,6 Mtep, con un incremento previsto di circa 

il 148% rispetto ai consumi registrati nel 2008 (9,1 Mtep) che dovrebbe essere così distribuito: 

- 8,5 Mtep in termini di energia elettrica da fonti rinnovabili 

- 10,5 Mtep in termini di calore da fonti rinnovabili 

- 2,5 Mtep in termini di biocarburanti 

- 1,1 Mtep sfruttando il trasferimento da altri Stati dell’Unione Europea. 

Gli obiettivi al 2020 per i consumi finali lordi di energia elettrica 

Elettricità 

Idroelettrica 

Geotermica 

Fotovoltaica 

Eolica 

Bioenergie 

Totale 

Consumo finale 

lordo FER 

(Mtep) 

2020 

Peso FER su 

consumi 

finali lordi 

% 

3,6 11,2% 

0,6 1,8% 

1,0 3,0% 

1,7 5,3% 

1,6 5,0% 

8,5 26,4% 

Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico 

Rispetto a ciascun settore di intervento, il Piano declina gli obiettivi indicativi e non vincolanti per le diverse tipologie di 

fonti rinnovabili. In particolare, con riferimento alla produzione di energia elettrica gli incrementi più marcati nell’uso di fonti 

alternative sono previsti rispetto ai consumi elettrici da fonte eolica e solare (soprattutto fotovoltaica). 

FER = fonte di energia rinnovabile 

Mtep = milioni di TEP tonnellata equivalente di petrolio: rappresenta la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo (pari a circa 

42 miliardi di joule) ed equivale a 5,348 MWh. 




Il Piano di Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili 

(PAN FER) 

Il documento, oltre ad individuare azioni ed obiettivi quantitativi nelle 

diverse aree di intervento (energia elettrica, riscaldamento/raffrescamento e 

trasporti) specifici per ciascuna tecnologia ed applicazione (si veda la scheda 

di approfondimento), prevede la condivisione dei target nazionali con le 

Regioni attraverso la definizione di un burden sharing territoriale che favorisca 

l’armonizzazione dei vari livelli di programmazione pubblica, delle legislazioni di 

settore e delle attività di autorizzazione degli impianti e delle infrastrutture. 

Le Regioni, che a seguito del riassetto di competenze sono diventate tra le 

principali responsabili delle politiche energetiche nel nostro Paese, hanno 

sviluppato, attraverso i Piani Energetici Regionali (PER), una programmazione 

degli interventi in campo energetico rivolti, tra l’altro, allo sviluppo e 

all’incentivazione delle fonti rinnovabili nei rispettivi territori. 

Tabella 6 

Piani Energetici Regionali e Provinciali 

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

V.d’Aosta 

Liguria 

Piemonte 

Umbria 

Marche 

Calabria 

Veneto 

Molise 

Sardegna* 

Friuli V.G. 

E.Romagna 

Puglia 

Toscana 

Lazio* 

Lombardia* 

Sicilia 

Abruzzo 

Campania 

P.A.Trento* 

Basilicata* 

* ultimi aggiornamenti approvati dei Piani 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su informazioni regionali 

Dal 2000 ad oggi il PER è stato approvato in tutte le Regioni italiane. La 

Provincia autonoma di Bolzano ha adottato un Piano Energetico Provinciale già 

nel 1997. 

Nonostante la mancanza di un modello comune di riferimento e di un 

coordinamento da parte dello Stato nella loro redazione, i PER forniscono una 

significativa valutazione del potenziale sfruttabile per la produzione di energia 

da fonti rinnovabili nei rispettivi territori e del relativo impatto ambientale ed 

economico, e rappresentano uno strumento per la costruzione di uno scenario 

coerente con la Strategia Energetica Nazionale e con il burden sharing previsto 

dal PAN FER. 




Gli strumenti del Legislatore per promuovere 

e regolare lo sviluppo delle fonti rinnovabili 

In Italia il quadro normativo riguardante il settore delle rinnovabili si sviluppa lungo 

le seguenti direttrici principali: 

• un’articolata struttura di incentivi, distinti per tecnologia e taglia dimensionale 

dell’impianto 

• un complesso e stratificato assetto autorizzativo, anch’esso articolato in 

relazione alla taglia dimensionale e alla Regione di ubicazione del sito. 

La struttura degli incentivi per gli impianti da fonte 

rinnovabile 

Il rapido sviluppo delle rinnovabili è stato favorito nei principali Paesi europei da 

rilevanti programmi di sostegno volti a rendere profittevoli gli investimenti, la cui 

struttura può essere ricondotta ad una delle seguenti categorie: 

• regimi di mercato (metodi di quantità), quali ad esempio i Certificati Verdi 

• regimi amministrati (metodi di prezzo), quali Feed-In Tariff (FIT, come la Tariffa 

Omnicomprensiva), Feed-In Premium (FIP, quale incentivo addizionale rispetto 

alla remunerazione dell’energia elettrica venduta a prezzi di mercato), gli 

incentivi in conto capitale, gli incentivi fiscali. 

L’Italia ha adottato meccanismi di incentivazione di entrambe le categorie, come 

illustrato di seguito. 

Tabella 7 

Le modalità di incentivazione connesse all’obiettivo di politica energetica di 

generazione di energia da fonti rinnovabili 

Soggetti 

destinatari 

Produttori 

di energia 

da fonti 

rinnovabili 

Modalità 

d’incentivazione 

CIP 6 

Certificati Verdi 

Entrata in vigore Fonte rinnovabile 

di applicazione 

Dal 1992 al 1999; 

non applicabile ai 

nuovi impianti 

Dal 1999; in fase 

di superamento 

con meccanismo 

di feed-in tariff + 

quote di installato 

contingentate 

Tutte le fonti, incluse 

alcune convenzionali 

‘ad alta efficienza’ 

Tutte le fonti ad 

eccezione del 

fotovoltaico 

IV Conto Energia Dal 5/5/2011 Fotovoltaico 

Tutte le fonti 

(fotovoltaico escluso) 

Tariffa 

Omnicomprensiva Dal 1/1/2008 con potenza fino ad 

1 MW (200 kW per 

l’eolico) 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su normativa nazionale 

Durata incentivo 

Fino a 15 anni 

di cui i primi 8 anni con incentivo 

addizionale 

15 anni 

per impianti che entreranno in esercizio 

entro il 31/12/2012 

Normativa ancora in fase di definizione 

per gli impianti che entreranno in esercizio 

dopo il 2012 

20 anni 


entro il 31/12/2016; quote di installato 

contingentate per gli impianti in esercizio 

dal 1/9/2011 

Per gli impianti in esercizio dopo il 2016, 

normativa ancora in fase di definizione 

15 anni 


entro il 31/12/2012 

Ricavi totali per il 

produttore 

Assimilabile ad una Tariffa 

Omnicomprensiva 

Vendita di energia elettrica 

a prezzi di mercato 

+ incentivo di valore 

variabile 

(valore determinato in 

base al prezzo sul mercato 

dei CV) 

Vendita di energia elettrica 

a prezzi di mercato o a 

valore predeterminato 

(a scelta del produttore) 

+ incentivo di valore 

predefinito 

Vendita di energia 

elettrica ad un prezzo 

omnicomprensivo che già 

include l’incentivo 

Si rimanda alle schede di approfondimento dedicate per una descrizione dei 

diversi sistemi di incentivazione e della compatibilità dei vari meccanismi. 




Compatibilità tra i diversi meccanismi di incentivazione 

Anche se una singola fonte o tecnologia può optare tra più sistemi di incentivazione, i diversi meccanismi non 

sono tra loro cumulabili: 

• il Conto Energia è applicabile esclusivamente al fotovoltaico e, quindi, esclude la possibilità di accedere alla Tariffa 

Omnicomprensiva e ai Certificati Verdi 

• rispetto a tutte le altre fonti, la Tariffa Omnicomprensiva non è compatibile con i Certificati Verdi: una taglia ridotta 

dell’impianto definisce la possibilità di accedere in via alternativa al regime della Tariffa Omnicomprensiva rispetto a 

quello del Certificato Verde. 

Schema riassuntivo dei sistemi di incentivazione 

Fonte rinnovabile 

Fotovoltaica 

Dimensione impianto 

(NB: 1.000 kW = 1 MW) 

fotovoltaico > 1 kW 

fotovoltaico integrato da 1 kW a 5.000 kW 

a concentrazione da 1 kW a 5.000 kW 

Sistema di incentivazione 

Tariffa Omnic. Certificati Verdi Conto Energia 

Elettricità da bioenergie 

Cogenerazione da 

bioenergie 

Eolica 

Idroelettrica 

Geotermia 

Mareomotrice e moto 

ondoso 

termodinamico 

fino a 1.000 kW * * 

oltre 1.000 kW 

fino a 1.000 kW * * 


fino a 200 kW (micro/mini eolico) * * 

oltre 200 kW 

offshore 

fino a 1.000 kW (micro/mini idro) * * 


fino a 1.000 kW * * 


fino a 1.000 kW * * 


* per impianti con potenza nominale inferiore a 1.000 kW (200 kW per l’eolico) è possibile optare, su richiesta, per la TO 





I costi attesi dal sistema per il raggiungimento degli 

obiettivi al 2020 

I sistemi di incentivazione sin qui descritti rappresentano un fattore rilevante 

che ha garantito fino ad ora la crescita delle rinnovabili in Italia. Sono emerse 

in tempi recenti fondate preoccupazioni in merito alla sostenibilità economica, 

nel medio termine, degli attuali meccanismi di incentivazione posti a carico dei 

consumatori. 

Tabella 8 

Il costo degli strumenti di incentivazione dell’energia elettrica 

prodotta da fonti rinnovabili 

Regimi di 

incentivazione 

CIP 6 (solo rinnovabili) 


Tariffa Fissa Omnicomprensiva 

Conto Energia fotovoltaico 

2008 

Energia Costo 

TWh Euro mln 

7,8 948 

10,5 615 

0,2 36 

0,2 110 

2009 

Energia Costo 

TWh Euro mln 

6,9 810 

17,4 1.296 

0,7 112 

0,7 303 

2010 

Energia Costo 

TWh Euro mln 

6,3 780 

21,2 1.580 

1,2 212 

2,0 826 

2011 * 

Energia Costo 

TWh Euro mln 

5,2 520 

24,0 2.100 

1,5 270 

10,0 3.500 

Totale 

di cui in A3 

18,7 1.709 

1.109 

25,7 2.521 

1.872 

30,7 3.398 

2.758 

40,7 6.390 

5.690 

* stima 

Fonte: Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas 

Come emerge dalla tabella sopra riportata, infatti, il costo complessivo per 

l’incentivazione delle sole fonti rinnovabili (escluse cioè le fonti assimilate, 

nonché gli ulteriori sistemi incentivanti previsti per il conseguimento degli 

obiettivi di efficienza energetica e di riduzione delle emissioni inquinanti) nel 2010 

ha raggiunto 3,4 miliardi di Euro e si prevede superi i 6 miliardi di Euro alla fine 

del 2011; di questi, ben l’80% è stato posto a carico della componente A3 

della bolletta elettrica ed è pertanto pagato dai consumatori finali. 

Il costo degli incentivi a 

carico del Sistema Paese 

per il sostegno 

delle rinnovabili supererà, 

a fine 2011, 

6 miliardi di Euro 

Nello specifico: 

• gli oneri derivanti dai Certificati Verdi nel 2010 sono più che raddoppiati 

rispetto al valore registrato nel 2008. Il costo complessivo di questo sistema 

di incentivazione dovrebbe raggiungere nel 2011 circa 2,1 miliardi di Euro, in 

aumento del 33% rispetto al 2010 

• sebbene in valore assoluto l’onere relativo sia stato inferiore a quello 

registrato per i Certificati Verdi, l’incremento più significativo è stato raggiunto 

dal Conto Energia per il fotovoltaico, che nel 2010, a fronte di un raddoppio 

del numero degli impianti entrati in esercizio rispetto all’anno precedente, 

è quasi triplicato rispetto agli oneri del 2009, superando 800 milioni di Euro 

(ben +650% sul 2008). In considerazione dell’ulteriore incremento del parco 

generativo da fonte solare nel 2011, concentratosi in particolare nella prima 

metà dell’anno sull’onda delle attese di modifica del meccanismo del Conto 

Energia, gli oneri di tale forma di incentivazione sono previsti in ulteriore 

aumento (oltre il 300% di crescita sul 2010). 




Gli incentivi hanno accelerato lo sviluppo del settore, ma 

rappresentano un sistema non sostenibile 

Il favorevole livello di incentivazione, rispetto ai costi delle tecnologie 

rinnovabili, ha favorito una forte crescita della potenza installata da energie 

alternative, che è raddoppiata negli ultimi quattro anni, a fronte di una spesa 

per incentivi per il Sistema Paese che è quasi quadruplicata. Sebbene tale 

sistema d’incentivazione abbia contribuito ad accelerare lo sviluppo del parco 

generativo da fonti rinnovabili in ottica del conseguimento degli obiettivi imposti 

dall’Unione Europea, sono però emerse alcune criticità: 

• un parco installato, in particolare per il fotovoltaico, non ottimizzato rispetto 

alle tecnologie ed ai relativi costi di capitale installato inferiori, attesi nei 

prossimi anni, per la realizzazione degli impianti, con conseguente maggiore 

livello di spesa per TWh di energia rinnovabile prodotta 

• un livello di spesa, per finanziare la struttura di incentivi, in forte crescita e 

probabilmente non sostenibile nel medio termine nell’ambito di politiche di 

contenimento della spesa pubblica. 




SCHEDE DI APPROFONDIMENTO - I sistemi di incentivazione 

Il provvedimento CIP n. 6/92 

Il provvedimento CIP n. 6/92 ha costituito, all’inizio degli anni 

’90, il primo rilevante intervento di incentivazione delle fonti 

rinnovabili nel nostro Paese, la cui caratteristica peculiare è 

consistita nella sua applicazione anche alle cosiddette fonti 

‘assimilate’, ovvero a fonti energetiche convenzionali definite 

all’epoca ‘ad alta efficienza’, quali impianti a ciclo combinato 

gas con cogenerazione di vapore e impianti di generazione di 

energia elettrica con gli scarti della raffinazione petrolifera. 

Ambito di applicazione e riferimenti 

normativi 

Il meccanismo di cui al provvedimento CIP n. 6/1992, 

emesso a fronte della Legge 9 del 1991, prevedeva la 

valorizzazione dell’energia elettrica prodotta da impianti 

alimentati da fonti rinnovabili e assimilate (cogenerazione, 

termovalorizzazione, ecc.) e la cessione dell’energia prodotta 

(inizialmente ad Enel, ai tempi monopolista e gestore della 

rete, poi al GSE) attraverso la determinazione di prezzi di 

cessione incentivanti, rivisti periodicamente, stabiliti dal 

Comitato Interministeriale Prezzi (CIP). 

Il Decreto Ministeriale 24 gennaio 1997 ha sospeso la 

procedura di ammissione agli incentivi, nonché le iniziative 

finalizzate alla stipula delle convenzioni di cessione di energia 

con Enel. La Legge 99/2009 ha inoltre promosso meccanismi 

di risoluzione volontaria e anticipata delle convenzioni CIP 6 

riguardanti impianti alimentati da combustibili di processo 

o residui o recuperi di energia (es. gassificazione tar, gas 

siderurgici, ecc.) e assimilati alimentati da combustibili fossili 

(per esempio gas naturale); il meccanismo di risoluzione 

consiste nell’anticipare ai produttori CIP 6 tutti i futuri ricavi 

derivanti dalla vendita di energia. 

Meccanismo dell’incentivo e durata 

Gli impianti ammessi nelle graduatorie CIP 6 beneficiavano 

degli incentivi fino al termine della scadenza delle relative 

convenzioni (la cui durata massima era di 15 anni), 

percependo una tariffa inclusiva di: 

• una remunerazione per l’energia elettrica ceduta, che 

corrispondeva sostanzialmente ai costi evitati ad Enel per 

la realizzazione, l’esercizio (incluso il relativo combustibile) 

e la manutenzione di nuovi impianti alimentati da fonti 

tradizionali 

Oneri dell’incentivo e relativa copertura 

L’onere complessivo derivante da questo sistema 

incentivante è stato principalmente determinato dalla 

differenza tra i costi sostenuti dal GSE per il ritiro 

dell’energia elettrica CIP 6 secondo le modalità previste dal 

provvedimento e i ricavi ottenuti dal GSE per la rivendita della 

stessa energia sul mercato tramite meccanismo di asta, ad 

un prezzo inferiore al livello di mercato. La copertura di tale 

costo è stata posta a carico dei clienti del settore elettrico, 

essendo addebitato direttamente alla componente tariffaria 

A3 della bolletta dei consumatori finali. Nel 2010 tali oneri 

hanno raggiunto 1,7 miliardi di Euro, dei quali 780 milioni di 

Euro per le sole fonti rinnovabili. 

Criticità 

L’aggiornamento periodico dei prezzi di cessione da parte 

del CIP ha, di fatto, rispecchiato quasi esclusivamente le 

variazioni del tasso di inflazione e del costo del gas naturale 

(il combustibile ‘evitato’ da Enel); non sono invece stati 

applicati aggiornamenti e revisioni che tenessero conto 

dell’evoluzione tecnologica e consentissero quindi una 

differenziazione dei valori di incentivazione in relazione al 

momento in cui l’impianto incentivato entrava in esercizio. 

Tale situazione ha comportato, soprattutto nel caso di 

impianti entrati in esercizio alcuni anni dopo il 1992, la 

presenza di valori unitari degli incentivi eccessivi rispetto 

all’effettivo costo della tecnologia. 

Possibile evoluzione 

Negli anni a venire questi costi netti a carico dei clienti 

del settore elettrico, alla luce dei soli impianti attualmente 

oggetto dell’incentivazione, sono destinati ad esaurirsi 

progressivamente con lo scadere delle convenzioni, anche 

per effetto dell’applicazione della Legge 99/2009 in materia 

di risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 in essere. 

E’ comunque ancora possibile l’entrata in esercizio di 

impianti alimentati a rifiuti (da realizzarsi, appunto, nell’ambito 

dell’emergenza rifiuti), ammessi a godere, anche da leggi 

recenti, dell’incentivazione CIP 6. 

• un’ulteriore componente incentivante specifica per 

tecnologia impiegata (erogata per i primi otto anni di 

esercizio dell’impianto). 




I Certificati Verdi (CV) 


normativi 

Il Decreto Legislativo 79/1999 ha introdotto l’obbligo, a 

carico dei produttori e degli importatori di energia elettrica 

da fonti tradizionali, di immettere annualmente nel sistema 

elettrico nazionale una quota minima di energia prodotta da 

impianti alimentati da fonti rinnovabili. Questa quota minima, 

inizialmente fissata al 2% dell’energia non rinnovabile 

prodotta o importata nell’anno precedente eccedente 

i 100 GWh (al netto di cogenerazione, autoconsumi ed 

esportazioni), ha subito incrementi annui stabiliti per Legge 

(D.Lgs. 387/2003, L. 244/2007), e nel 2012 raggiungerà il 

7,55%. 

Produttori ed importatori possono adempiere a tale obbligo 

immettendo in rete energia elettrica prodotta da impianti 

qualificati ‘IAFR’ (impianti di generazione elettrica alimentati 

da fonti rinnovabili) di loro proprietà oppure, qualora non 

fossero in grado di soddisfare in toto o in parte tale obbligo, 

acquistando da altri produttori da fonti rinnovabili titoli (i 

Certificati Verdi) comprovanti la produzione di energia ‘verde’ 

equivalente. 


I Certificati Verdi (CV) sono titoli rilasciati dal GSE ed 

attestano la produzione di elettricità da fonti rinnovabili, con 

l’esclusione del fotovoltaico, mediante impianti entrati in 

esercizio dopo il 1° aprile 1999. Il numero di CV rilasciati varia 

in base a coefficienti moltiplicativi differenziati per fonte. Il 

meccanismo rappresenta un incentivo in quanto si crea un 

mercato tra i produttori da fonti rinnovabili, che dispongono 

dei CV, e i generatori da fonte rinnovabile che annualmente 

devono ottemperare al proprio obbligo. I CV sono scambiabili 

attraverso contratti bilaterali o tramite contrattazione 

all’apposita Borsa, istituita presso il Gestore dei Mercati 

Energetici, ad un prezzo determinato dall’equilibrio domandaofferta; 

per i CV invenduti è previsto il ritiro a prezzo 

determinato da parte del GSE. 

I CV hanno validità triennale dal momento della produzione 

della relativa energia rinnovabile; sono rilasciati per i primi 

15 anni di funzionamento degli impianti (per quelli entrati 

in esercizio dopo il 31 dicembre 2007; 12 anni per impianti 

entrati in esercizio in precedenza) ed aventi una potenza 

media nominale superiore a 1 MW; per impianti di potenza 

inferiore, invece, è possibile optare, su richiesta, per la Tariffa 

Omnicomprensiva (si veda il relativo approfondimento). 


L’onere complessivo di tale programma di incentivazione è 

costituito da due componenti: 

• i costi che i soggetti obbligati all’acquisto dei CV (i generatori 

convenzionali) sostengono per l’adempimento all’obbligo 

stesso. Tale onere è posto indirettamente a carico dei clienti 

finali nei prezzi dell’energia elettrica offerti dai generatori 

convenzionali, anche se non è espressamente coperto da 

una specifica voce della tariffa elettrica; 

• la seconda componente deriva dall’obbligo di ritiro, in capo 

al GSE, dei CV invenduti (L. 244/07 e D.M. 18/12/2008); il 

relativo costo è posto a carico della componente tariffaria 

A3 (e pertanto sostenuto dai consumatori finali del settore 

elettrico). 

Criticità 

Nel 2009, a fronte dell’emissione di CV per oltre 17 TWh, 

la domanda obbligatoria di tali titoli è stata di circa 8,5 TWh; 

nel 2010 l’energia elettrica incentivata con i CV è cresciuta a 

circa 21,2 TWh. Da tali dati si può notare l’entità dell’eccesso 

d’offerta; tale sovra-produzione è prevista in aumento nei 

prossimi anni e solo per il 2010 ha determinato un costo 

per il GSE, da ritiro dei CV invenduti, pari a circa 640 milioni 

di Euro, finanziati dalla componente A3 della bolletta dei 

consumatori finali. 


Il costo crescente per il Sistema Paese ha prodotto il D.Lgs. 

28/11, che dispone le tappe per la progressiva eliminazione 

del meccanismo dei CV. Gli impianti che entreranno 

in esercizio dopo il 31 dicembre 2012 non saranno più 

incentivati attraverso i CV, bensì secondo nuovi regimi di 

sostegno, che prevedono: 

• la progressiva scomparsa, attraverso una riduzione graduale 

in tre anni, delle quote dell’obbligo a carico dei produttori da 

fonti non rinnovabili, che si azzereranno nel 2015 

• la cessazione dell’emissione dei CV al 2015; il diritto a 

fruire dell’incentivazione verrà commutato nei nuovi regimi 

di sostegno definiti da un decreto da emanarsi nei prossimi 

mesi, probabilmente costituiti da: 

- per i nuovi impianti, in esercizio dal 1° gennaio 

2013, un meccanismo di asta annuale o infrannuale, 

relativo all’accesso di quantità di potenza installabile 

incentivabile, che verrà pertanto contingentata 

- per tutti gli impianti entrati in esercizio prima e a partire 

dal 2013 un probabile feed-in premium, ovvero un 

incentivo fisso riconosciuto al produttore da fonte 

rinnovabile oltre al prezzo di mercato dell’energia 

elettrica. 




Il Conto Energia (CE) 

Ambito di applicazione e riferimenti normativi 

Il meccanismo di incentivazione previsto per l’energia solare 

(fotovoltaica o ottenuta mediante cicli termodinamici), noto 

come Conto Energia (CE), consiste nell’erogazione da parte 

del GSE di una tariffa incentivante proporzionale all’energia 

prodotta dagli impianti (feed-in premium), differenziata 

a seconda della taglia di potenza installata e del livello di 

integrazione architettonica dell’impianto, aggiuntiva rispetto 

al prezzo di vendita o di valorizzazione, mediante lo scambio 

sul posto o l’autoconsumo, dell’energia elettrica prodotta. 

Regolato inizialmente con il Decreto Ministeriale 28 luglio 

2005 e successive modifiche, il meccanismo è stato rivisto 

dal recente Decreto Interministeriale 5 maggio 2011 (il 

cosiddetto ‘IV Conto Energia’). 


Il CE è un regime di sostegno che garantisce una 

remunerazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti 

costante in moneta corrente per un periodo prestabilito (20 

anni per gli impianti fotovoltaici, 25 anni per gli impianti solari 

termodinamici). Il regime è soggetto ad un adeguamento 

periodico che, tenuto conto dell’andamento dei prezzi dei 

prodotti energetici e dei componenti per gli impianti fotovoltaici, 

nonché dei risultati delle attività di monitoraggio e promozione 

delle tecnologie impiegate per la realizzazione degli impianti 

stessi, ha l’intento di contenere nel medio e lungo periodo 

i costi di tale incentivo per il Sistema Paese. In ogni caso, la 

tariffa incentivante riconosciuta all’atto dell’entrata in esercizio 

dell’impianto resta fissa per l’intero periodo di diritto. 


I costi del CE trovano copertura nel gettito della componente 

tariffaria A3 della bolletta elettrica. 

Criticità 

Il ‘II Conto Energia’, in vigore nel periodo 2007-2010, ha 

previsto valori di incentivo unitari molto elevati nell’ottica di 

riallineare il nostro Paese in termini di installato fotovoltaico 

rispetto a Spagna e Germania. Si sarebbero dovute prevedere, 

fin da subito, revisioni e riduzioni più marcate, in linea 

con l’abbattimento atteso per i costi di realizzazione delle 

installazioni; tale impostazione ha comportato una rapida 

realizzazione degli impianti con il rischio di raggiungere 

in anticipo gli obiettivi previsti per il fotovoltaico al 2020, 

sfruttando tecnologie più costose e meno efficienti rispetto 

a quelle che potrebbero svilupparsi nei prossimi anni e, 

pertanto, con maggiori costi per il Sistema Paese. 


Proprio tenendo conto di tali aspetti e in previsione del “… 

raggiungimento entro pochi anni della cd. grid parity, ossia alla 

convenienza economica dell’elettricità fotovoltaica rispetto a 

quella prelevata o immessa in rete…”, il ‘IV Conto Energia’, 

entrato in vigore il 5 maggio di quest’anno, ha stabilito: 

• una graduale riduzione del valore unitario 

dell’incentivazione, riconosciuta su base mensile per 

il 2011 e su base semestrale per gli esercizi successivi. 

Questa tariffa unitaria è correlata alla taglia (intervalli di 

potenza) degli impianti e al loro livello di integrazione 

architettonica (impianti sugli edifici, altri); 

• la trasformazione dell’incentivo, per gli impianti che 

entreranno in esercizio a partire dal 2013, da feedin 

premium (cioè un incentivo addizionale ai ricavi di 

vendita dell’energia) a feed-in tariff, ossia una Tariffa 

Omnicomprensiva (l’energia elettrica immessa in rete 

viene ritirata a un prezzo già inclusivo dell’incentivo; viene 

anche previsto un premio per l’energia elettrica prodotta ed 

autoconsumata che, quindi, non verrebbe immessa in rete); 

• il contingentamento dei nuovi impianti, mediante 

l’individuazione, fino all’anno 2012 e limitatamente 

ai grandi impianti, di limiti di costo annui indicativi ai 

fini dell’ammissione all’incentivazione, stabiliti a livello di 

Sistema Paese in 300 milioni di Euro per gli impianti che 

entreranno in esercizio entro il 31 dicembre 2011 e a 150 

e 130 milioni di Euro per quelli con entrata in esercizio 

rispettivamente nel primo e secondo semestre del 2012. 

Ai fini dell’ammissione al sistema di incentivazione nel 

rispetto dei limiti di costo annui indicativi, il Decreto 

propone la costituzione di un’anagrafe unica per i grandi 

impianti fotovoltaici presso il GSE (il cosiddetto ‘Registro’) 

ed una serie di verifiche in capo ai gestori di rete ai fini della 

certificazione della fine dei lavori di costruzione; 

• l’individuazione, per ogni anno o frazione d’anno a 

partire dal 2013, dei costi indicativi del meccanismo 

che, qualora superati, comportano una riduzione 

aggiuntiva dei valori unitari degli incentivi erogabili agli 

impianti entrati in esercizio nei periodi successivi, senza 

limitare l’accesso agli incentivi stessi. 

Conto Energia per il solare termodinamico 

L’incentivazione degli impianti solari termodinamici, ovvero 

impianti termoelettrici nei quali il calore utilizzato per il ciclo 

termodinamico è prodotto sfruttando l’energia solare quale 

sorgente di calore ad alta temperatura, è prevista dal Decreto 

Ministeriale 11 aprile 2008. Il CE remunera con tariffe 

incentivanti esclusivamente l’energia elettrica imputabile 

alla fonte solare prodotta da un impianto, anche ibrido, per 

un periodo di 25 anni, purché siano soddisfatte le seguenti 

condizioni: 

• un limite massimo di potenza incentivabile, inclusa la parte 

solare per gli impianti ibridi, pari a 1.500.000 m 2 di superficie 

captante; 

• il non utilizzo come fluido termovettore né come mezzo di 

accumulo di sostanze e preparati classificati come molto 

tossici, tossici e nocivi; 

• tariffe differenziate in base alla frazione d’integrazione della 

produzione non attribuibile alla fonte solare. 




La Tariffa Fissa 

Omnicomprensiva (TO) 


normativi 

La Tariffa Omnicomprensiva (TO) è stata introdotta dalla 

Legge 244/07 quale alternativa ai Certificati Verdi per impianti 

di potenza ridotta. 


Si tratta di un regime di sostegno basato sull’erogazione di 

una tariffa fissa unitaria, riconosciuta agli impianti da fonti 

rinnovabili in funzione dell’energia elettrica immessa in rete 

(feed-in tariff). Questa tariffa, che include sia l’incentivo sia 

la remunerazione per l’energia immessa in rete, è applicabile 

ai soli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 

dicembre 2007 di potenza inferiore a 1 MW (200 kW per 

l’eolico). La TO è differenziata in funzione della tecnologia, 

può essere rivista trimestralmente ed è riconosciuta per un 

periodo di quindici anni. 

Tale meccanismo di incentivazione si adatta ai piccoli 

produttori, che diversamente non riuscirebbero a gestire 

amministrativamente meccanismi più complessi, come 

quello dei Certificati Verdi. 


L’onere complessivo derivante dalle Tariffe Fisse 

Onnicomprensive deriva dalla differenza tra: 

• i costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell’energia elettrica 

secondo le modalità e i prezzi definiti dalla L. 244/07 

• i ricavi ottenuti dal GSE per la rivendita della stessa energia 

sul mercato. 

Tale onere è posto a carico dei clienti del settore elettrico 

(componente tariffaria A3). 


Per i prossimi anni si attende un progressivo aumento degli 

oneri per il Sistema Paese per effetto dell’entrata in esercizio 

di nuovi impianti. Il Decreto Legislativo 28/11 ha confermato 

le tariffe stabilite dalla Legge 244/07 per tutti gli impianti che 

entreranno in esercizio entro il 31 dicembre 2012. 

Nuove forme di incentivazione 

delle fonti rinnovabili 

Il D.Lgs. 28/2011 (Artt. 23 e 24) ha ridefinito “…la 

disciplina dei regimi di sostegno applicati all’energia 

prodotta da fonti rinnovabili e all’efficienza energetica 

attraverso il riordino e il potenziamento dei vigenti 

sistemi di incentivazione…”. Il Decreto ha predisposto 

“…criteri e strumenti che promuovono l’efficacia, 

l’efficienza, la semplificazione e la stabilità nel tempo dei 

sistemi di incentivazione, perseguendo nel contempo 

l’armonizzazione con altri strumenti di analoga finalità e 

la riduzione degli oneri di sostegno specifici in capo ai 

consumatori…”. 

La nuova disciplina degli incentivi deve inoltre seguire 

principi generali quali “…la gradualità di intervento 

a salvaguardia degli investimenti effettuati e la 

proporzionalità agli obiettivi, nonché la flessibilità della 

struttura dei regimi di sostegno, al fine di tener conto dei 

meccanismi del mercato e dell’evoluzione delle tecnologie 

delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica…”. 

Il Decreto ha previsto l’introduzione di alcuni nuovi sistemi 

incentivanti volti alla promozione dell’uso delle fonti 

rinnovabili per la produzione di energia elettrica generata 

dagli impianti che entreranno in esercizio a partire dal 1° 

gennaio 2013. In particolare sono stati individuati i seguenti 

meccanismi: 

• il contributo economico tariffario sull’energia prodotta 

dagli impianti rinnovabili aventi potenza inferiore a 5 MW, 

diversificato per fonte e per scaglioni di potenza 

• il meccanismo di selezione a base d’asta per gli impianti 

rinnovabili con potenza superiore a 5 MW (art. 24, comma 

4). L’incentivo riconosciuto è quello aggiudicato sulla base 

dell’asta al ribasso riferita ad un contingente di potenza 

da installare per ciascuna fonte o tipologia di impianto. 

Le procedure d’asta prevedono un valore minimo 

dell’incentivo comunque riconosciuto dal GSE 

• la definizione di “…specifici incentivi per la produzione di 

energia da fonti rinnovabili mediante impianti che facciano 

ricorso a tecnologie avanzate e non ancora pienamente 

commerciali, compresi gli impianti sperimentali di potenza 

fino a 5 MW alimentati da fluidi geotermici a media ed alta 

entalpia…” (art. 24, comma 9). 

Le modalità di attuazione dei primi due meccanismi, 

così come l’individuazione di strumenti di incentivazione 

sostitutivi dei Certificati Verdi, saranno definite con 

successivi Decreti Ministeriali, che verranno emanati nei 

prossimi mesi. 





Altri meccanismi di 


Oltre a meccanismi di incentivazione riguardanti la 

generazione di energia da fonti rinnovabili, il nostro Paese 

prevede anche forme incentivanti (non oggetto di analisi 

nel presente documento) relative a: 

• il perseguimento dell’efficienza energetica, ovvero 

il contenimento dei consumi energetici, attraverso 

il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (i 

cosiddetti ‘Certificati Bianchi’), emessi in relazione 

all’obbligo annuale imposto ai distributori di energia 

elettrica e gas di risparmio negli usi finali di tali fonti. I 

Certificati Bianchi sono assegnati dal GSE ad operatori 

che realizzano progetti di efficienza energetica (es. 

generazione ad alta efficienza di calore ed energia 

elettrica); il meccanismo è in scadenza nel 2012 

• la riduzione delle emissioni inquinanti, derivante 

dall’applicazione del protocollo di Kyoto, che assegna 

ai soggetti industriali (settori quali la generazione 

termoelettrica, i prodotti per l’edilizia, la metallurgia, i 

trasporti aerei) dei limiti massimi di emissioni inquinanti 

che, se non rispettati dal singolo operatore, danno luogo 

ad obbligo di acquisto di una quota corrispondente dei 

cosiddetti ‘Certificati Neri’, realizzabile mediante contratti 

bilaterali o in apposite borse (Emission Trading System), 

e viceversa per gli operatori più virtuosi; il meccanismo 

sarà soggetto a rinnovo nel 2012. 




Il quadro normativo: le procedure amministrative di 

autorizzazione degli impianti 

Le procedure amministrative per l’autorizzazione degli impianti alimentati da 

fonti rinnovabili e delle infrastrutture ad essi connesse sono differenziate in 

funzione della tipologia di impianto o di infrastruttura da realizzare, della loro 

dimensione, nonché della loro localizzazione territoriale. Le Regioni, in coerenza 

con le funzioni ad esse attribuite, hanno emanato provvedimenti normativi 

appositi per disciplinare le procedure autorizzative sul proprio territorio. 

Le principali procedure autorizzative sono di seguito riportate. 

Tabella 9 

Riepilogo delle principali procedure di autorizzazione previste dalla 

legislazione nazionale per la realizzazione di impianti di produzione di 

elettricità da fonti rinnovabili 

Procedimento Tipologia impianto Autorità competente Principali riferimenti 

normativi 

Autorizzazione Unica 

Procedura Abilitativa 

Semplificata 

(prima DIA) 

Comunicazione per attività di 

edilizia libera 

Impianti con dimensioni superiori in media 

ad 1 MW 

Impianti con dimensioni inferiori alle soglie 

previste (in media fino ad 1 MW) 

Piccola cogenerazione (potenza inferiore a 

1 MW ovvero 3 MW termici) 

Moduli fotovoltaici su edifici esistenti 

Microgenerazione (potenza inferiore a 50 

kW) 

Impianti fotovoltaici aderenti/ integrati e 

singoli aerogeneratori h


L’introduzione di strumenti di carattere normativo finalizzati a rendere più certe 

ed omogenee le procedure autorizzative sul territorio nazionale costituirebbe 

pertanto uno snodo fondamentale per lo sviluppo del comparto delle rinnovabili 

in Italia. 

Sotto tale aspetto, rappresentano segnali positivi i provvedimenti normativi 

emanati in periodi recenti, tra i quali segnaliamo in particolare: 

• il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 10 settembre 2010 che 

ha definito le linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti 

rinnovabili 

• le novità introdotte dal Decreto Legislativo 28 /2011, con particolare 

riferimento a: 

- l’introduzione di una procedura semplificata, estendibile ad impianti di 

produzione fino ad 1 MW, che potrebbe risolvere le criticità emerse in 

precedenza con la DIA 

- l’introduzione di un procedimento unico, al quale partecipano tutte le 

amministrazioni interessate, per l’autorizzazione degli interventi per lo 

sviluppo delle reti elettriche, utilizzabile dai gestori di rete separatamente 

rispetto alle autorizzazioni per la costruzione e l’esercizio di impianti di 

produzione. 

La frammentazione 

a livello regionale 

delle procedure 

amministrative causa 

incertezza e dilatazione 

nei tempi di rilascio 

delle autorizzazioni cui il 

Legislatore sta cercando 

di porre rimedio 

Resta comunque la necessità di sviluppare ulteriormente sia strumenti volti 

a coordinare la pianificazione territoriale, per consentire una più agevole 

individuazione di siti tecnicamente idonei ed esenti da vincoli ambientali e 

paesaggistici per la costruzione di impianti da fonti rinnovabili, sia finalizzati a 

responsabilizzare maggiormente le Regioni e le amministrazioni coinvolte nei 

procedimenti autorizzativi, al fine di rendere più certe le tempistiche nel rispetto 

delle norme nazionali vigenti. 

Di seguito sono brevemente illustrate le principali procedure autorizzative 

vigenti. 




SCHEDE DI APPROFONDIMENTO 

Le procedure autorizzative 

L’Autorizzazione Unica (AU) 

L’Autorizzazione Unica (introdotta dal Decreto Legislativo 387 del 29 dicembre 

2003 e successivamente modificata, in particolare dal recente Decreto 

Legislativo 28/2011) è una procedura volta a razionalizzare e semplificare l’iter 

autorizzativo degli impianti di produzione da fonti rinnovabili. L’AU viene infatti 

rilasciata dalla Regione o dalla Provincia delegata dalla Regione nel rispetto 

delle normative vigenti in materia di tutela dell’ambiente, del paesaggio e del 

patrimonio storico artistico nell’ambito di un procedimento unico al quale 

prendono parte tutte le Amministrazioni interessate in sede di Conferenza 

dei Servizi. 

La procedura si applica ad impianti in media aventi una potenza installata 

superiore a 1 MW, o soglie diverse se disposto dalle Regioni o dalle Province 

autonome, e costituisce l’atto conclusivo di un procedimento che può 

avere una durata massima di 90 giorni (come modificato dal D.Lgs. 

28/2011, in precedenza 180 giorni), al netto degli eventuali tempi previsti per il 

provvedimento di Valutazione di Impatto Ambientale. 

L’Autorizzazione Unica: 

• fa assumere all’impianto la valenza di opera di ‘pubblica utilità’, consentendo 

ad esempio, qualora necessario, l’esproprio di terreni 

• include eventuali prescrizioni cui è subordinata la realizzazione e l’esercizio 

dell’impianto 

• definisce le modalità da rispettare per il ripristino dello stato dei luoghi a 

seguito della dismissione dell’impianto al termine della sua vita utile 

• prevede, infine, un termine per l’avvio e la conclusione dei lavori decorsi i 

quali, salvo proroga, l’AU perde efficacia. 

Per contrastare eventuali attività speculative legate allo sviluppo e 

all’autorizzazione di progetti di impianti rinnovabili, che si traducono nell’avvio 

di procedimenti autorizzativi da parte di soggetti che poi non concludono la 

realizzazione degli impianti, la Legge 129 del 13 agosto 2010 ha demandato 

al Ministro dello Sviluppo Economico la determinazione di misure opportune 

a garantire che l’istanza per l’AU venga accompagnata da adeguate garanzie 

finanziarie a carico del richiedente l’autorizzazione e degli eventuali subentranti; 

tale normativa è stata ad esempio già recepita dalla Regione Puglia. 




La Valutazione di Impatto 

Ambientale (VIA) 

In base alla specifica tipologia delle opere da realizzare, alcuni dei procedimenti 

autorizzativi possono prevedere anche lo svolgimento del procedimento di 

Valutazione di Impatto Ambientale; in particolare, la VIA è propedeutica 

al conseguimento dell’Autorizzazione Unica per la realizzazione di impianti 

obbligatoriamente soggetti a tale provvedimento amministrativo. Si tratta 

di una procedura svolta dalla pubblica amministrazione, la cui normativa è 

particolarmente complessa ed articolata anche su scala regionale. 

La procedura, che a livello nazionale è regolata, tra gli altri, dal Decreto 

Legislativo 152 del 3 aprile 2006, prevede in particolare: 

• lo svolgimento di una verifica di assoggettabilità volta ad effettuare una 

valutazione preliminare della significatività dell’impatto ambientale del progetto 

• la definizione dei contenuti dello studio di impatto ambientale e la sua 

realizzazione 

• la valutazione dello studio ambientale, che fornisce gli elementi tecnici sugli 

impatti del progetto e la sua compatibilità con il contesto ambientale utili a 

definirne la realizzabilità. 

Il D.M. 10/09/2010 ha previsto che per la realizzazione di impianti per la 

produzione di energia da fonte eolica e da fonti rinnovabili non termiche di 

potenza nominale superiore a 1 MW (entrambi soggetti all’Autorizzazione 

Unica), il proponente possa presentare istanza di VIA senza previo esperimento 

della procedura di verifica di assoggettabilità. 

Figura 1 

L’iter autorizzativo per lo sviluppo di impianti alimentati da fonti 

rinnovabili: caso di Valutazione di Impatto Ambientale propedeutica 

all’Autorizzazione Unica 

Autorizzazione 

dell’impianto: 

1.Realizzazione e approvazione 

Valutazione Impatto Ambientale 

2. Domanda di Autorizzazione Unica 

– Conferenza dei Servizi 

0 1 2 3 

t (anni) 

3. Ottenimento Autorizzazione Unica 

(se esito positivo Conferenza dei Servizi) 

Autorizzazione della connessione 

alla rete elettrica dell’impianto: 

A. Avvio richiesta autorizzazione 

alla rete elettrica 

B.Conseguimento autorizzazione 

di connessione alla rete elettrica 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory 




Sulla base delle evidenze della figura sopra riportata, l’iter della Conferenza 

dei Servizi può assumere in media una durata variabile tra i sei ed i diciotto 

mesi (in alcuni casi con picchi di oltre ventiquattro-trentasei mesi); un’altra 

criticità è costituita dal mancato coordinamento tra tali procedure e l’iter 

per l’autorizzazione della connessione alla rete elettrica, che rappresenta un 

ulteriore elemento di indeterminatezza per la realizzazione di un impianto 

rinnovabile. 

Per gli impianti di potenza installata ridotta (fino a 1 MW) la normativa consente 

di beneficiare di una procedura semplificata, come di seguito descritto, non 

richiedendo la VIA e l’AU, ma mantenendo tuttavia la criticità del mancato 

coordinamento con l’iter per l’autorizzazione della connessione alla rete 

elettrica. 

La Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) e la 

Comunicazione per attività di edilizia libera 

Nell’ambito di una politica di semplificazione del quadro autorizzatorio, il D.Lgs. 

28/2011 ha introdotto la Procedura Abilitativa Semplificata applicabile alle 

tipologie di impianti alimentati da energia rinnovabile fino ad quel momento 

soggetti (ai sensi del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 10 

settembre 2010) a Denuncia di Inizio Attività (DIA). 

Di fatto, l’ambito di applicazione riguarda gli impianti che presentano una soglia 

di potenza inferiore a quella prevista per l’Autorizzazione Unica (ossia 

inferiore a 1 MW), quelli operanti in assetto di piccola cogenerazione, nonché 

i moduli fotovoltaici collocati su edifici esistenti o loro pertinenze (si veda 

tabella successiva). 

Si tratta, al pari della precedente DIA, di una dichiarazione semplificata, basata 

sulla regola del silenzio assenso, da inviare al Comune almeno trenta giorni 

prima dell’effettivo inizio dei lavori, volta ad asseverare la conformità del 

progetto al regolamento edilizio vigente. Alla dichiarazione sono allegati gli 

elaborati tecnici per la connessione alla rete elettrica dell’impianto e la relazione 

progettuale di accompagnamento. 

Il Decreto ha attribuito alle Regioni la facoltà di semplificare ulteriormente 

il quadro regolatorio consentendo loro di estendere la PAS agli impianti di 

potenza nominale superiore a 1 MW. 

Una procedura ulteriormente semplificata, la Comunicazione per attività di 

edilizia libera, è invece prevista per tutti gli interventi volti alla realizzazione o 

installazione di impianti di piccola taglia alimentati da fonti rinnovabili che sono 

considerati alla stregua di attività di manutenzione ordinaria o comunque tali 

da non richiedere comunque alcun titolo abilitativo particolare (si veda tabella 

successiva). 




Tabella 10 

Tipologie di impianti per le quali è prevista la Procedura Abilitativa 

Semplificata o la Comunicazione per attività di edilizia libera 

Fonte Tipologia di impianto Potenza kW Procedimento 

Fotovoltaica 

Biomasse, gas di 

discarica, gas residuati 

dai processi di 

depurazione e biogas 

Eolica 

Idroelettrica e 

geotermica 

Impianti aderenti o integrati nei tetti di edifici esistenti e la cui 

superficie non sia superiore a quella del tetto sul quale vengono 

realizzati 

Impianti realizzati su edifici esistenti o sulle loro pertinenze 0 ÷ 200 

Moduli fotovoltaici collocati sugli edifici e la cui superficie 

complessiva non sia superiore a quella del tetto sul quale sono 

collocati 

- Comunicazione per 

attività di edilizia libera 

- PAS 

(prima DIA) 

Impianti non rientranti nelle altre tipologie 0 ÷ 20 * 

Impianti operanti in assetto cogenerativo (microgenerazione) 

0 ÷ 50 Comunicazione per 

Impianti realizzati in edifici esistenti 0 ÷ 200 attività di edilizia libera 

Impianti operanti in assetto cogenerativo (piccola cogenerazione) 

50 ÷ 1.000 ovvero 

a 3.000 kWt 

PAS 

(prima DIA) 

Impianti alimentati da biomasse 0 ÷ 200 * 

Impianti alimentati da gas di discarica, gas residuati dai processi di 

depurazione e biogas 

0 ÷ 250 * 

Impianti installati sui tetti degli edifici esistenti di singoli generatori 

eolici con altezza complessiva non superiore a 1,5 metri e diametro 

- 

non superiore a 1 metro 

Impianti non rientranti nelle altre tipologie 

0 ÷ 60 * PAS (prima DIA) 

Impianti idroelettrici e geotermici realizzati in edifici esistenti 

Impianti idroelettrici non rientranti nelle altre tipologie 

Comunicazione per 


Comunicazione per 

0 ÷ 200 


0 ÷ 100 * PAS (prima DIA) 

* capacità di generazione inferiore alla soglia indicata alla Tabella della L. 244/2007, estendibile, a 

discrezione di Regioni e Province autonome, fino a 1.000 kW (ex D.Lgs. 28/2011) 


Processi amministrativi: la parola d’ordine è ‘semplificare’ 

Il successo della strategia e delle linee d’azione delineate nel PAN FER sarà 

fortemente legato alla semplificazione dei procedimenti autorizzativi secondo 

criteri validi a livello nazionale. 

L’attuale quadro normativo pone rilevanti criticità per gli operatori delle fonti 

rinnovabili e/o per gli acquirenti di tali impianti; in particolare: 

• nell’ambito dell’attuale procedura di Autorizzazione Unica, prevista per gli 

impianti con potenza superiore a 1 MW si rilevano le seguenti principali 

criticità: 

- l’elemento propedeutico al rilascio dell’Autorizzazione Unica, costituito 

dalla Conferenza dei Servizi, può vedere la partecipazione anche di trentaquaranta 

enti diversi della Pubblica Amministrazione o ad essi correlati 

(ad esempio Autorità per la Sicurezza Aeronautica, ecc.) senza alcuna 

procedura od obbligo volto a normare il rilascio del proprio parere in tempi 

certi in merito all’opera da autorizzare 




- non è definita una lista di adempimenti di dettaglio necessari per avviare la 

Conferenza dei Servizi (ad esempio il livello di determinazione del progetto 

ed i relativi terreni occupati), fattore che determina incertezza ed una 

dilatazione dei tempi di conclusione della stessa 

- l’assenza della designazione a priori, da parte della Regione autorizzante, di 

zone del territorio idonee all’installazione di tali opere e/o della definizione 

di criteri predeterminati per valutare tale idoneità che impone, per ciascuna 

opera, di sviluppare un’onerosa (in termini di costi e tempi) Valutazione di 

Impatto Ambientale. 

Tali criticità determinano notevole incertezza ed un rilevante aumento dei costi 

di sviluppo dell’opera, ante apertura del cantiere, che contribuiscono non poco a 

disincentivare lo sviluppo delle fonti rinnovabili, a parità di incentivo disponibile. 

• per gli impianti soggetti alla Procedura Abilitativa Semplificata (di potenza 

inferiore o pari a 1 MW) non sono definite con chiarezza norme volte a 

determinare il cosidetto ‘illecito frazionamento’, ovvero casi in cui il soggetto 

sviluppatore dell’impianto procede ad iter autorizzativi paralleli su frazioni di 

un impianto che de facto è unico (ad esempio, più impianti territorialmente 

vicini, collegati alla medesima cabina di connessione alla rete). 

Tale lacuna normativa potrebbe portare, in caso di verifica successiva 

all’entrata in esercizio dell’impianto da parte delle Autorità competenti, 

all’accertamento dell’irregolarità del procedimento amministrativo ed 

al possibile sequestro dell’opera, con evidenti margini di rischio per un 

eventuale acquirente dell’impianto, sia nello stadio di sviluppo che di 

successivo esercizio. 

Elemento comune di ulteriore indeterminatezza per i due iter autorizzativi è 

inoltre costituito dal mancato collegamento al procedimento di autorizzazione 

delle connessione alla rete elettrica, che determina de facto, sia nel caso di 

VIA associata all’AU che nel caso di PAS, due iter paralleli e non coordinati di 

autorizzazione dell’opera. 

Risulta pertanto auspicabile l’emanazione di idonei ‘regolamenti attuativi’ da 

parte degli organi competenti (le Regioni) finalizzati a superare le criticità sopra 

esposte. 







Gli attori del mercato 

italiano e le relative 

performance 

a cura dell’Ufficio Studi KPMG Advisory 

Il contesto di riferimento 

Il comparto delle energie rinnovabili in Italia presenta una struttura particolare, 

riflesso dell’evoluzione recente e della peculiarità delle filiere che lo 

compongono, caratterizzate da un’elevata frammentazione e dalla forte 

differenziazione dei soggetti che vi operano. 

Gli attori del settore in Italia si possono segmentare in base a due determinanti: 

• il livello di presenza nella catena del valore 

• la loro origine. 

Figura 2 

Schema semplificato della catena del valore nel settore delle energie 

rinnovabili 

Focus del presente studio 

Produttori di impianti 

Scouting e 

sviluppo 

impianti 

Progettazione, 

committenza e 

costruzione 

Esercizio 

Vendita di energia 

Manutenzione impianti 

Fonte: Ufficio Studi KPMG Advisory 

Rispetto alle fasi della filiera presidiate e delle attività svolte, il comparto è 

caratterizzato dalla presenza delle seguenti categorie di operatori: 

• i produttori di impianti: si tratta di una gamma diversificata di soggetti, in 

genere focalizzati su una sola tipologia (eolico, fotovoltaico, bioenergie), con 

diverso presidio lungo la catena del valore; ad esempio: 

- il comparto eolico è dominato da pochi grandi player globali, alcuni 

specializzati nelle rinnovabili (Vestas, Gamesa, First Solar), altri operanti in 

molteplici business (Siemens, GE, Alstom), che tendono eventualmente ad 

integrarsi nelle fasi a valle solo per la parte di progettazione e costruzione 

- anche nel fotovoltaico e nelle bioenergie sono presenti sia produttori 

operanti a livello mondiale (nel solare First Solar, Sharp, MEMC, Suntech, 

ecc.; nelle bioenergie Babcock, Ansaldo, Foster Wheeler, Alstom, ecc.), 

sia operatori nazionali di dimensione più ridotta, e locali che si occupano 

dell’assemblaggio e dell’installazione degli impianti; 

• i developer (o sviluppatori) si dedicano all’individuazione, alla promozione 

e allo sviluppo di nuovi siti e progetti nelle fonti rinnovabili, sotto il profilo 




della misurazione della risorsa energetica (nel caso dell’eolico), tecnico (di 

progettazione preliminare) ed autorizzativo, nonché nella contrattualizzazione 

dei terreni: 

- generalmente operano in partnership con operatori del settore di 

dimensioni medio-grandi (es. Sorgenia, Enel Green Power, Edison Energie 

Speciali, ecc.) o finanziari (es. fondi di investimento infrastrutturali), oppure 

cedono i propri progetti ai player di maggiori dimensioni 

- il ruolo di tali soggetti dovrebbe nel prossimo futuro ridursi con il 

rallentamento dei tassi di crescita del settore ed il relativo consolidamento, 

anche in relazione alle garanzie e fidejussioni progressivamente necessarie 

per operare nella fase di ‘sviluppo’ (ad esempio per la richiesta di 

connessione alla rete elettrica); 

• gli installatori ed impiantisti, un insieme eterogeneo di imprese, dai grandi 

EPC (Engineering, Procurement, Construction) contractor agli operatori di 

piccole e medie dimensioni, nella maggior parte dei casi già attivi in altri 

settori (tipicamente quello impiantistico o civile); 

• le imprese che si occupano dell’esercizio, della vendita di energia e della 

gestione e manutenzione di impianti alimentati da fonti rinnovabili. 

Rispetto agli attori della catena del valore descritti, occorre rilevare un certo 

grado di sovrapposizione nelle attività da essi svolte lungo la filiera, che di fatto 

si traduce: 

• nel coinvolgimento di alcuni operatori energy anche nelle fasi a monte di 

sviluppo e realizzazione degli impianti da fonti rinnovabili e persino nella 

produzione di tecnologie (come nel caso del fotovoltaico, ad esempio Enel 

Green Power) 

• nell’integrazione a valle di alcuni installatori ed impiantisti (specie nel 

fotovoltaico) che, oltre ad acquisire commesse per conto terzi, realizzano 

impianti anche per conto proprio (di fatto divenendo operatori del settore delle 

rinnovabili mediante attività di generazione) o per conto di joint venture da essi 

costituite con operatori energy tradizionali o investitori finanziari, determinando 

in tal modo un mercato captive per le proprie tecnologie e infrastrutture. 




Un settore con Cluster 

di operatori che hanno 

adottato strategie di 

ingresso nel business 

profondamente diverse 

Considerando la natura e provenienza degli operatori, le imprese attive 

nella gestione degli impianti da fonti rinnovabili e nella generazione e 

successiva vendita dell’energia elettrica prodotta possono essere distinte in: 

• operatori energy tradizionali che hanno sviluppato specifiche divisioni o 

imprese controllate dedicate alle rinnovabili, allo scopo di effettuare una 

diversificazione correlata e sinergica 

• operatori appartenenti a settori industriali non energy che hanno diversificato 

nel business delle rinnovabili, provenienti da comparti quali l’alimentare 

(come Energhe di Ferrero), raffinazione (ad esempio ERG con ERG Renew, 

api con api nòva energia), cementifero (Italcementi con Italgen), ecc. 

• start up, ossia aziende indipendenti e nate con la missione di sviluppare 

esclusivamente le fonti rinnovabili. 

Tale eterogeneità nella provenienza delle imprese, che caratterizza il comparto 

delle fonti rinnovabili rispetto al settore energetico tradizionale, è riconducibile 

alle differenti logiche di ingresso che hanno indotto gli operatori ad 

investire in questo business: 

• per gli operatori energy tradizionali, logiche sinergiche, dovute in particolare a: 

- obblighi imposti dal legislatore in relazione alle fonti rinnovabili, quali 

ad esempio quello gravante sui produttori di energia convenzionale per 

l’immissione in rete di una corrispondente quota di energia da fonti 

rinnovabili (si veda la precedente sezione relativa alla descrizione delle 

diverse forme di incentivo); tale disposizione normativa è attualmente in 

fase di superamento 

- immagine e corporate social responsibility, soprattutto per le società 

quotate, anche per i rendimenti differenziali più elevati riconosciuti dal 

mercato agli operatori da fonti rinnovabili rispetto a quelle tradizionali 

(‘premio’ riconosciuto da parte degli analisti) 

- sinergie industriali rispetto alle attività di sviluppo e costruzione degli 

impianti (si vedano le fasi della filiera) e, soprattutto, di commercializzazione 

dell’energia elettrica e di gestione amministrativa degli incentivi; 

• logiche di diversificazione in un settore, almeno fino al 2010, caratterizzato 

da un rapporto favorevole tra rendimenti e relativo rischio imprenditoriale, in 

termini di: 

- interessanti rendimenti, assicurati da un sistema d’incentivi assai 

vantaggioso (in corso di revisione da parte del Legislatore, come illustrato 

nel capitolo successivo) 

- investimenti relativamente contenuti, per l’alto grado di leva finanziaria 

concesso dalle banche 

- relativa semplicità tecnologica nella costruzione e nella manutenzione 

degli impianti, almeno rispetto ai settori di provenienza (es. generazione 

convenzionale o settori industriali di processo). 

In tale contesto, le aziende che si occupano dell’esercizio degli impianti 

rinnovabili sono caratterizzate da una dimensione assai varia, in funzione 

della base di partenza e dei mezzi a disposizione altrettanto diversificati: la 

generazione di energia da fonti alternative è infatti realizzata sia da grandi gruppi 




che da medie imprese e da piccoli operatori focalizzati su una singola fonte e su 

pochi impianti in ambiti territoriali limitati. 

Rispetto all’intero settore elettrico, gli operatori attivi nelle rinnovabili sono 

caratterizzati da un’età media ridotta, dovuta alla crescente attrattività del 

comparto (determinata da un sistema di incentivazioni sviluppatosi nel nostro 

Paese a partire dai primi anni 2000) e ad una forte evoluzione dell’affidabilità 

delle tecnologie e della competitività dei relativi costi. 

La presenza di una molteplicità di nuovi operatori che agiscono secondo logiche 

di business diverse, l’articolazione e la frammentazione delle filiere e la forte 

eterogeneità del settore, sono tutti fattori che hanno contribuito a rendere 

quello delle rinnovabili come un business molto dinamico, i cui player sono 

difficilmente inquadrabili in un modello univoco. 

Un business dinamico 

con player molto 

eterogenei tra loro. 

Un modello difficile da 

inquadrare in modo 

univoco 

Benchmarking degli operatori del settore 

Alla luce delle considerazioni esposte, volendo svolgere un’analisi di 

benchmarking avente per oggetto gli attori presenti sul mercato italiano che 

operano nel settore delle fonti energetiche rinnovabili (abbreviabili in ‘FER’), 

alcune considerazioni e limitazioni sono indispensabili per definire il perimetro 

del campione selezionato: 

• ai fini delle nostre valutazioni, il campione ricomprende esclusivamente i 

principali player nazionali o internazionali operanti nel mercato italiano delle 

energie rinnovabili 

• rispetto a tale categoria di operatori, in funzione del perimetro del presente 

documento sono state considerate esclusivamente le attività da essi svolte 

nel nostro Paese; conseguentemente sono stati utilizzati solo indicatori 

operativi ed economico-patrimoniali riguardanti le attività da fonti rinnovabili 

afferenti il solo mercato italiano 

• sono considerati operatori del comparto rinnovabili esclusivamente quei 

soggetti che gestiscono, ai fini della generazione e della vendita di energia 

elettrica, impianti eolici, fotovoltaici, geotermici e a bioenergie, cioè a 

biomasse (liquide e/o solide) e a biogas. Ai fini dell’analisi, non sono invece 

stati inclusi gli impianti idroelettrici, in quanto difficilmente separabile la quota 

rappresentata esclusivamente dalla parte rinnovabile (mini-idro) rispetto al 

parco generativo per tale fonte 

• per i gruppi/aziende non focalizzati sulle sole rinnovabili (energy tradizionale, 

altri business industriali) sono stati isolati e scorporati, laddove disponibili, 

esclusivamente gli indicatori operativi ed economico-patrimoniali riguardanti 

le sole attività relative alle energie rinnovabili 

• non sono state depurate le partecipazioni incrociate tra gruppi diversi 

• per lo svolgimento delle analisi sono stati utilizzati dati (operativi ed 

economico-patrimoniali) ed informazioni pubblicamente disponibili da siti 

aziendali, bilanci, comunicati e rassegna stampa. 




Il campione di aziende selezionate ai fini del benchmarking è costituito dai 

raggruppamenti di seguito descritti. 

Figura 3 

Segmenti di operatori considerati nel benchmarking 

CLUSTER 1 

Operatori energy tradizionali con 

divisione/partecipata nelle rinnovabili 

(8 aziende, tra le quali 1 quotata) 

CLUSTER 2 

Operatori non energy con diversificazione 

nel business delle rinnovabili 

(9 aziende, tra le quali 4 quotate) 

CLUSTER 3 

Start up 

(8 aziende, tra le quali 1 quotata) 

Figura 4 

La composizione del campione oggetto del benchmarking – focus su Italia 

CLUSTER 1 CLUSTER 2 CLUSTER 3 

Operatori energy 

tradizionali con divisione/ 

partecipata nelle FER 

Operatori non energy 

con diversificazione nel 

business delle FER 

Start up 

Enel Green Power 

Alerion Clean Power 

ErgyCapital 

Quotato in Italia 

Falck Renewables 

Kinexia 

K.R. Energy 

Alpiq 

api Holding 

Asja Biz 

Non quotato in Italia 

BKW 

EDF Energies Nouvelles 

Edison 

E.ON Climate & 

Renewables 

International Power 

- GDF Suez 

Sorgenia 

ERG Renew 

Marseglia Group 

Moncada Energy Group 

TRE Tozzi Renewable 

Energy 

FRI-EL Green Power 

Fortore Energia 

ICQ Holding 

I.V.P.C. Italian Vento 

Power Corporation 

Marcopolo Environmental 

Group 

Veronagest 

Nota: Edison, controllante di Edison Energie Speciali, e CIR, azionista di riferimento di Sorgenia, 

sono quotate alla Borsa Italiana. Le azioni di ERG Renew sono state delistate da Borsa Italiana nel 

giugno 2011 a seguito del completamento dell’offerta pubblica di acquisto volontaria totalitaria 

promossa dalla controllante ERG (quotata alla Borsa Italiana). 





I tre Cluster costituenti il campione così individuato, con circa 5.400 MW 

di potenza installata complessiva in esercizio (dato 2010), rappresentano 

il 43% del parco generativo da fonti rinnovabili italiano (24% il Cluster 1; 

9% il Cluster 2; 10% il Cluster 3). 

Grafico 6 

Rappresentatività del campione rispetto al parco generativo nazionale da 

fonte rinnovabile (2010) 

Totale parco generativo FER Italia* 

12.408 MW 

19% 

6% 

Totale parco generativo FER del campione 

5.373 MW 

Con oltre 5.000 MW 

di potenza installata il 

campione rappresenta il 

43% del parco generativo 

rinnovabile nazionale 

5% 

20% 

69% 

94% 

43% del parco 

generativo Italia 

Parco generativo (MW) 

Fonte 

Eolico 

Campione 

3.988 

Italia 

5.814 

183 3.470 

Bioenergie 473 2.352 

Geotermoelettrico 729 772 

Totale FER 5.373 12.408 

Fotovoltaico 

28% 

* escluso idroelettrico 

47% 

0% 20% 40% 60% 80% 100% 

peso% parco generativo campione su corrispondenti dati nazionali 

Eolico 

Fotovoltaico 

Bioenergie 

Geotermoelettrico 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su dati Terna e dati aziendali 

Rispetto alle singole fonti, il campione è rappresentativo della quasi 

totalità del parco nazionale nel geotermoelettrico (circa 700 MW), del 

69% dell’eolico (circa 4.000 MW) e del 20% delle bioenergie (circa 500 

MW); per il fotovoltaico, le caratteristiche intrinseche della tecnologia, in 

particolare la dimensione media ridotta (da 1 a 5 MW) degli impianti, e la facilità 

di installazione generano una rilevante frammentazione del settore e pertanto 

un’incidenza limitata dell’installato del campione rispetto al totale nazionale. 




Grafico 7 

Il livello di concentrazione nei comparti delle fonti rinnovabili: i primi 5 

operatori del campione per fonte (2010, potenza installata in MW e quota 

di mercato sul parco nazionale) 

MW 

2.500 

2.000 

Totale parco generativo eolico Italia 

5.814 MW 

Quota di mercato: 

Totale campione: 69%; primi 5 operatori: 36% 

10% 9% 7% 5% 5% 33% 

1.924 

1.500 

1.000 

500 

571 

532 

382 

296 283 

– 

MW 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

MW 

250 

200 

150 

IP 

EGP Edison ES E.ON C&R IVPC Resto del 

campione 

2,0% 0,7% 0,5% 0,5% 0,4% 1,2% 

69 

23 

17 16 15 

EDF EN Alerion Moncada Marseglia Sorgenia Resto del 

campione 

8% 4% 2% 2% 1% 3% 

192 

Totale parco generativo fotovoltaico 

Italia 3.470 MW 


Totale campione: 5%; primi 5 operatori: 4,1% 

Totale parco generativo bionergie 

Italia 2.352 MW 


Totale campione: 20%; primi 5 operatori: 17% 

42 

• il geotermoelettrico è monopolio 

di Enel Green Power, Gruppo che 

da solo detiene quasi l’intero 

parco generativo italiano 

• nell’eolico, il 36% della potenza 

installata nazionale si concentra 

nei primi cinque player, quattro 

dei quali rappresentati proprio da 

operatori energy tradizionali 

diversificati nelle FER (Cluster 1) 

• le bionergie, comparto di più 

recente sviluppo, presentano una 

media concentrazione, dal 

momento che i primi cinque 

operatori rappresentano il 17% 

del parco italiano 

• il fotovoltaico è invece alquanto 

frammentato, con le prime cinque 

aziende che coprono solo il 4% 

dell’installato, grazie alla minore 

necessità di capitale investito 

(CAPEX) per sviluppare impianti. 

100 

50 

83 

53 51 

30 

65 

Marseglia FRI-EL Asja Biz Marcopolo api Resto del 

campione 

Cluster 1 Cluster 2 Cluster 3 Resto del campione 





Il parco generativo gestito dagli operatori del campione ha generato nel 2010 

una produzione di circa 8.700 GWh, pari ad oltre il 30% dell’energia elettrica 

prodotta a livello nazionale. 

In termini di efficienza media nell’utilizzo degli impianti, misurato dal ‘load 

factor ’, ovvero dalle ore di funzionamento che la tecnologia, per unità di 

potenza installata (1 MW), è in grado di generare, gli operatori facenti parte 

dei diversi Cluster presentano risultati omogenei rispetto al parco impianti 

complessivo nazionale, confermando la rappresentatività del campione 

selezionato. 

Alta frammentazione 

nel fotovoltaico a 

fronte di una maggiore 

concentrazione nell’eolico 

Grafico 8 

Load factor per fonte (2010, ore di funzionamento annue) 

ore/anno 

8.000 

7.000 

6.898 6.964 

6.000 

5.000 

4.000 

4.373 

4.014 

3.000 

2.000 

1.515 1.570 

1.000 

855 549 

0 

Eolico Fotovoltaico Geotermoelettrico Bioenergie 

Campione 

Italia 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su dati aziendali e su dati Terna 

In funzione delle evidenze sopra esposte, i dati operativi e gli economics 

del campione, che saranno analizzati nel paragrafo successivo, possano 

essere considerati significativi per rappresentare l’andamento medio del 

settore delle rinnovabili in Italia. 




Principali evidenze strategico-operative del benchmarking 

degli operatori del settore 

Tabella 11 

Le aziende del Cluster 1: operatori energy tradizionali con divisione/ 

partecipata nelle rinnovabili 

Operatore 

Operatore 

FER 

in Italia 

Anno 

di avvio 

attività 

nelle 

FER 

Società dedicata 

esclusivamente 

alle FER 

nell’ambito del 

gruppo 

Nazionalità 

della 

capogruppo 

Presenza 

geografica degli 

impianti a livello 

di gruppo 

Parco in esercizio in Italia 

Potenza 

installata totale 

(MW) nel 2010 

Fonte 

(ordinata per 

potenza) 

Enel Green 

Power 

International 

Power - GDF 

Suez 

Edison 

E.ON Climate & 

Renewables 

EDF Energies 

Nouvelles 

Alpiq 

Sorgenia 

BKW 

Enel Green 

Power SpA 

(EGP) 

International 

Power Plc 

(IP) 

Edison 

Energie 

Speciali SpA 

(Edison ES) 

E.ON Climate 

& Renewables 

Italia Srl 

(E.ON C&R) 

EDF EN Italia 

SpA 

(EDF EN) 

Alpiq Holding 

AG 

(Alpiq) 

Sorgenia 

SpA 

(Sorgenia) 

BKW Italia 

SpA 

(BKW) 

2008 IT Italia,Europa, 

Nord,Centro e 

Sud America 

2.776 

(di cui idro 

1.509) 

n.d. UK Europa,Italia 571 

2008 IT Italia 382 

2008 D Europa, 

Nord America, 

Italia 

2002 FR Europa, 

Nord America, 

Italia 

245 

2009 CH Europa,Italia 243 

(di cui idro 165) 

2007 IT Italia, Francia 128 


2006 CH Svizzera, 

Germania, 

Italia 

298 

93 


(1) 

(2) 

(3) 

(4) 

Geotermoelettrico Idroelettrico Fotovoltaico Eolico Biomasse Biogas 

(1) 

Il Gruppo Enel operava nelle rinnovabili già prima del 2000 attraverso Enel Produzione ed altre società 

dedicate; nel 2008 ha proceduto alla costituzione di Enel Green Power 

(2) 

Il Gruppo Edison, attraverso altre controllate (in particolare Edipower, posseduta al 50%) opera anche 

nell’idroelettrico, nel fotovoltaico e nelle bioenergie 

(3) 

Fino a tutto il 2010, Alpiq ha operato nelle rinnovabili attraverso società partecipate da Alpiq Italia Srl 

(4) 

Oltre al parco rilevato, Sorgenia sta sviluppando impianti anche nelle biomasse. Nel luglio 2011 è stata 

costituita Sorgenia Green, nuova società del Gruppo interamente dedicata alle energie rinnovabili. 


Si tratta di aziende: 

• la cui operatività è iniziata mediamente nella seconda metà degli anni 2000 

• in cui prevale la diversificazione tecnologica nell’ambito delle rinnovabili 

• che hanno investito in misura significativa, con portafoglio di installato 

mediamente superiore ai 200 MW 

• in cui sono molto rilevanti i grandi operatori internazionali energy, che hanno 

investito nel nostro Paese. 




Tabella 12 

Le aziende del Cluster 2: operatori non energy, con diversificazione nel 

business delle rinnovabili 

Operatore 

ERG Renew 

Operatore 

FER 

in Italia 

ERG Renew 

SpA 

(ERG Ren) 

Anno 

di avvio 

attività 


FER 



alle FER 


gruppo 

Nazionalità 

della 

capogruppo 

Presenza 



di gruppo 


Potenza 


(MW) nel 2010 

2008 IT Italia, Francia 246 

Fonte 

(ordinata per 

potenza) 

Alerion Clean 

Power 

Marseglia Group 

Falck 

Renewables 

api Holding 

TRE Tozzi 

Renewable 

Energy 

Moncada Energy 

Group 

K.R. Energy 

Kinexia 

Alerion Clean 

Power 

SpA 

(Alerion) 

Ital Green 

Energy 

Holding 

Srl (Marseglia) 

Falck 

Renewables 

SpA 

(Falck Ren) 

api nòva 

energia Srl 

e CER Srl 

(api) 

TRE & 

Partners 

SpA (Tozzi) 

M&A 


Srl (Moncada) 

K.R. Energy 

SpA 

(KRE) 

Kinexia 

SpA 

(Kinexia) 



2010 IT Italia,Spagna, 

Francia, 

Regno Unito 







150 

(1) 

(2) 

(3) 

(4) 

(5) 

(6) 


(1) 

La capogruppo ERG ha rilevato nel corso del 2011 parchi eolici per complessivi 112 MW da IVPC; 

ERG Renew sta sviluppando impianti anche nel fotovoltaico 

(2) 

Il business di Falck Renewables include anche servizi di waste to energy e trattamento dei rifiuti 

(3) 

Tre & Partners è partecipata al 55% da TRE Tozzi Renewable Energy e al 45% da Axa Private Equity; 

il Gruppo TRE Tozzi Renewable Energy opera anche nel fotovoltaico e nelle biomasse 

(4) 

M&A Rinnovabili è partecipata al 70% da Moncada Energy Group e al 30% da Alpiq; sta sviluppando 

impianti anche nel geotermico 

(5) 

Il business di K.R. Energy include anche servizi di engineering 

(6) 

Kinexia si occupa anche di vendita di energia termica, gestione di impianti di generazione, cogenerazione 

e reti di teleriscaldamento 



• la cui operatività è iniziata mediamente in un momento successivo rispetto 

alle imprese del Cluster 1 

• che si differenziano dal Cluster 1 in quanto tutte di nazionalità italiana e che 

solo in due casi hanno intrapreso un processo di internazionalizzazione, 

a conferma che il settore presenta caratteristiche infrastrutturali, ovvero 

molto legate alla conoscenza del proprio paese a meno di non disporre di 

dimensioni molto rilevanti 




• analogamente al Cluster 1, presentano un portafoglio di installato 

significativo, seppur più contenuto ed anch’esso caratterizzato dalla 

diversificazione tecnologica. 

Tabella 13 

Le aziende Cluster 3: start up 

Operatore 

Operatore 

FER 

in Italia 

Anno 

di avvio 

attività 


FER 



alle FER 


gruppo 

Nazionalità 

della 

capogruppo 

Presenza 



di gruppo 


Potenza 


(MW) nel 2010 

Fonte 

(ordinata per 

potenza) 

FRI-EL Green 

Power 

I.V.P.C. Italian 

Vento Power 

Corporation 

Veronagest 

FRI-EL 

Green Power 

SpA 

(FRI-EL) 

I.V.P.C. Italian 

Vento Power 

Corporation 

Srl (IVPC) 

Veronagest 

SpA 

(Veronagest) 




(1) 

(2) 

Fortore Energia 

Holding 

Fortore 

Energia SpA 

(Fortore) 


(3) 

Asja Biz 

Asja Ambiente 

Italia Spa 

(Asja Biz) 

1995 IT Italia, 

Sud America, 

Asia 

108 

ICQ Holding 

ICQ Holding 

SpA 

(ICQ) 



(4) 

Marcopolo 

Environmental 

Group 

ErgyCapital 

Marcopolo 

Engineering 

SpA 

(Marcopolo) 

ErgyCapital 

SpA 

(Ergy) 

2004 IT Italia,Portogallo 53 


(5) 

(6) 


(1) 

IVPC ha ceduto nel corso del 2011 parchi eolici per complessivi 112 MW ad ERG 

(2) 

Veronagest sta sviluppando impianti anche nel fotovoltaico 

(3) 

Holding Fortore Energia sta sviluppando impianti anche nelle biomasse 

(4) 

ICQ Holding è partecipata al 21% dal Fondo Ambienta 

(5) 

Marcopolo Engineering è partecipata al 66% da Colombo Ambiente e al 30% da Amber Capital; sta 

sviluppando impianti anche nelle biomasse e nel fotovoltaico 

(6) 

Ergy Capital sta sviluppando impianti anche nel biogas 



• per le quali, per il processo di internazionalizzazione, valgono le medesime 

considerazioni espresse per il Cluster 2 

• che, a differenza del Cluster 2, presentano in tre casi del campione un parco 

di installato assolutamente paragonabile a quello degli operatori del Cluster 1, 

evidenziando che, a fronte di risorse in equity e di standing creditizio inferiori 

a quelle dei player del Cluster 2, il fattore ‘specializzazione’ assume una 

rilevanza fondamentale. 




Tabella 14 

Il livello di concentrazione per tecnologia di ciascun operatore del campione 

(2010, potenza installata in MW e peso % sul parco complessivo aziendale) 

Operatore 

Parco 

complessivo 

Peso % di ciascuna fonte sul parco complessivo 

MW Eolica Fotovoltaica Geotermoelettrica Bioenergie 

EGP 1.267 42% 0,5% 57,5% 

IP 571 100% 

Edison ES 382 100% 

E.ON C&R 298 99,5% 0,5% 

EDF EN 245 72% 28% 

Sorgenia 96 84% 16% 

Alpiq 78 97% 3% 

BKW 50 92% 8% 

Totale Cluster 1 2.985 72% 3% 24% 0,1% 

ERG Ren 246 100% 

Alerion 225 88% 10% 2% 

Marseglia 209 8% 92% 

Falck Ren 150 88% 2% 10% 

api 134 72% 6% 22% 

Moncada 105 75% 16% 9% 

Tozzi 86 100% 

KRE 13 46% 54% 

Kinexia 6 100% 

Totale Cluster 2 1.172 71% 6% 23% 

FRI-EL 307 73% 27% 

IVPC 283 100% 

Veronagest 225 100% 

Fortore 123 99% 0,81% 

Asja Biz 108 51,5% 0,05% 48,5% 

ICQ 101 81% 19% 

Marcopolo 53 5% 95% 

Ergy 15 100% 

Totale Cluster 3 1.215 82% 1% 17% 

Totale campione 5.373 74% 3% 14% 9% 

Fonte: elaborazioni Ufficio Studi KPMG Advisory su dati aziendali 

Analizzando l’incidenza delle tecnologie sul portafoglio di installato dei tre 

Cluster identificati emerge che: 

• l’eolico rappresenta il 74% dell’installato e, seppur con incidenze diverse, 

costituisce la fonte prevalente in tutti e tre i Cluster 

• le bioenergie 

- non hanno costituito un target per gli operatori di grandi dimensioni 

del Cluster 1, probabilmente dovuto alla non assoluta caratteristica di 

‘rinnovabile’ (bilancio di emissioni in CO 2 

in pareggio e non in positivo) e 

alla necessità di dotarsi di una filiera del combustibile specializzata per 

l’approvvigionamento 

Il parco generativo del 

campione è concentrato 

prevalentemente 

nell’eolico (74% 

dell’installato 

complessivo) 

- 

sono rilevanti per Cluster 2 e 3, grazie alla presenza di aziende specializzate 

(Ital Green Energy del Gruppo Marseglia e Marcopolo Engineering) o 

orientate allo sviluppo di impianti di produzione da biomassa e biogas 




• il fotovoltaico, in considerazione delle dimensioni limitate degli impianti (da 

1 a 5 MW), incide in termini assoluti in misura limitata rispetto alle altre 

tecnologie (dimensione del parco di installato da 15 a 60 MW). 

Gli impianti sono 

localizzati soprattutto nel 

Sud Italia 

La distribuzione geografica riflette la prevalenza delle tecnologie del campione: 

• per il Cluster 1 incide il peso della tecnologia geotermica localizzata nella 

Regione Toscana 

• per tutti i Cluster, il peso dell’eolico si riflette direttamente nell’incidenza 

geografica dell’Italia Meridionale ed Insulare. 

Grafico 9 

Distribuzione macro-regionale del parco generativo del campione (2010, MW 

e peso % sul parco complessivo aziendale di ciascun Cluster) 

Italia Centrale 

33% 

Totale parco generativo Cluster 1 

2.308 MW 

Italia Settentrionale 

1% 


1.167 MW 


Italia Centrale 0,4% 

5,6% 


1.165 MW 


5% 

Italia Centrale 

1% 

Italia Meridionale 

e Insulare 

66% 


e Insulare 

94% 


e Insulare 

94% 


Sintesi delle principali evidenze strategico-operative del 

benchmarking 

I risultati emersi dall’analisi dei tre Cluster sono sintetizzati nel grafico di seguito 

riportato, nel quale le aziende del campione sono state rappresentate rispetto a 

due variabili: 

• il grado di diversificazione geografica dell’attività nelle FER degli 

operatori (e/o dei gruppi di riferimento ai quali appartengono) al fine di 

valutare l’estensione dei mercati serviti: si passa da un limitato livello di 

diversificazione nel caso di presenza su mercati nazionali, per giungere ad 

una copertura internazionale o globale 

• il grado di diversificazione per fonte rinnovabile (idroelettrico, eolico, 

fotovoltaico, bioenergie, geotermico) sviluppato da ciascun player 

limitatamente al solo mercato italiano: è misurato dall’incidenza di ogni 

singola fonte rispetto al parco generativo complessivo gestito dall’azienda. 




Grafico 10 

I raggruppamenti nel settore rinnovabili: il posizionamento mercati/fonti (2010) 

MONDO 

E.ON 

C& R 

IP 

EDF 

EN 

EGP 

Asja Biz 

Area della bolla: 

MW in esercizio in 

Italia (2010) 

EUROPA 

SOLO ITALIA 

Diversificazione geografica 

BASSA 

ERG 

Ren 

Edison 

ES 

Marcopolo 

Marseglia 

IVPC Ergy 

Kinexia 

Fortore 

Veronagest 

Falck Ren 

Tozzi 

Alerion 

api 

FRI-EL 

Alpiq 

Moncada 

Sorgenia 

ICQ 

KRE 

BKW 

>50,0% >25,0% ÷ 49,9% 

0,0%÷ 24,9% 

Diversificazione per fonte 

ALTA 

Cluster 1 Cluster 2 Cluster 3 


Dal grafico sopra riportato risultano due principali evidenze: 

• l’internazionalizzazione costituisce un processo evolutivo alla portata dei 

grandi gruppi con un background nel settore energy tradizionale; oltre alle 

necessità di capitale, comunque teoricamente analoghe, almeno sui mercati 

geografici del Centro-Nord Europa, in termini di fabbisogno assoluto per 

impianto e possibilità di accesso locale al credito, risulta determinante il 

disporre di strutture organizzative e di know-how tecnico e manageriale 

idonei a gestire diverse geografie che, nell’ambito del settore energy, 

convenzionale e rinnovabile, presentano caratteristiche industriali e normative 

molto diverse per ciascun paese 

• anche il grado di diversificazione per tecnologia, pur essendo stato attuato, 

vede comunque per un numero preponderante di aziende del campione 

una specializzazione su una tecnologia, che nella maggior parte dei casi 

rappresenta oltre il 50% in termini di MW installati del proprio parco impianti. 

A differenza della 

diversificazione per 

fonte, realizzata da 

quasi tutti gli operatori, 

l’internazionalizzazione 

‘spinta’ è appannaggio 

dei grandi player 




Performance economiche 

Le economie di scala 

hanno un impatto 

positivo sulla redditività 

degli operatori del settore 

La storia recente del comparto delle rinnovabili in Italia e le difficoltà nel 

separare le attività di produzione di energia elettrica da fonti alternative 

dagli altri business eventualmente realizzati da ciascun operatore, rendono 

complesse e poco significative analisi storiche dei dati economico-patrimoniali 

delle imprese del campione. Considerando comunque le informazioni disponibili 

per l’esercizio 2010 è possibile individuare alcuni elementi caratterizzanti il 

comparto. 

In particolare, nel grafico di seguito riportato, che confronta il fatturato rispetto 

all’incidenza percentuale dell’Ebitda (o Margine Operativo Lordo) sul fatturato 

stesso, si evince in media per il campione una correlazione più che positiva 

tra le variabili, ovvero che per ogni unità di fatturato addizionale, la redditività 

si incrementa più che proporzionalmente, a dimostrazione della presenza di 

significative economie di scopo e di scala con riferimento ai costi operativi. 

E’ necessario sottolineare che per le aziende del comparto: 

• il fatturato è costituito dai ricavi derivanti dalla vendita di energia elettrica e 

dall’incentivo 

• i costi operativi ante Ebitda sono costituiti da personale di struttura, 

manutenzioni, royalties corrisposte ai Comuni nei quali sono localizzati gli 

impianti e oneri versati ai proprietari dei terreni su cui insiste l’impianto. 

Ebitda margin % 

Grafico 11 

Relazione tra redditività (Ebitda margin %) e fatturato (2010) 

90% 

KRE 

Tozzi 

80% 

70% 

60% 

50% 

Kinexia 

ICQ 

api 

ERG Ren 

Alerion 

Moncada 

Veronagest 

Edison ES 

EGP 

40% 

Asja Biz 

Sorgenia 

FRI-EL 

30% 

20% 

Marcopolo 

10% 

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 ... 1.000 1.100 

Fatturato Euro mln 

Cluster 1 Cluster 2 

Cluster 3 





Con riferimento al confronto tra fatturato e il margine dell’Ebit (o Margine 

Operativo Netto), la correlazione sopra descritta si inverte, ovvero per 

ogni unità di fatturato addizionale la redditività si incrementa meno che 

proporzionalmente. Tale fenomeno può essere letto alla luce della natura degli 

oneri post Ebitda e ante Ebit, costituiti essenzialmente dall’ammortamento e 

dalle eventuali svalutazioni delle immobilizzazioni. Il trend del grafico evidenzia 

comunque sia l’impatto positivo sulla redditività determinato dalle economie 

di scala sugli investimenti, sia valori di redditività molto positivi, prossimi o 

superiori al 20%. 

Grafico 12 

Relazione tra redditività (Ebit margin %) e fatturato (2010) 

Ebit margin % 

50% 

Veronagest 

40% 

Tozzi 

Moncada 

30% 

20% 

Kinexia 

ERG Ren 

Sorgenia 

Edison ES 

FRI-EL 

EGP 

Alerion 

Asja Biz 

10% 

api 

0% 

-10% 

20 40 60 80 100 120 140 160 ... 1.000 1.100 

-20% 

-30% 

-40% 

Marcopolo 




Anche in termini di utile netto la maggior parte delle aziende del campione 

evidenzia risultati molto positivi; i risultati negativi illustrati dal grafico seguente 

sono in diversi casi dovuti a fenomeni di incidenza degli oneri finanziari 

ascrivibili agli investimenti realizzati. 




Grafico 13 

Relazione tra redditività (margine su Utile netto %) e fatturato (2010) 

Utile netto margin % 

35% 

30% 

FRI-EL 

EGP 

Moncada 

25% 

Kinexia 

20% 

15% 

10% 

5% 

Tozzi 

Asja Biz 

Edison ES 

0% 

-5% 

-10% 

20 40 60 80 100 120 140 160 ... 1.000 1.100 

api 

Alerion 

Veronagest 

... 

- 45% 

Marcopolo 




L’indebitamento, 

soprattutto bancario, 

sostiene gli investimenti 

degli operatori, in un 

comparto che richiama 

per caratteristiche 

(elevato ricorso al project 

financing) il settore delle 

infrastrutture 

I dati patrimoniali sono disponibili per un numero limitato di operatori del campione. 

In termini generali, rispetto alle risorse finanziarie disponibili da parte delle 

aziende del campione è possibile osservare che: 

• gli operatori del Cluster 1 appartengono tutti a gruppi quotati; in tale Cluster, 

Enel Green Power è l’unica società ad essere anche quotata in Italia 

• gli operatori dei Cluster 2 e 3, ovvero aziende non energy che hanno 

diversificato nel business delle rinnovabili e start up, hanno solitamente una 

struttura patrimoniale caratterizzata da un elevato ricorso al debito di progetto 

(project financing non-recourse, ovvero debito concentrato sulla special 

purpose vehicle di progetto, senza garanzia dell’azionista); a livello di equity, 

lo sviluppo è spesso ottenuto grazie all’apertura del capitale a terzi: 

- 

- 

sia mediante la quotazione alla Borsa Italiana (Alerion Clean Power, Falck 

Renewables, Kinexia, K.R. Energy, ErgyCapital) 

sia facendo ricorso ad investitori finanziari, rappresentati principalmente da 

fondi specializzati (è il caso del fondo Ambienta, presente in oltre il 20% 

del capitale di ICQ Holding) o da private equity, quali Amber Capital (che 

partecipa al 30% in Marcopolo) e Axa Private Equity Infrastructure Fund 

(45% in TRE & Partners) 




- sia cedendo quote di capitale ad altri operatori del settore (il 30% di M&A 

Rinnovabili del gruppo Moncada detenuto da Alpiq). 

La contenuta forza finanziaria in equity costituisce uno dei fattori che spesso 

incentiva tali player alla conclusione di accordi specifici con altri investitori o con 

altre imprese della filiera in una logica di condivisione dell’investimento e di risk 

sharing; citiamo a titolo esemplificativo: 

• le joint venture costituite da FRI-EL Green Power con EDF Energies 

Nouvelles (2001) per lo sviluppo, realizzazione e gestione di parchi eolici e 

con RWE Innogy (2008) per la realizzazione di progetti eolici e di biomassa 

solida 

• la partnership nel fotovoltaico avviata da ErgyCapital attraverso la costituzione 

della joint venture Ergyca Tracker con Beghelli Servizi. 

Le caratteristiche così delineate trovano conferma nell’analisi della struttura 

patrimoniale di alcune aziende del campione. 

Grafico 14 

Grado di indebitamento (2010) 

Posizione Finanziaria 

Netta ( Euro mln ) 

2.000 

... 

EGP 

600 

500 

Veronagest 

400 

300 

FRI-EL 

Edison ES 

Alerion 

Moncada 

200 

Tozzi 

100 

Asja Biz 

0 

Marcopolo 

0 100 200 300 400 500 600 700 ... 8.000 8.300 


Capitale Investito Netto (Euro mln) 


Il grado di indebitamento, rappresentato dal rapporto tra la posizione finanziaria 

netta ed il capitale investito netto, degli operatori dei Cluster 2 e 3, mediamente 

pari a 0,7, denota un forte ricorso al debito, soprattutto bancario, per sostenere 

gli investimenti aziendali, che costituisce una caratteristica peculiare del settore. 

Per quanto riguarda il Cluster 1, emerge la struttura patrimoniale di Enel Green 

Power, caratterizzata da un livello di indebitamento molto limitato (0,2), grazie al 

supporto della casa madre. 




Principali evidenze economiche del benchmarking : 

la dimensione conta 

Dall’analisi dei bilanci dell’anno 2010, le performance di marginalità economica 

del campione risultano proporzionalmente collegate all’incremento delle 

dimensioni, evidenziando per il settore significative economie di scala e di 

scopo, sia in termini di strutture operative che di oneri legati agli investimenti. 

In termini assoluti il settore evidenzia marginalità di Ebit su fatturato molto 

positive, nella media del campione anche superiori al 20%. 

In termini di finanziamento degli investimenti, il comparto presenta 

caratteristiche da settore infrastrutturale, ovvero: 

• un elevato ricorso alle strutture di project financing non-recourse, con elevati 

gradi di leva (70% nella media del campione), almeno fino a tutto il 2010 

• il rafforzamento della struttura dei mezzi propri attraverso azioni strategiche 

quali la quotazione in borsa e l’ingresso nel capitale, con quote di minoranza, 

di fondi o di altri operatori del settore energy tradizionale 

• l’utilizzo di partnership strategiche mirate con altri operatori del settore e non, 

su iniziative di investimento mirate; il fenomeno di ingresso nel capitale di 

altre aziende del settore rinnovabile risulta invece assente. 

Tuttavia, i risultati di tale analisi devono essere riconsiderati alla luce delle 

recenti (fotovoltaico – settembre 2011) o prossime (eolico e biomasse – 

fine anno corrente/2012) evoluzioni normative, mirate ad una significativa 

riduzione degli incentivi, che influiranno: 

• sia sulla redditività attesa dei nuovi investimenti 

• sia sui livelli di leva conseguibili sugli investimenti, certamente minori del 

recente passato, che sulla struttura degli investimenti stessi, con una 

possibile evoluzione da logiche di project financing non-recourse (che incontra 

sempre maggiori difficoltà in termini di istruttoria da parte delle banche) a 

finanziamento tramite leasing, con contestuale necessità di rafforzamento 

delle strutture patrimoniali. 

Il prossimo capitolo ha pertanto l’obiettivo di definire tali possibili nuovi 

scenari normativi ed i relativi impatti per gli operatori. 







Investire oggi nelle 

rinnovabili: punti di 

attenzione 

a cura di Gianpaolo Attanasio, Associate Partner KPMG Advisory 

L’evoluzione attesa del quadro normativo 

e i relativi impatti sui rendimenti 

I rendimenti con la normativa 2010 

Stante l’attuale struttura normativa in materia di meccanismi di incentivazione, 

e trascurando gli effetti degli scenari evolutivi della stessa, i rendimenti 

realizzati dagli operatori del comparto delle rinnovabili possono essere 

rappresentati, a titolo esemplificativo, come di seguito riportato. 

Tabella 15 

Gli indicatori medi alla base di un business plan tipo per l’eolico e il 

fotovoltaico (2010) 

Parametri industriali di riferimento attuali Eolico Fotovoltaico 

Gli indicatori medi alla base di un investimento tipo per l’eolico e il 

Potenza (MW) 36 5 

fotovoltaico; anno 2010 

Prezzo energia (a/MWh) ~ 65 ~ 78 (1) 

Valore incentivo (a/MWh) 85 346 (2) 

Producibilità (ore) 1.850 1.400 (3) 

CAPEX ALL-IN (ka/MW) 1.800 3.800 

Royalty (% dei ricavi totali) 3 3 

ICI (‰ sul valore dell’asset) 4 4 

OPEX (ka/MW) ~ 50 ~ 100 

Leva (%) 75 80 

Durata rimborso (durata incentivo meno 2 anni) 13 18 

Tasso fisso capitale a debito (%) 5,5 5,5 

(1) 

Il differenziale di prezzo si spiega analizzando le finestre temporali di produzione delle due diverse 

tecnologie lungo l’arco giornaliero; la tecnologia eolica è molto prossima a lavorare come ‘base load ’ 

mentre la tecnologia fotovoltaica ha i picchi produttivi proprio nelle fasce orarie durante le quali l’energia 

elettrica ha un prezzo di mercato più elevato 

(2) 

Incentivo riferito ad un impianto di taglia superiore ad 1 MWp, installato a terra 

(3) 

Le ore di funzionamento del fotovoltaico fanno riferimento ad un impianto localizzato nel Sud Italia (valore 

medio) 

Fonte: elaborazioni KPMG Advisory 




La seguente tabella illustra i rendimenti riguardanti gli economics industriali 

degli impianti sopra esposti. 

Tabella 16 

Simulazione sui rendimenti attuali per l’eolico e il fotovoltaico, valori 

medi rilevati (2010) 

Incentivo 

Eolico 


(durata 15 anni) 

Fotovoltaico 

Feed-in premium 


DSCR (1) medio >1,3 x >1,2 x 

Equity IRR (2) (%) >11% >10% 

(1) 

Debt Service Cover Ratio: rappresenta il rapporto tra i flussi di cassa totali e quelli a servizio del debito 

(2) 

Internal Rate of Return: tasso composito annuale di ritorno effettivo generato dal capitale investito 

dall’azionista 


L’evoluzione normativa degli incentivi - fotovoltaico 

Alla luce della crescita sostenuta dei costi complessivi per il Sistema 

Paese dei meccanismi di incentivazione a supporto delle fonti rinnovabili, il 

Legislatore ha proceduto, lo scorso maggio, alla revisione del Conto Energia 

sul fotovoltaico, con relativa riduzione degli incentivi e contingentamento della 

capacità installabile. Il ‘IV Conto Energia’ (si veda apposita sezione nel capitolo 

precedente) è stato emanato sulla base del quadro disegnato dal D.Lgs. 

28/2011, che stabilisce, tra l’altro, la necessità che l’incentivo alla produzione 

da rinnovabili assicuri un’equa remunerazione dei costi di investimento e di 

esercizio degli impianti. 

La revisione degli 

incentivi per il 

fotovoltaico favorisce lo 

sviluppo degli impianti sui 

tetti 

Il ‘IV Conto Energia’ prevede una riduzione delle tariffe incentivanti, rispetto a 

quelle inizialmente previste dal ‘III Conto Energia’, che, secondo le intenzioni 

del Legislatore, dovrebbe portare ad un allineamento tra livello di sostegno 

e costi di generazione del fotovoltaico. Il ‘IV Conto Energia’ inoltre, fissando 

tariffe differenziate secondo la taglia e la collocazione dell’impianto (a terra o 

su edificio), intende favorire lo sviluppo dei piccoli impianti collocati su edificio 

piuttosto che quello dei grandi impianti collocati a terra, tipicamente in terreni a 

vocazione agricola. 




Il nuovo meccanismo di incentivazione prevede: 

• un periodo transitorio, per gli impianti che entreranno in esercizio dal 1 

giugno 2011 al 31 dicembre 2012, nel quale verranno applicate tariffe feedin 

premium ed un cap di costo vincolanti per il sostegno degli impianti 

fotovoltaici di grande taglia (580 milioni di Euro per l’intero periodo di regime 

transitorio). 

In questo periodo l’accesso all’incentivo per i grandi impianti sarà regolato 

attraverso lo strumento del registro per i grandi impianti; 

• un periodo ‘a regime’ (impianti che entreranno in esercizio a partire dal 2013 

e fino al 2016) durante il quale si applicheranno feed-in tariff, ossia tariffe 

omnicomprensive, senza un limite vincolante ai costi di incentivazione, ma 

con meccanismi automatici di riduzione delle tariffe in caso di superamento 

dei tetti indicativi di spesa fissati dal Decreto per i diversi periodi in cui è 

suddiviso il ‘IV Conto Energia’. 

In questo periodo per tutte le tipologie di impianto è prevista una riduzione 

minima delle tariffe da semestre a semestre, con riduzioni crescenti al 

passare del tempo, tanto che nel 2016 è prevista una riduzione del 30% da 

un semestre al successivo. 

In sintesi, i principi ispiratori di tale evoluzione normativa sul fotovoltaico sono 

riassumibili nella figura di seguito riportata. 

Figura 5 

I principi ispiratori alla base della revisione del meccanismo del Conto 

Energia relativo al fotovoltaico (‘IV Conto Energia’) 

Principi IV Conto Energia (fotovoltaico) 

RENDERE COERENTE 

L’INCENTIVO CON IL 

DECREMENTO DEI COSTI 

DELLA TECNOLOGIA 

RENDERE CERTO E 

CONTENERE L’ONERE 

FINANZIARIO SUL 

SISTEMA PAESE RELATIVO 

ALL’INCENTIVAZIONE 

FAVORIRE LA GENERAZIONE 

DISTRIBUITA TRAMITE LA 

DIFFUSIONE DEGLI IMPIANTI 

DI TAGLIA LIMITATA 

RENDERE STABILE NEL TEMPO 

L’INCENTIVO ACQUISITO, 

FISSATO SULLA BASE 

DELL’ANNO DI INGRESSO 

Riduzione media annua del 30 - 40% dell’incentivo, 

che è coerente con la riduzione attesa del CAPEX e 

dei costi operativi, dovuti alle economie di scala 

derivanti da una maggior diffusione della tecnologia 

fotovoltaica 

Spesa fissa di incentivazione per 20 anni legata a 

soglie di potenza installabile/produzione/ 

tariffa incentivante che permette una definizione 

certa della spesa per l’incentivazione 

(es. 280 mln per 2012, 440 mln per 2013, ecc.) 

Favorire gli impianti di taglia ridotta, legati 

alla generazione distribuita, anziché grandi 

installazioni (~5 MW); es. tariffa piccoli impianti 

(~1 MW o inferiore) maggiore di 1/3 rispetto ai 

grandi impianti) 

Introduzione della certezza per il produttore 

che il valore dell’incentivo acquisito, funzione 

dell’anno d’ingresso, sia stabile per tutta la durata 

del periodo d’incentivazione 

Fonte: KPMG Advisory 




L’evoluzione normativa degli incentivi – eolico e biomasse 

In misura analoga, il Legislatore sta procedendo ad una revisione dei meccanismi 

sottostanti i Certificati Verdi, con riduzione dell’incentivo e contingentamento 

della capacità installabile; considerando gli interventi sugli incentivi realizzati 

rispetto al fotovoltaico, è possibile attendersi un’analoga evoluzione normativa, di 

cui si prevede l’emanazione entro l’anno corrente o nel 2012. 

Allo stato attuale, il D.Lgs. 28/2011 ha previsto il superamento di questo 

sistema di incentivazione al termine di un periodo transitorio che durerà fino 

alla fine del 2015 (si veda apposita sezione nel capitolo precedente). I principi 

generali alla base della revisione dei Certificati Verdi prevedono, in particolare, 

che l’incentivo dovrà avere lo scopo di fornire una remunerazione equa dei costi 

di investimento e di esercizio sostenuti. 

Le linee guida normative contenute nel Decreto definiscono, sulla base delle 

dimensioni ‘entrata in esercizio dell’impianto’ e ‘potenza installata’, un sistema 

incentivante differenziato temporalmente come rappresentato nello schema seguente. 

La nuova struttura dei 

CV prevede, a seconda 

della dimensione degli 

impianti, tariffe feed-in 

premium e un sistema di 

asta al ribasso 

Figura 6 

L’evoluzione del meccanismo dei Certificati Verdi come già definito dal 

D.Lgs. 28/2011 

DIMENSIONI 

(data di entrata in 

esercizio/potenza installata) 

PERIODO TRANSITORIO 

PERIODO A REGIME 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 ... 

IMPIANTI IN ESERCIZIO O ENTRANTI 

ante 31/12/12 

È previsto un prezzo di riferimento annuale di ritiro 

dei Certificati Verdi che il GSE applicherà per ritirare 

tutta l’offerta disponibile 

Migrazione del sistema Certificati 

Verdi verso una tariffa feed-in 

premium costante per tutta la 

durata dell’impianto 

NUOVI 

IMPIANTI post 

31/12/2012 

POTENZA 

INFERIORE A 5 

MW 

n.a. 

Definizione di un sistema di tariffe feed-in premium 

costante per tutta la durata dell’impianto 

POTENZA 

SUPERIORE A 

5 MW 

Definizione di un sistema di incentivo ad asta al 

ribasso tramite prezzo “cap” e “floor “ 

Fonte: elaborazioni KPMG Advisory sulla base del D.Lgs. 28/2011 

In base alle nuove disposizioni, gli impianti che entreranno in esercizio entro la 

fine del 2012 avranno diritto all’attuale sistema di incentivazione. Per questa tipologia 

di impianti è previsto un periodo transitorio dal 2012 al 2015 durante il quale: 

Nuovi impianti in 

esercizio entro il 2012 

• la quota d’obbligo di energia rinnovabile da immettere in rete a carico dei 

produttori da fonti tradizionali si ridurrà linearmente nel triennio 2013-2015, 

per poi annullarsi 

• il prezzo di ritiro dei Certificati Verdi invenduti sarà pari al 78% del prezzo di 

cessione dei CV di titolarità del GSE. 

Al termine del periodo transitorio, quindi a partire dal 2016, cesserà l’emissione 

di Certificati Verdi e il diritto alla fruizione a questa forma di incentivazione sarà 

commutato nel diritto ad accedere ad una tariffa incentivante costante fissata in 

modo da garantire la redditività degli investimenti effettuati, addizionale rispetto 

al prezzo di mercato per l’energia elettrica prodotta; le modalità effettive della 

transizione dovranno essere definite dai decreti attuativi del D.Lgs. 28/2011. 




Tale evoluzione normativa, in termini di regolamento attuativo, non è ancora 

definita, ma è prevedibile che segua principi analoghi a quelli recentemente 

adottati per il fotovoltaico, come illustrato nella figura di seguito riportata. 

Figura 7 

I possibili principi ispiratori alla base della revisione del meccanismo dei 

Certificati Verdi (eolico e bioenergie) 

Proiezione dei principi di riferimento per il nuovo scenario dei CV 

RENDERE COERENTE 

L’INCENTIVO CON IL 

DECREMENTO DEI COSTI 

DELLA TECNOLOGIA 

RENDERE CERTO E CONTENERE 

L’ONERE FINANZIARIO SUL 

SISTEMA PAESE RELATIVO 

ALL’INCENTIVAZIONE 

FAVORIRE LA GENERAZIONE 

DISTRIBUITA TRAMITE LA 

DIFFUSIONE DEGLI IMPIANTI 

DI TAGLIA LIMITATA 

RENDERE STABILE NEL TEMPO 

L’INCENTIVO ACQUISITO, 

FISSATO SULLA BASE DELL’ANNO 

DI INGRESSO 

L’incentivo riconosciuto è calcolato su una base industriale di costo 

finanziario e operativo dell’impianto tale da: 

- consentire il servizio del debito dell’impianto (quota capitale + interessi) 

rispetto ai covenants in termini di DSCR 

- consentire una remunerazione dell’azionista superiore al relativo WACC 

La riduzione degli incentivi unitari tali da mitigare la spesa per il Sistema 

Paese deve essere graduale e diluita nel tempo 

Il Sistema Paese deve avere un budget di spesa per l’incentivazione delle 

rinnovabili certo e controllabile basato su: 

- tariffa determinata per MWh prodotto 

- capacità installabile determinata a preventivo, su un orizzonte temporale di 

medio termine (fino al 2020) 

Incentivare gli impianti di piccola taglia (inferiori o pari a 5 MW), 

rispetto a quelli di grandi dimensioni (superiori a 5 MW) 

L’incentivo riconosciuto è legato all’anno di entrata in esercizio e non 

modificabile successivamente (certezza di un incentivo costante per la tutta la 

durata del periodo di incentivazione) 


Il tema chiave di tale evoluzione normativa è pertanto costituito da due fattori: 

• l’individuazione di uno scenario in merito al possibile livello di incentivo, valido 

per tutti gli impianti: 

- a partire dall’anno 2016, sia gli attuali già in funzione che in funzione entro il 

2012 

- a partire dall’anno 2013, per gli impianti in ingresso a partire da tale data 

• la formulazione di un’ipotesi in merito al funzionamento dei meccanismi 

d’asta, per l’accesso alla capacità installabile che beneficerà di incentivo, 

applicabile per i grandi impianti con entrata in esercizio a partire dall’anno 

2013. 

Per determinare un livello di incentivo necessario per sostenere la redditività di 

un investimento il Legislatore potrebbe seguire lo schema illustrato nella figura 

di seguito riportata, che identifica gli attuali parametri industriali di riferimento 

ed i vincoli costituiti dal servizio del debito e di redditività minima per l’azionista. 




Figura 8 

Simulazione sul livello di incentivo per impianti che entreranno in 

funzione entro il 2012 (impianto con tecnologia eolica) 

1. Parametri industriali di riferimento 

2. Vincoli 

3. Valore del premio rispetto 

attuali (al 31/12/2011) per un parco 

al prezzo di mercato 

eolico 

dell’energia 

• Potenza: 36 MW 

• Prezzo energia ( /MWh): ~65 /MWh 

Durata incentivo: 15 anni 

• Producibilità: 1.850 h 

• CAPEX ALL–IN (k): 1.800 k /MW 

• Royalty: 3% dei ricavi totali 

• ICI: 4 ‰ sul valore dell’asset 

• OPEX : ~ 50 k /MW 

• Leva: 75%; durata: 13 anni a 

(2 anni prima di termine incentivo) 

• Tasso fisso capitale a debito: 5,5% 

DSCR medio > 1,2x 

(Project Financing Covenant) 

IRR azionista 

> 7,5% 

~70 € / MWh 


Nella simulazione effettuata, il valore minimo del premio rispetto al prezzo di 

mercato dell’energia elettrica, nel rispetto dei covenant finanziari e di un ritorno 

dell’azionista superiore al 7,5%, risulta essere pari a circa 70 Euro / MWh (oltre 

il 20% in meno rispetto al prezzo del Decreto attuale pari a 89,7 Euro / MWh). 

Indipendentemente dal livello di feed-in premium determinato dal 

Legislatore, esso dovrà rimanere costante nel tempo, in quanto 

diversamente l’impianto, data la propria base industriale di costo non più 

modificabile, andrebbe in ‘breach ’ dei covenant del contratto di project 

financing. 

E’ necessario inoltre sottolineare che un rendimento per l’azionista del 

7,5% costituisce una soglia estremamente ridotta per un investitore 

industriale e/o finanziario, tale da porre in dubbio l’effettiva permanenza 

nel settore come soggetto investitore. 

Gli impianti da fonti rinnovabili (ad esclusione del fotovoltaico) che entreranno 

in esercizio dopo il 31 dicembre 2012 dovrebbero essere incentivati 

attraverso due nuovi meccanismi: 

• un livello minimo di feed-in premium, che assicuri una redditività sufficiente 

all’impianto 

• un meccanismo di assegnazione di capacità incentivabile basato sulla 

conduzione di aste al ribasso dell’incentivo (feed-in premium) per gli impianti 

di dimensioni maggiori. 

Nuovi impianti in 

esercizio dal 2013 




Il livello di incentivazione che assicuri agli impianti che entreranno in esercizio a partire 

dal 2013 una sufficiente redditività potrebbe essere determinato dal Legislatore 

secondo lo schema illustrato nella figura di seguito riportata che identifica: 

• gli attuali parametri industriali di riferimento ed il potenziale efficientamento 

per i prossimi anni 

• i vincoli costituiti dal servizio del debito e di redditività minima per 

l’azionista. In particolare, è prevedibile che il Legislatore assuma un ricorso 

a finanziamenti corporate anziché di project financing, con una conseguente 

riduzione dei covenant finanziari da rispettare. 

Figura 9 

Simulazione sul livello di incentivo per impianti che entreranno in 

funzione dopo il 2012 (impianto con tecnologia eolica) 

1. Parametri industriali 

di riferimento 

attuali (al 31/12/2011) 

per un parco eolico 

1 .Parametri industriali 

di riferimento 

efficientati 

(al 2015-16; parco eolico) 

2. Vincoli 

3. Valore del premio 

rispetto al prezzo di 

mercato dell’energia 


• Prezzo energia (/MWh): 

~65 /MWh 


• Prezzo energia (/MWh): 

~65 /MWh 

Durata feed-in premium: 

15 anni 



• CAPEX ALL–IN (k): 

1.800 k/MW 

• Royalty: 3% dei ricavi totali 


• OPEX : ~ 50 k/MW 

• CAPEX ALL–IN (k): 

1.400 k/MW 

• Royalty: 1,5% dei ricavi totali 


• OPEX : ~ 35 k/MW 

DSCR medio > 

1,15 ÷ 1,20x 

(da Project Finance a 

finanziamento corporate) 

Prezzo minimo di 

tariffa >50€ /MWh 

(con base 

industriale di 

costo impianto 

efficientata) 

• Leva: 75%; durata: 13 anni 

(2 anni prima di termine 

incentivo) 

• Tasso fisso capitale a debito: 

5,5% 

• Leva: 70%; durata: 13 anni 

(2 anni prima di termine 

incentivo) 

• Tasso fisso capitale a debito: 

5,5% 

IRR azionista > 

WACC > 7,5% 


E’ necessario inoltre sottolineare che un rendimento per l’azionista del 

7,5% costituisce una soglia estremamente ridotta per un investitore 

industriale e/o finanziario, tale da porre in dubbio l’effettiva permanenza 

nel settore come soggetto investitore. 

Non sono considerati, per il mercato italiano, significativi fenomeni di riduzione 

dei CAPEX unitari in relazione alle economie di scala in quanto il parco di 

installato, per motivi intrinseci della tecnologia e di disponibilità dei siti, risulterà 

anche in futuro ridotto. 

Anche in tale simulazione la feed-in premium di riferimento dovrà rimanere 

costante nel tempo, in quanto diversamente l’impianto, data la propria base 

industriale di costo, non più modificabile, non sarebbe sostenibile come 

rendimento per l’azionista e/o servizio del debito. 




Per gli impianti di dimensioni più elevate (probabilmente superiori a 5 MW) 

che entreranno in esercizio dopo il 31 dicembre 2012 è stato inoltre introdotto un 

meccanismo ad asta, che deve ancora essere definito nel suo regolamento attuativo. 

Il sistema di aste al ribasso, gestito dal GSE, ha per oggetto l’assegnazione di 

contingenti di potenza installabile specifici per fonte/tecnologia. 

E’ in corso di definizione 

il meccanismo d’asta 

riguardante i grandi 

impianti 

E’ prevista la definizione di una base d’asta (prezzo cap) e di livelli di 

prezzo minimi (floor ), determinati tenendo conto delle esigenze di rientro 

degli investimenti effettuati, come evidenziato nella simulazione sopra 

riportata. 

In estrema sintesi, il meccanismo dell’asta al ribasso si dovrebbe basare sui 

seguenti elementi: 

• quantità massima di energia incentivabile inferiore alla richiesta effettiva degli 

operatori (per abilitare effettivamente un meccanismo competitivo tra gli stessi) 

• assegnazione a tutti gli operatori dell’offerta minima ricevuta nella sessione 

d’asta, con floor minimo per garantire la sostenibilità degli impianti 

• allocazione degli incentivi sulla base delle offerte pervenute fino al 

raggiungimento della quantità contingentata (quantità massima di energia 

incentivabile). 

Figura 10 

Probabili dinamiche di formazione del prezzo d’asta 

Euro / MWh 

Cap 

Floor 

MWh 

Quantità massima stabilita dal legislatore 

nel periodo, oggetto dell’asta 

Richiesta 

effettiva 


In termini concreti, se il GSE stabilirà un contingente di potenza installabile 

dell’asta inferiore rispetto alla capacità installabile dell’anno da parte degli 

operatori, il meccanismo di asta al ribasso farà sì che gli operatori, per non 

perdere l’accesso all’incentivo, tendano in ogni sessione di asta ad allineare le 

proprie offerte al prezzo floor. 

Il valore della base d’asta sarà comunque determinato in modo 

da garantire il ritorno sull’investimento in accordo con quanto 

esplicitamente previsto nel D.Lgs. 28/2011. 




Il meccanismo di aste al ribasso, che rappresenta uno degli elementi più 

innovativi introdotti dal D.Lgs. 28/11, è fonte di notevoli incertezze per 

gli operatori del settore. In attesa dell’emanazione dei decreti attuativi, 

infatti, sono diverse le incognite in merito alle modalità operative alla base 

del funzionamento delle aste; i principali nodi da sciogliere sono infatti 

rappresentati: 

• dalla periodicità con la quale si svolgeranno le aste nel corso dell’anno e 

dai relativi contingenti di potenza, perché determineranno la possibilità 

per progetti non selezionati di accedere a successive procedure di asta, 

aumentandone le probabilità di successo. I contingenti di potenza potrebbero 

essere riferiti a specifiche aree geografiche e definiti in coerenza con la 

pianificazione regionale 

• dalla tipologia di progetti abilitati alla partecipazione tramite asta, in particolare 

dalla definizione di eventuali requisiti minimi (tecnici ed economici) dei 

progetti stessi e di solidità finanziaria dei proponenti 

• dai criteri di esclusione delle offerte presentate (ad esempio in base alla data 

nella quale l’operatore ha conseguito la cantierabilità dell’impianto; alla data 

cronologica di presentazione dell’offerta; ecc.). 

I requisiti di accesso alle aste, che dovrebbero imporre il versamento 

di idonee e rilevanti garanzie (ad esempio fidejussioni) per garantire 

l’effettiva realizzazione dell’impianto in caso di assegnazione 

dell’incentivo, dovrebbero rendere tale mercato riservato agli operatori 

medio-grandi, di derivazione energy e non, portando ad un significativo 

consolidamento del comparto rispetto alla situazione attuale, che vede la 

presenza di numerosi soggetti privati (i cosiddetti ‘sviluppatori’). 

Rispetto allo scenario normativo sopra delineato, la ‘Robin Hood Tax’, approvata 

di recente, dovrebbe avere effetto solo per l’anno 2013, in quanto prevista per 

tre anni, a partire dal 2011 (si veda l’approfondimento sottostante). 

La ‘Robin Hood Tax’ 

Le disposizioni previste dall’articolo 81 del Decreto Legge 138 del 13 agosto 2011 determineranno effetti rilevanti sui 

risultati economici degli operatori del settore rinnovabili. La Legge Finanziaria recentemente approvata, infatti, prevede 

alcune novità in merito alla cosiddetta ‘Robin Hood Tax’, l’addizionale all’imposta sul reddito delle società (IRES) introdotta 

dalla Legge 133/2008 ed applicata alle imprese del comparto energetico tradizionale: 

• l’innalzamento dal 6,5% al 10,5% dell’aliquota addizionale IRES per società operanti nel settore energetico per i periodi 

di imposta dal 2011 al 2013 

• l’estensione dell’addizionale IRES ai soggetti che svolgono attività regolate sia nel settore elettrico che in quello del gas 

(trasmissione/dispacciamento e distribuzione) con il divieto di traslazione di questa imposta ai clienti finali 

• l’ampliamento dell’ambito di applicazione anche a soggetti che producono elettricità da biomasse e fonte solarefotovoltaica 

o eolica, fino ad ora esclusi 

• la riduzione della soglia di fatturato che determina l’assoggettamento all’imposta da 25 a 10 milioni di Euro. 




Gli impatti della nuova normativa sui rendimenti - 

fotovoltaico 

L’applicazione di quanto disposto dal ‘IV Conto Energia’, entrato in vigore lo 

scorso maggio e che avrà valenza per gli impianti entrati in esercizio entro il 

31 dicembre 2016, dovrebbe determinare una riduzione del rendimento medio 

dell’azionista (si vedano le tabelle successive). 

Tabella 17 

L’evoluzione degli indicatori medi alla base di un investimento tipo per il 

fotovoltaico conseguenti all’introduzione del nuovo Conto Energia 

Il nuovo Conto Energia 

dovrebbe determinare 

una riduzione del 

rendimento medio 

dell’azionista 

Parametri industriali di riferimento 

2010 

(valori medi rilevati) 

2012 

(valori simulati) 


Prezzo energia (a/MWh) ~ 78 ~ 78 

Valore incentivo FV (a/MWh) 346 (1) 156 (2) 

Producibilità (ore) 1.400 (3) 1.400 

CAPEX ALL-IN (ka/MW) 3.800 2.300 

Royalty (% dei ricavi totali) 3 3 


OPEX (ka/MW) ~ 100 ~ 50 

Leva (%) 80 80 

Durata rimborso 

18 18 

(durata incentivo meno 2 anni) 

Tasso fisso capitale di debito (%) 5,5 6,5 (4) 

(1) 

Incentivo riferito ad un impianto di taglia superiore ad 1 MWp, installato a terra, entrato in esercizio 

durante il 2010 

(2) 

incentivo riferito ad un impianto di taglia compresa tra 1 e 5 MWp, installato a terra, entrato in esercizio a 

giugno 2012 

(3) 

le ore di funzionamento fanno riferimento ad un impianto localizzato nel Sud Italia (valore medio) 

(4) 

Il tasso di debito è simulato più oneroso rispetto a quello del 2010, a causa dell’attuale crisi di liquidità 

degli istituti finanziari 


Tabella 18 

L’evoluzione dei rendimenti attesi per il fotovoltaico conseguenti 

all’introduzione del nuovo Conto Energia 

Incentivo 

2010 




2012 

(valori simulati) 



DSCR medio >1,2 x >1,1 x 

Equity IRR (%) >10% 7,5% 


Le nuove disposizioni normative producono i seguenti effetti sugli economics 

degli operatori del settore fotovoltaico: 

• riducono i rendimenti per l’azionista 

• sono tuttavia mitigati, mantenendo una discreta redditività, a fronte: 

- del riallineamento della filiera verso valori di CAPEX unitari inferiori, 

conseguibile nel caso della tecnologia in oggetto grazie all’evoluzione 

tecnologica ed alle rilevanti economie di scala nelle produzione dei pannelli 

- della significativa riduzione attesa del premio oggi riconosciuto agli 

sviluppatori degli impianti 

- dal significativo riallineamento della filiera in merito ai costi operativi di 

funzionamento. 




Gli impatti della nuova normativa sui rendimenti – eolico 

La nuova normativa per 

l’eolico dovrebbe avere 

un impatto limitato 

sul rendimento medio 

dell’azionista 

Le modifiche normative, in corso di definizione, potrebbero determinare sui 

rendimenti degli operatori del comparto eolico gli effetti sintetizzati nelle 

seguenti tabelle. 

La simulazione prevede un incentivo di 130 Euro/MWh. 

Tabella 19 

L’evoluzione degli indicatori medi alla base di un investimento tipo per 

l’eolico conseguenti alle possibili nuove disposizioni normative in materia 

di incentivi 

Parametri industriali di 

riferimento 

2010 


2016 

(valori medi simulati) 


Prezzo energia (€/MWh) 

~ 65 

~ 65 

~ 150 

~ 130 

CV/Feed in premium (€/MWh) ~ 85 ~ 65 

Producibilità (ore) 1.850 1.850 

CAPEX ALL-IN (k€/MW) 1.800 1.600 

Royalty (% dei ricavi totali) 3 1,5 


OPEX (k€/MW) ~ 50 ~ 35 

Leva (%) 75 70 

Durata rimborso (durata incentivo 

13 13 

meno 2 anni) 

Tasso fisso capitale di debito (%) 5,5 5,5 (1) 

(1) 

Si ipotizza un riallineamento dei tassi di debito ai livelli 2010, dopo il superamento dell’attuale crisi di 

liquidità degli istituti finanziari 


Tabella 20 

L’evoluzione dei rendimenti attesi per l’eolico alle possibili nuove 

disposizioni normative in materia di incentivi 

Incentivo 

2010 (valori medi rilevati) 2016 (valori simulati) 





DSCR medio >1,3 x >1,4 x 

Equity IRR (%) >11% >10% 


Gli effetti delle nuove disposizioni normative sugli economics degli operatori 

del settore eolico dovrebbero avere un impatto limitato per i rendimenti per 

l’azionista a condizione che i costi di CAPEX e OPEX si adeguino al contesto di 

incentivi meno favorevole. 

Il rispetto dei covenant sul debito dovrà essere sostenuto da un maggior livello 

di capitalizzazione degli impianti. 




Conclusioni 

In questi anni, i sistemi di incentivazione previsti nel nostro Paese si sono 

rivelati uno strumento essenziale per sostenere lo sviluppo delle rinnovabili. 

Nonostante le continue modifiche del quadro normativo, gli incentivi hanno 

mantenuto una sufficiente ‘prevedibilità’ sul ritorno dell’investimento 

agevolando dunque il funding delle opere. 

In questa prospettiva, e nonostante il dibattito in corso, occorre sottolineare 

come gli incentivi rappresentino contemporaneamente un elemento di 

continuità importante per il raggiungimento degli obiettivi comunitari in materia 

di energie rinnovabili e un fattore di promozione rilevante sul piano produttivo 

ed occupazionale. 

Tuttavia, la crescita sostenuta degli oneri connessi ai meccanismi di 

incentivazione ha avuto spesso una ricaduta negativa sui consumatori in 

termini di maggiori costi, tanto da generare riflessioni in merito alla sostenibilità 

economica delle fonti rinnovabili. 

In tale contesto, ci si interroga su quale sia il livello adeguato degli incentivi, in 

termini di: 

• andamento dei costi delle tecnologie e tempistiche di conseguimento della 

cosiddetta ‘grid parity ’ 

• sostenibilità della spesa per il Sistema Paese. 

Tali questioni sono da tempo al centro di un vivace dibattito sia a livello politico 

ed economico: il tema centrale è la ricerca di un equilibrio tra la sostenibilità di 

sistema e la convenienza degli operatori a continuare ad investire. 

Le posizioni emerse sulle revisioni degli incentivi (sia al fotovoltaico che agli 

altri meccanismi) e i primi interventi attuati in tal senso in questi ultimi mesi 

aprono la strada a diverse possibili evoluzioni nel settore delle fonti rinnovabili 

nel nostro Paese. 

In ogni caso, al di là dell’evoluzione del sistema degli incentivi, per gli operatori 

diventa cruciale anche il tema della dimensione d’impresa e dell’accesso ad 

economie di scala significative. La crescita dimensionale, infatti, consente una 

riduzione strutturale del proprio costo di capitale investito e di gestione degli 

impianti, garantendo dunque la sostenibilità dei nuovi investimenti. 




Quadro di riferimento 

per l’evoluzione del settore 

01. incertezza del quadro normativo legata 

all’assenza di un Piano Energetico 

Nazionale e alla revisione in atto dei 

meccanismi di incentivazione 

02. dilatazione nei tempi di rilascio 

delle autorizzazioni derivanti dalla 

‘frammentazione’ amministrativa 

03. spesa a sostegno della struttura 

degli incentivi in crescita e 

prevedibilmente non sostenibile 

nel medio periodo per il Sistema 

Paese 

04. grandi player a parte, mercato 

di riferimento prevalentemente 

nazionale o al massimo 

europeo 

05. redditività mediamente 

positiva dipendente 

dal conseguimento di 

economie di scala 

06. possibile contrazione 

dei rendimenti medi 

conseguenti alla 

revisione in atto 

dei meccanismi di 


Dopo aver registrato negli 

ultimi anni un significativo 

percorso di crescita, favorito 

anche da un vantaggioso 

sistema incentivante, le 

prospettive di sviluppo per il 

settore possono essere legate 

ad alcuni driver principali: 

• il consolidamento 

dimensionale e l’ottenimento 

di economie di scala 

• il raggiungimento della grid 

parity 

• l’evoluzione normativa 

• l’eventuale allargamento 

del mercato di 

riferimento attraverso 

l’internazionalizzazione. 

L’obiettivo a tendere 

dovrebbe essere quello di un 

percorso di sviluppo guidato 

prevalentemente da dinamiche 

di mercato. 




Approfondimenti 




Le energie rinnovabili e 

gli obiettivi di grid parity 

a cura di Luca Mazzoni, Amministratore Delegato Protos 

Lo sviluppo delle fonti energetiche alternative, conseguente alle evoluzioni 

intervenute nelle politiche energetiche comunitarie e nazionali, strettamente 

legate alla riduzione della dipendenza energetica di molti paesi dell’Unione 

Europea, richiede sempre di più una valutazione, a prescindere dai sistemi 

incentivanti che si prevede in futuro possano essere superati, della convenienza 

economica della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili rispetto a 

quelle tradizionali. 

Il conseguimento della 

grid parity è la vera 

chiave di volta per lo 

sviluppo del settore 

L’obiettivo del raggiungimento della cosiddetta grid parity (cioè la parità dei 

costi di produzione dell’energia da fonti convenzionali o alternative) per le 

energie rinnovabili assume quindi un ruolo fondamentale; il conseguimento in 

tempi contenuti di questo traguardo consentirebbe alle nuove fonti di energia 

di avviare un percorso di sviluppo proprio, non più vincolato all’incentivazione 

fornita dalle politiche pubbliche ma esclusivamente guidato da dinamiche 

strettamente di mercato. 

Le fonti energetiche ‘tradizionali’ (carbone, gas e nucleare) che storicamente 

hanno contribuito in misura preponderante alla produzione di energia elettrica, 

sono caratterizzate da miglioramenti tecnologici contenuti, mentre le ‘nuove’ 

fonti energetiche mostrano interessanti prospettive di sviluppo ma, al 

momento, non sembrano ancora essere altrettanto competitive. 

Il costo di produzione di energia da fonti tradizionali, basate su tecnologie ormai 

consolidate, può cambiare annualmente solo in funzione dell’andamento del 

prezzo del combustibile, vista l’impossibilità di fatto di progressi tecnici tali da 

determinare ulteriori riduzioni di spesa. 

Nell’ambito delle fonti rinnovabili, invece, lo sviluppo tecnologico, legato sia ai 

crescenti investimenti in ricerca, sia alla sempre più ampia diffusione di queste 

forme di produzione di energia, sta determinando una costante discesa dei 

costi di produzione grazie alla creazione di economie di scala e all’emergere di 

innovazioni incrementali e non solo. 

Nel grafico seguente sono posti a confronto, utilizzando i dati più recenti a 

disposizione, i costi di produzione per kWh delle diverse fonti di energia. 




Grafico 15 

Costo del kWh per diverse fonti di energia, Europa (2010, in Euro cent/ 

kWh) 

18 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

Carbone 

(2009) 

Gas 

(2009) 

Nucleare 

(2007) 

Eolico 

(2007) 

Fotovoltaico 

(2010) 

Da 

Fino a 

Fonte: World Energy Council (2011) 

I costi così determinati non includono i costi sociali ed ambientali legati 

all’impiego delle diverse fonti energetiche. Per carbone e gas, il prezzo 

‘massimo’ include l’onere sulle emissioni di c o 2 

(che non è però applicata in 

tutti gli stati europei). 

Visto che, come detto, il costo di produzione da fonti fossili (carbone, gas, 

uranio) non varia molto di anno in anno, si può assumere che i valori del 2007 e 

2009 siano invariati al 2010: 

• carbone: 3,5 Euro cent/kWh (+2,5 Euro cent/kWh di tassa sulla CO 2 

) 

(European Wind Energy Association, 2010) 

• gas: 4,6 Euro cent /kWh (+1,1 Euro cent /kWh di tassa sulla CO 2 

) (European 

Wind Energy Association, 2010) 

• nucleare: 2,5-5,5 Euro cent /kWh (medio 4 Euro cent /kWh) (World Energy 

Council, 2010) 

• eolico: 6-9 Euro cent /kWh (European Wind Energy Association, 2010) 

• fotovoltaico: 11-17 Euro cent /kWh (EPIA, 2010). 

In considerazione del costo di produzione, in forte discesa per effetto del 

progresso tecnologico e delle economie di scala, è importante investire sulle 

fonti rinnovabili fino al giorno in cui queste saranno competitive anche senza 

incentivi. 

Il costo di produzione 

delle fonti energetiche 

rinnovabili è in forte 

discesa per effetto del 

progresso tecnologico e 

delle economie di scala 




Il costo di produzione dell’energia da fonte rinnovabile varia a seconda della 

disponibilità di risorsa naturale (vento o sole ecc.) dove l’impianto viene 

installato; ciò incide sulle dinamiche di variazione dei costi con un aumento di 

quelli iniziali di investimento, ed una generale diminuzione di quelli complessivi 

di produzione, quando la risorsa è abbondante. 

Di seguito viene presentata l’evoluzione attesa dei costi di produzione delle 

fonti eolica e fotovoltaica. 

I principali fattori che 

determinano l’andamento 

del costo di produzione 

dell’energia eolica 

sono rappresentati dai 

costi d’investimento 

e dall’energia che gli 

aerogeneratori sono in 

grado di produrre 

Nel comparto eolico, i principali fattori che determinano l’andamento del 

costo di produzione dell’energia sono rappresentati dai costi d’investimento e 

dall’energia che gli aerogeneratori sono in grado di produrre compatibilmente 

con la disponibilità della risorsa del vento. 

Per gli impianti eolici connessi alla rete, negli ultimi anni è stato possibile 

constatare una riduzione generalizzata del costo di produzione inteso 

come costo del kWh. Tale tendenza può essere giustificata principalmente 

dall’aumento della taglia media delle macchine installate, nonché dal 

progressivo miglioramento della tecnologia eolica, soprattutto in relazione 

all’affidabilità e all’efficienza degli aerogeneratori. 

L’effetto di un aumento costante del valore medio delle dimensioni degli 

aerogeneratori ha, di fatto, comportato, per effetto dell’introduzione di 

economie di scala, una riduzione del costo dell’investimento iniziale. 

Parallelamente, il costante incremento annuale dell’efficienza globale degli 

aerogeneratori, riscontrato pari al 2-3 per cento negli ultimi anni, ha consentito 

un corrispondente incremento dell’energia prodotta. 

Grafico 16 

Ipotesi di sviluppo per le turbine eoliche, taglia media 2MW, sino al 2015 

(Euro cent/kWh) 

12 

10 

Entroterra 

Euro cent / kWh 

8 

6 

4 

Sito costiero 

2 

0 

1985 1987 1990 1993 1996 1999 2001 2004 2006 2010 2015 

Fonte: RisØ / DTU (National Laboratory for Sustainable Energy of Denmark) 

Il rapido declino dei costi di produzione ha subìto un arresto nel 2006 (si veda 

grafico sopra riportato) a causa della crescente domanda di aerogeneratori, 

che ha richiesto una fase di allineamento della capacità produttiva da parte dei 

produttori, e dell’aumento dei prezzi dei materiali di fornitura quali l’acciaio. 




Il mercato dell’energia eolica ha recentemente registrato un’evoluzione molto 

rapida, caratterizzata da un tasso di crescita annua in media compreso tra il 

25 e il 30 per cento negli ultimi dieci anni, che secondo alcune stime recenti 

(World Wind Energy Association) può ritenersi costante fino al 2015. 

Questo andamento prospettico è stato determinato sulla base delle seguenti 

ipotesi: 

• riduzione del costo unitario del prodotto secondo una percentuale costante 

pari al 10 per cento, in corrispondenza ad un raddoppio della produzione 

cumulata 

• raddoppio della capacità cumulativa installata ogni tre anni (considerando 

costante il tasso di crescita riscontrato negli ultimi anni). 

Il comparto fotovoltaico ha conosciuto, a partire dagli anni 2000, uno sviluppo 

a crescita esponenziale che si è mantenuto sino ad oggi a tasso crescente 

nonostante la crisi economica mondiale ed i cambiamenti delle politiche 

energetiche avvenuti in diverse nazioni. 

L’andamento del costo di produzione da fonte solare è strettamente connesso 

a quello delle tecnologie impiegate per la realizzazione dei pannelli fotovoltaici. 

Grafico 17 

Andamento storico del costo dei moduli fotovoltaici 

100 

Il costo di produzione 

da fonte solare è 

strettamente connesso 

a quello delle tecnologie 

impiegate per la 

realizzazione dei pannelli 

fotovoltaici 

Prezzo moduli fotovoltaici (USD/W) 

1979 

Silicio cristallino 

10 

Carenza di silicio 

2007 

Film sottile 

2009 

2009 

1 

1 10 100 1.000 10.000 100.000 1.000.000 

Produzione cumulata di moduli (MW) 

Trend film sottile Trend silicio Film sottile Silicio cristallino 

Fonte: EPIA (2010) 

Nel grafico sopra riportato viene rappresentata la flessione nel tempo dei costi 

relativi alle diverse tecnologie fotovoltaiche, dal quale è possibile evidenziare 

la significativa riduzione del prezzo di produzione dei pannelli conseguente 

all’introduzione di nuove tecnologie (film sottile). 

Nei prossimi vent’anni assume importanza significativa ipotizzare eventuali 

salti tecnologici nelle curve di apprendimento, con la possibilità di assistere allo 

sviluppo di nuove tecnologie. 

I pannelli fotovoltaici rappresentano ad oggi circa il 50 per cento del valore 

dell’investimento e si comprende come soprattutto ad essi possa essere 

ricondotta una futura riduzione dei costi di questa tecnologia. 




2.800 

Grafico 18 

Previsione costo parchi fotovoltaici (in Euro) 

Range di prezzo 

2.600 

2.445 

2.215 

2.193 

1.908 

1.982 

1.640 

1.804 

1.409 

1.644 

1.214 

1.549 

1.135 

1.460 

1.062 

1.378 

995 

1.301 

993 

- 56% 

- 66% 

1.229 

875 

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 

Fonte: epia (2010) 

Sulla base dei range di prezzo osservati ad ottobre 2011 è possibile rivedere 

al ribasso i valori citati dalla previsione EPIA: il prezzo degli impianti a terra che 

entreranno in esercizio nel primo semestre 2012 varia tra 1,8 e 2,2 milioni di Euro 

per MWp, con una riduzione aggiuntiva di circa l’8% rispetto alle stime iniziali. 

Nel fotovoltaico la ricerca 

tecnologica potrebbe 

migliorare ulteriormente 

l’effetto di riduzione 

dei costi, abbreviando 

significativamente i 

tempi necessari al 

raggiungimento della grid 

parity 

Ipotizzando uno sviluppo costante del mercato, è possibile prevedere, tenendo 

in considerazione la composizione dei costi di realizzazione dei parchi fotovoltaici, 

una riduzione dei costi a vent’anni tra il 56 e il 66 per cento, salvo ‘salti quantici’ 

nella curva di apprendimento, dovuti alla ricerca tecnologica, che potrebbero 

migliorare ulteriormente l’effetto di riduzione dei costi, ovvero abbreviare 

significativamente i tempi necessari alla realizzazione della grid parity. 

Questo porterebbe i costi di produzione, attualmente compresi tra 11 e 19 

centesimi di Euro/kWh, ad un range di 6-10 centesimi di Euro/kWh nel 2020 e 

4-7 centesimi di Euro/kWh nel 2030 (si veda grafico sotto riportato). 

Grafico 19 

Previsione del LCOE * per il fotovoltaico (range in Euro cent/kWh) 

Euro cent/kWh 

25 

20 

20,1 

18,7 

15 

2010 

10 

5 

11,8 

8,7 

8,3 

5,9 

2020 

2030 

12,6 

11,7 

7,4 

5,4 

5,2 

3,7 

0 

1.200 1.300 1.400 1.500 1.600 1.700 1.800 1.900 2.000 2.100 

Ore di operatività kWh/kWp 

Alto 2010 Alto 2020 Alto 2030 Basso 2010 Basso 2020 Basso 2030 

* LCOE Levilized Cost of Energy: risultato del rapporto tra energia totale prodotta dall’impianto nel suo 

ciclo di vita, e i costi di investimento, i tassi di interesse e tutti i costi relativi (sia in fase di costruzione 

che operativi) attualizzati. 

Fonte: epia (2010) 




Sulla base di quanto descritto è possibile ipotizzare alcuni scenari per il 

raggiungimento della grid parity in Italia per l’energia prodotta dalla fonte 

potenzialmente più abbondante in termini di risorsa sfruttabile e meglio 

distribuita sul territorio nazionale, ovvero il fotovoltaico. 

Sono stati assunti tre diversi scenari per l’incremento del prezzo di vendita 

dell’energia, in linea con quanto atteso dagli analisti del mercato (prezzo alto, 

prezzo medio, prezzo basso), mentre per la valutazione del costo dell’energia 

da fotovoltaico si è fatto ricorso a una forchetta (FV Fotovoltaico alto e 

Fotovoltaico basso) che richiama i valori descritti nel grafico precedente. 

Grafico 20 

Ipotesi di grid parity per il fotovoltaico 

0.30 

0.25 

0.20 

0.15 

0.10 

0.05 

0.00 

2010 2015 2020 2025 2030 

Prezzo basso Prezzo medio Prezzo alto FV alto FV basso 

Fonte: Protos (2011) 

E’ stato assunto l’incremento del prezzo di vendita dell’energia che, da 6 

centesimi di Euro/kWh del 2010, porta ad un range di 7-18 centesimi di Euro/ 

kWh nel 2020 sino a raggiungere, nel 2030, la forchetta 9-25 centesimi di Euro/ 

kWh. 

E’ interessante constatare come, nel caso migliore, la grid parity sia 

riscontrabile già a partire dal 2013. 

L’attuale crisi economica mondiale, però, avendo tra gli effetti la contrazione 

dei consumi e della produzione industriale, è causa di meccanismi deflattivi che 

potranno portare ad un ritardo nel raggiungimento della parità di rete. 

Nel fotovoltaico il 

migliore scenario prevede 

il raggiungimento della 

grid parity al 2013 

Tuttavia lo scenario prospettato non tiene conto di possibili innovazioni 

tecnologiche e salti nella curva di apprendimento che, nel medio periodo, 

vadano a contribuire ulteriormente alla competitività della tecnologia. 




Il Project Financing nel 

settore delle rinnovabili 

a cura di Marco Serifio, Partner KPMG Advisory 

In Italia il project financing ha raggiunto in termini cumulati sino al primo 

semestre 2010 (1) un valore complessivo di circa 158 miliardi di Euro realizzati 

con 611 financial close. Rispetto al mercato complessivo, il numero cumulato 

dei financial close inerenti opere private e pubbliche per il settore delle energie 

rinnovabili, sino al primo semestre del 2010, è stato pari a 342 operazioni, per 

un valore pari a circa 50 miliardi di Euro. 

Le energie rinnovabili 

sono uno dei settori 

di punta in termini 

di ricorso al project 

financing 

Sia in termini di numerosità delle operazioni (circa il 56% del totale) che come 

valore finanziato (circa il 32% del totale), il settore delle energie rinnovabili 

si attesta come settore primario nell’effettuazione di operazioni di project 

financing (da notare come solo il settore delle telecomunicazioni superi le 

energie rinnovabili per quanto riguarda il valore dei finanziamenti). 

Rispetto al primo semestre dello scorso anno, il settore energetico registra un 

aumento di 112 financial close (su 131 totali) per un valore di circa 7 miliardi di Euro. 

L’analisi dei dati di sintesi dei progetti realizzati o in corso di realizzazione da 

parte degli istituti di credito rileva come il rapporto tra debito e capitale delle 

operazioni in project financing è pari a 80%-20%, con una durata delle linee di 

finanziamento (base facility ) compresa in un range tra 10 e 20 anni. 

L’aspettativa sugli spread applicati ai tassi di interesse delle principali linee di 

finanziamento varia in un range compreso tra 240 e 280 punti base, almeno 

fino al 2010, oggi in forte aumento a causa dei recenti trend macroeconomici. 

Per quanto riguarda il rimborso del debito, la quasi totalità degli istituti finanziari 

ritiene fondamentale che il DSCR (2) (Debt Service Cover Ratio) si attesti, 

durante la vita del progetto, su livelli pari a 1,3 per garantire la sostenibilità e 

‘bancabilità’ dell’investimento effettuato. 

Fino al 2010, gli istituti di credito coinvolti nell’analisi hanno ritenuto che il 

settore delle energie da fonti rinnovabili fosse in una fase di stabilità con 

aspettative di ulteriore crescita, ponendolo come il settore con maggiori 

potenzialità di crescita sul mercato del project financing nazionale. 

Nel corso del 2011 tuttavia, le incertezze sugli incentivi hanno portato de facto 

a forti ostacoli nel completamento di operazioni di project financing. 

(1) 

Fonte: “Guida agli Operatori del Project Finance 2010”, Finlombarda. Gli importi finanziati ed il numero di operazioni seguite dagli istituti di 

credito, sono relativi all’attività svolta dall’inizio dell’operatività degli operatori sino a tutto il primo semestre 2010. Rispetto ai dati di sintesi dei 

progetti realizzati o in corso di realizzazione da parte degli istituti di credito, bisogna segnalare come uno stesso progetto possa essere stato 

seguito da più istituti contemporaneamente, a seconda del ruolo rivestito all’interno dell’operazione (Advisor, Arranger, Asseveratore, ecc). 

(2) 

Il DSCR esprime il rapporto tra il flusso di cassa operativo (operating cash flow) e il servizio del debito (quota capitale e quota interessi). 

Misura la capacità del progetto di generare flussi di cassa in grado di rimborsare il debito. 




Per quanto riguarda il ruolo degli istituti finanziari, si registra come Unicredit e 

Intesa Sanpaolo siano i principali operatori del settore a livello nazionale. Essi, 

infatti, rappresentano, ad oggi, circa il 32% del totale dei progetti seguiti (si 

rimanda al grafico seguente). 

Grafico 21 

Il mercato del project financing nel settore energetico: peso % dei 

principali istituti di credito sul numero cumulato di financial close 

Altri 

24% 

Totale mercato: 

342 Operazioni 

Unicredit 

17% 

Tra gli istituti finanziari, 

Unicredit e Intesa 

Sanpaolo sono i principali 

operatori del settore a 

livello nazionale (con 

il 32% del totale dei 

progetti seguiti) 

WestLB 

4% 

Dexia 

4% 

Agrileasing 

4% 

BNP Paribas 

10% 

MPS 

11% 

Intesa Sanpaolo 

15% 

Centrobanca 

11% 

Fonte: elaborazioni KPMG Corporate Finance su dati Finlombarda 

Per quanto riguarda gli importi finanziati per la realizzazione dei progetti 

come sopra indicato, Unicredit da sola rappresenta il 25% dei finanziamenti 

concessi, seguita da Intesa Sanpaolo al 16% e BNP Paribas al 13% (i tre istituti 

rappresentano più del 50% dei finanziamenti concessi). Per quanto riguarda gli 

altri istituti, essi rappresentano percentuali minori seppur significative, come di 

seguito riportato. 




Grafico 22 

Il mercato del project financing nel settore energetico: peso % dei 

principali istituti di credito sul valore finanziato cumulato 


Euro 50 mld 

ING 

4% 

Mediobanca 

4% 

Banco Bilbao 

4% 

Altri 

17% 

Unicredit 

25% 

Dexia 

4% 

Centrobanca 

4% MPS 

4% 

WestLB 

5% 

BPN Paribas 

13% 

Intesa Sanpaolo 

16% 


In termini di volumi, eolico e biogas sono i comparti nei quali si sono 

concentrati il maggior numero di investimenti. 

Grafico 23 

Il mercato del project financing nel settore delle energie rinnovabili: la 

ripartizione settoriale degli investimenti 

39% 


342 operazioni 

32% 

13% 

12% 

4% 

Eolico Biogas Fotovoltaico Biomasse Idroelettrico 


Eolico e biogas 

rappresentano più 

del 50% dei progetti 

finanziati 

Si può notare come l’eolico e il biogas, se considerati insieme, rappresentino 

ben più del 50% del totale dei progetti finanziati. Il fotovoltaico, seppur 

recentemente ha mostrato segnali di ripresa, ha subito un periodo di forte 

contrazione degli investimenti data dalla momentanea mancanza di chiarezza in 

merito agli incentivi. 




Il grafico seguente riporta, in dati percentuali, la collocazione geografica dei progetti 

finanziati (sono riportate le principali Regioni per numerosità di operazioni). 

Grafico 24 

Il mercato del project financing nel settore delle energie rinnovabili: la 

ripartizione geografica degli investimenti 


342 operazioni 

17% 17% 

17% 

11% 11% 

10% 

7% 

6% 6% 

Puglia 

Sicilia 

Sardegna 

Campania 

Lombardia 

E.Romagna 

Toscana 

Marche 


Altre 

Sicuramente il Sud rappresenta l’area geografica del Paese con più operazioni 

di project financing, dato soprattutto dovuto alle caratteristiche territoriali che 

meglio consentono la disponibilità delle risorse per la produzione di energia da 

fonti rinnovabili. 

KPMG svolge abitualmente attività di audit di Piani Economico Finanziari relativi 

ad operazioni riguardanti la costruzione e la gestione di impianti di energie 

alternative, in maniera tale da monitorare il settore sia dalla parte degli operatori 

che degli istituti finanziari. 

Il Sud Italia rappresenta 

l’area geografica del 

paese con più operazioni 

di project financing 

L’attività svolta negli anni permette di notare come il trend del settore, per 

ripartire, necessiti il chiarimento del quadro degli incentivi al fine di superare 

l’attuale periodo di incertezza. 




Modelli di strutturazione 

dei progetti di investimento 

nel settore delle energie 

rinnovabili 

a cura di Stefano Cervo, Tax Partner KStudio Associato 

Le opportunità legate alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili 

(e particolarmente da fonte fotovoltaica) sono ormai da alcuni anni oggetto di 

speciale attenzione sotto vari punti di vista. 

L’analisi della variabile fiscale è di evidente interesse in quanto costituisce uno 

degli elementi per valutare positivamente un investimento in tale settore, 

consentendo di apprezzarne i margini di redditività. 

Il trattamento fiscale 

riservato alle operazioni 

può variare in modo 

significativo a seconda 

dell’oggetto specifico 

del progetto che può 

essere l’azienda o le 

partecipazioni 

Gli aspetti tributari da considerare sono molteplici e il trattamento fiscale 

riservato alle operazioni può variare in modo significativo a seconda dell’oggetto 

specifico del progetto che può essere l’azienda o le partecipazioni; è opportuno, 

pertanto, nell’esame della fiscalità, fare attenzione alle varie fattispecie. 

Aspetti fiscali dell’acquisizione di un asset 

nelle energie rinnovabili 

Carve out del progetto 

Ipotizzando uno schema frequente nel fotovoltaico che vede: 

• un developer che si occupa di identificazione del sito, progettazione, rapporti 

con le autorità preposte al rilascio delle autorizzazioni, ed in taluni casi del 

reperimento del finanziamento per una serie di progetti (‘pipeline’) 

• il carve out di alcuni progetti della pipeline in special purpose vehicles (SPV) 

• la cessione delle quote dello SPV ad un acquirente 

si pongono vari problemi fiscali in relazione al carve out dei progetti in pipeline 

ed alla cessione delle quote della SPV. 

Assumendo che i progetti si qualifichino come ‘azienda’, può configurarsi 

l’ipotesi di un conferimento in regime di neutralità e ci si potrebbe avvalere 

della disposizione contenuta nell’articolo 176, comma 3, del TUIR n. 917/86 

che esplicitamente considera ‘non elusiva’ la successiva cessione delle 

partecipazioni a condizione che sia stata posseduta per almeno un anno. 




Il panorama delle operazioni straordinarie ‘fiscalmente neutrali’, quali ad 

esempio la scissione parziale a favore di una beneficiaria neo costituita o 

preesistente, pongono il problema della elusività dell’operazione qualora la 

stessa sia seguita dalla successiva cessione delle quote e, dunque, vanno 

valutate attentamente in funzione di tale profilo di rischio. 

In tale situazione si pone il problema della possibile applicazione del cosiddetto 

regime della Participation Exemption (PEX, esenzione al 95% della plusvalenza 

derivante dalla cessione delle quote di partecipazione). 

La PEX, invero, è condizionata all’effettivo esercizio di attività commerciale. 

Sul punto ci si interroga sul rilievo da attribuire alle attività preliminari al 

completamento dell’impianto che, unite ad un profilo temporale (cessione 

prima dei tre anni, con eccezione forse del caso della neocostituita), 

sembrerebbero porre dei dubbi sull’applicabilità del regime di esenzione. 

I dubbi sull’applicazione della PEX consigliano spesso di detenere le SPV 

direttamente tramite società di diritto estero, così da poter cederne le azioni 

tassando i capital gains esclusivamente nel luogo di residenza del cedente, nel 

caso in cui questo benefici delle convenzioni contro le doppie imposizioni. 

Strutture alternative: il fondo immobiliare 

Aderendo alla tesi che qualifica un impianto solare come bene immobile si può 

ipotizzare di strutturare progetti di investimento mediante l’utilizzo di un fondo 

immobiliare. 

Lo schema, in alcuni casi di non semplice realizzazione pratica, sarebbe il 

seguente: 

Investitore 

comunitario 

Fondo investimento 

immobiliare (ITA) 

Canone di affitto 

Asset 

Ricavo 

Utilizzatore 

dell’ immobile 




Con tale struttura, il fondo immobiliare acquista l’immobile e stipula un 

contratto (in genere di affitto) con un terzo per l’utilizzo dell’asset. In tal caso 

i proventi conseguiti dal fondo immobiliare saranno esenti da imposta, mentre 

la tassazione si sposterà sui detentori delle units e varierà in funzione dei 

soggetti partecipanti: 

• nel caso di investitori stranieri residenti in paesi ‘white list ’ o di investitori 

cosiddetti ‘istutizionali’ (banche, SIM, ecc.), il provento verrà tassato con 

un’imposta del 20% applicata sui proventi percepiti (aliquota che può essere 

ridotta in base alle convenzioni contro le doppie imposizioni) 

• in ipotesi di investitori residenti non istituzionali, ci saranno due possibilità a 

seconda se la percentuale di possesso delle quote superi o meno il 5%; se lo 

supera la tassazione del reddito del fondo avverrà per trasparenza in capo al 

percettore, indipendentemente dall’effettiva percezione; mentre se la quota 

è al di sotto di tale limite, si applicherà un’imposta del 20% sul percepito. In 

caso di cessione delle quote del fondo immobiliare da parte degli investitori, 

tuttavia, non si potrà usufruire del meccanismo agevolativo della PEX. 

Fiscalità delle ‘operations’ nelle energie 

rinnovabili 

Robin Hood Tax 

L’appeal delle energie 

rinnovabili deve fare i 

conti con l’estensione 

alle società operanti 

in tale settore della 

cosiddetta Robin Hood 

Tax 

L’appeal del settore delle energie rinnovabili deve fare i conti anche con 

l’estensione alle società operanti in tale campo della cosiddetta Robin Hood 

Tax, ossia un’aliquota addizionale IRES applicata nei confronti dei soggetti 

incisi (che passa dal 6,5% al 10,5% per tre anni decorrenti dal 2011), portando 

l’aliquota complessiva IRES al 38%. 

Ma non è tutto. La novità, introdotta dal decreto legge n.138/2011(cosidetta 

‘Manovra-bis 2011’), riduce anche le soglie minime di ‘ingresso’ previste per 

essere assoggettati a questo nuovo tributo dai precedenti 25 milioni agli attuali 

10 milioni di Euro di fatturato. La disciplina fiscale considera i ricavi ottenuti 

dall’impresa nel 2010 (che devono superare i 10 milioni di euro) e 1,2 milioni di 

reddito tassabile, non esentando dalla nuova addizionale neppure chi nel 2011, 

per ipotesi, dovesse poi trovarsi al di sotto delle soglie previste. 

Al riguardo va segnalata l’ordinanza del 26 marzo 2011 n. 9, con cui la 

Commissione Tributaria provinciale di Reggio Emilia ha rimesso la questione 

della legittimità costituzionale di tale tributo alla Corte Costituzionale, 

affermando che lo stesso sia in contrasto con il principio di uguaglianza sancito 

dagli articoli 3 e 53 della Costitutizione. 

In attesa dell’esito della pronuncia (che se di accogliamento avrebbe un impatto 

in termini di mancato gettito di circa 3,6 miliardi di Euro), può osservarsi come il 

prelievo rappresenta, tra l’altro, una variabile da esaminare nella costruzione di 

un progetto di investimento. 




Cosicchè ci si chiede se sia compatibile con l’attuale tendenza della 

giurisprudenza e dell’amministrazione finanziaria in tema di abuso del diritto, 

costituire SPV sotto forma di società di persone, sia pure detenute da soci 

società di capitali, per le quali la Robin Hood Tax sembrerebbe non dovuta 

in virtù della esclusione di tali destinatari dai soggetti richiamati dall’art. 73 

del TUIR ovvero, ancora, se sia possibile strutturarsi (attraverso operazioni 

straordinarie di fusioni o scissioni), in modo da posizionarsi sotto la soglia di 

applicazione del tributo in commento, in presenza, si intende, di valide ragioni 

economiche che giustifichino una siffatta organizzazione (o riorganizzazione). 

ICI 

Altra tematica tributaria fortemente dibattuta e fonte di incertezza operativa, 

nonostante la presenza di diverse pronunce ministeriali al riguardo, è quella 

relativa alla natura e classificazione degli impianti alternativamente quali beni 

immobili o beni mobili, con particolare riferimento all’imposizione diretta, all’ICI 

e alla possibilità di utilizzare lo strumento del fondo immobiliare. 

In base alla posizione dell’Agenzia delle Entrate, espressa nella Circ. 46/E 

del 2007: “..l’impianto fotovoltaico situato su un terreno non costituisce 

impianto infisso al suolo in quanto normalmente i moduli che lo compongono 

(i pannelli solari) possono essere agevolmente rimossi e posizionati in altro 

luogo, mantenendo inalterata la loro originaria funzionalità..”. La natura di 

bene ‘mobile’ era stata confermata nella successiva Circ. 38/E del 2008 

dalla medesima Agenzia delle Entrate, riconoscendo il beneficio del credito 

d’imposta per investimenti in aree svantaggiate (art. 1, commi 271-279, della 

legge 296/2006). 

Una fonte di incertezza 

operativa riguarda la 

classificazione degli 

impianti come beni 

immobili o beni mobili 

Di contrario avviso, l’Agenzia del Territorio (nota Circ. 3/T del 6/11/2008) ha 

da sempre ritenuto che i pannelli fotovoltaici posizionati permanentemente 

sul suolo devono essere assimilati alle turbine delle centrali idroelettriche 

(rappresentando il carattere sostanziale di centrale elettrica) e che il complesso 

dei beni costituito dal suolo e dalla serie di “..pannelli costituenti l’impianto 

fotovoltaico, costituisce un opificio avente natura di ‘bene immobile’ e 

autonoma rilevanza catastale (categoria D1)..”. 

Il contrasto tra le due amministrazioni finanziarie è proseguito, anche se a 

seguito dell’ultimo intervento dell’Agenzia delle Entrate (Circ. 11 marzo 2011 

n. 12/E), si può prendere atto della ormai prevalenza dell’orientamento che 

considera beni immobili gli impianti fotovoltaici, con notevoli conseguenze in 

tema di: coefficiente di ammortamento da applicare all’impianto; durata minima 

del contratto di locazione finanziaria prevista per la deducibilità dei relativi 

canoni; applicabilità della disciplina relativa alle società di comodo; applicabilità 

dell’ICI all’impianto, imposizione indiretta da applicare in caso di cessione 

dell’impianto; e così via. 




Le opportunità per gli 

investitori offerte dal ‘IV 

Conto Energia’ 

a cura di Giorgio Saraceno, Senior Manager Protos 

L’emanazione del D.M. 5 Maggio 2011 (‘IV Quarto Conto Energia’) e, ancor 

prima, del D.Lgs 28 del 3 marzo 2011 (‘Decreto Romani’), ha indubbiamente 

introdotto norme più stringenti per lo sviluppo degli impianti fotovoltaici nel 

territorio nazionale, ed in particolare: 

• per la riduzione della tariffa incentivante prevista a partire dal mese di giugno 

2011 

• per le norme che limitano fortemente la realizzazione di impianti di mediograndi 

dimensioni in zona agricola (> 1 MWp) 

e, soprattutto, per l’introduzione del Registro dei Grandi Impianti. 

Ciononostante, il ‘IV Conto Energia’ introduce interessanti spunti di sviluppo per 

il settore, nell’ottica di accelerare un processo di spostamento dell’interesse 

degli stakeholder verso iniziative fotovoltaiche tendenzialmente: 

• di potenza nominale minore 

• posizionate su edifici 

• con tecnologie innovative o comunque non consolidate. 

Tale effetto ‘persuasivo’ della norma ministeriale è ancor più accentuato 

allorchè si consideri che, a regime (ovvero a partire dal 1 gennaio 2013), è 

previsto il passaggio da tariffa incentivante (da sommarsi, in termini di benefici 

economici, alla tariffa di vendita dell’energia elettrica immessa in rete) ad una 

Tariffa Omnicomprensiva per l’intera energia ceduta alla rete, valorizzandone 

la quota parte utilizzata in loco (autoconsumata) con un’ulteriore tariffa 

incentivante. 

E’ evidente quindi l’intenzione del Legislatore di privilegiare, mantenendo 

un livello di incentivazione certamente adeguato se rapportato al costante 

decremento dei costi di realizzazione degli impianti fotovoltaici, gli interventi 

per i quali l’impianto fotovoltaico rappresenti una soluzione impiantistica a 

servizio di un’utenza elettrica in prelievo, ancor meglio se concepito in un’ottica 

di integrazione su edificio, e non già semplicemente in parallelo con la Rete 

Elettrica Nazionale. 




Quantificazione dei nuovi scenari del ‘IV 

Conto Energia’ 

Per quanto detto nel precedente paragrafo e per poter dare una indicazione 

quantitativa dei nuovi scenari introdotti dal ‘IV Conto Energia’, ovvero di quelli 

maggiormente premiati dal Legislatore, si utilizzerà un indice (‘Delta’) che 

rappresenta la differenza percentuale tra la tariffa incentivante prevista nel 

prossimo futuro per determinate categorie di intervento fotovoltaico e la tariffa 

incentivante prevista per un impianto fotovoltaico ‘campione’, rappresentativo 

del periodo di maggiore crescita ed interesse dello sviluppo fotovoltaico in 

Italia. 

In particolare, si considera come impianto ‘campione’ un impianto da 999 kW ‘a 

terra’ con tariffa incentivante valevole per il 2010 (0,346 Euro/kWh in base al ‘II 

Conto Energia’). 

Il medesimo impianto, in virtù del ‘IV Conto Energia’, potrà godere di una tariffa 

incentivante pari a 0,172 Euro/kWh, entrando in esercizio al I semestre 2012, e 

pari a 0,239 Euro/kwh ma comprensivo anche del valore di vendita dell’energia 

(Tariffa Omnicomprensiva), se entra in esercizio al I semestre 2013. 

In sostanza, assumendo il valore di vendita dell’energia pari mediamente a 0,08 

Euro/kWh, per tale tipologia di impianto: 

• Delta (I semestre 2012) = - 50% 

• Delta (I semestre 2013) = - 54% 

In altre parole, la tariffa incentivante prevista per un tradizionale impianto ‘a 

terra’ da 999 kW si riduce di oltre il 50% nei prossimi due anni, rispetto al 

valore previsto per l’anno 2010 (ed esteso in parte anche al 2011 per effetto del 

decreto cosiddetto “Salva Alcoa”). 

Il ‘IV Conto Energia’, però, introduce (ovvero in parte conferma e rafforza 

rispetto alle precedenti versioni di Conto Energia) tariffe incentivanti e premi 

specifici per determinati interventi, relativi a: 

• impianti fotovoltaici integrati con ‘caratteristiche innovative’ 

• impianti a concentrazione 

• impianti abbinati all’effettuazione di opere per l’efficienza energetica degli 

edifici 

• impianti abbinati ad una classificazione urbanistica specifica del terreno 

(industriale, cave o discariche esaurite, aree di pertinenza di discariche o di 

siti contaminati) 

• impianti realizzati da Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti 

• impianti che prevedono la sostituzione di coperture contenenti amianto 

• impianti i cui soggetti responsabili sono enti locali 

• impianti ubicati su aree di proprietà di enti locali 

• impianti il cui costo di investimento, per quanto riguarda i componenti 

diversi dal lavoro, sia per non meno del 60% riconducibile ad una produzione 

realizzata all’interno dell’Unione Europea 

• impianti che effettuano autoconsumo. 




Alla luce di tali premialità, variamente combinabili seppure non sempre 

cumulabili tra loro, sono state prese in considerazione le seguenti casistiche di 

intervento: 

A) impianto a terra da 999 kWp 

B) impianto su edificio da 999 kWp 

C) impianto su edificio da 999 kWp con bonifica amianto 

D) impianto su edificio da 999 kWp con 100% di autoconsumo 

E) impianto da 999 kWp a concentrazione. 

I risultati, in termini di Differenziale % (Delta), riportati nella tabella e nel grafico 

seguenti, confermano che, rispetto al confronto ‘base’ relativo all’impianto 

tradizionale a terra, la diminuzione percentuale di tariffa incentivante si 

riduce significativamente rendendo, pertanto, certamente più interessante 

l’investimento ipotizzabile per talune tipologie di interventi. 

Tabella 21 

Differenziale % (Delta) tra alcune tipologie di intervento e l’impianto 

‘campione’ 

Caso 

Tipologia 

Entrata in 

esercizio 

FIT * 

Euro/kWh 

Differenza % 

rispetto al 

caso base 

Base Impianto ‘campione’ 2010 0,346 0% 

I Semestre 2012 0,172 -50% 

A 

Impianto a terra da 999 

kWp 

II Semestre 2012 0,155 -55% 

I Semestre 2013 0,159 -54% 

I Semestre 2012 0,224 -35% 

B 

Impianto su edificio da 999 

kWp 

II Semestre 2012 0,202 -42% 

I Semestre 2013 0,201 -42% 

I Semestre 2012 0,274 -21% 

C 

Impianto su edificio da 999 

kWp con bonifica amianto 

II Semestre 2012 0,252 -27% 

I Semestre 2013 0,251 -27% 

Impianto su edificio da I Semestre 2012 0,304 -12% 

D 

999 kWp con il 100% 

di autoconsumo (FIT II Semestre 2012 0,282 -18% 

inclusiva del risparmio da 

autoconsumo) 

I Semestre 2013 0,263 -24% 

I Semestre 2012 0,304 -12% 

E 

Impianto a concentrazione 

da 999 kWp 

II Semestre 2012 0,298 -14% 

I Semestre 2013 0,307 -11% 

* FIT: Feed-in tariff 

Fonte: elaborazioni Protos 




Grafico 25 

Differenziale % (Delta) tra alcune tipologie di intervento e l’impianto 

‘campione’ 

0,172 0,155 0,159 

0,224 

0,202 0,201 

0,274 

0,252 0,251 

0,304 

0,282 0,263 

0,304 0,298 0,307 

-21% 

-27% -27% 

-12% 

-18% 

-24% 

-12% -14% 

-11% 

-35% 

-42% -42% 

-50% 

-55% -54% 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

A B C D E 

FIT Euro/kWh Delta % 

La tariffa di vendita dell’energia è stata ipotizzata pari a 0,08 Euro/kWh per tutte le tipologie (A, B, C, D ed E). 

La decurtazione di tale tariffa contribuisce alla formazione della Tariffa Omnicomprensiva, il cui andamento 

al 2013, a differenza del 2012, varia a seconda delle tipologie: nei casi A ed E tale fenomeno compensa il 

decremento della componente incentivo. 


Volendo ragionare in termini di IRR (Internal Rate of Return) per l’investitore, 

prendendo come riferimento (‘IRR obiettivo’) i valori di IRR riscontrati per 

l’impianto campione del 2010, nelle seguenti ipotesi generali: 

• ore equivalenti: 1.350 kWh/kWp 

• rapporto Equity/Debito: 20/80 

• tasso d’interesse: 6,5% 

• periodo di finanziamento: 200 mesi 

• totale CAPEX: 3,6 milioni di Euro 

è possibile effettuare un utile confronto al fine di mostrare i valori di CAPEX 

che, per ciascun caso in esame, possono determinare i medesimi IRR per 

l’investitore, a parità di altre condizioni. 

Per mantenere lo stesso IRR del caso campione è necessario che il CAPEX 

nelle diverse casistiche assuma il valore rappresentato nel grafico seguente 

dalla linea verde. 




Grafico 26 

CAPEX obiettivo per le diverse tipologie di intervento 

CAPEX Campione (3,6 Euro mln) 

2,90 

2,70 2,70 

3,20 

3,00 

2,80 

3,20 3,15 3,20 

1,90 

1,70 1,75 

0,172 0,155 0,159 

2,30 

0,224 

2,10 2,10 

0,202 0,201 

0,274 

0,252 0,251 

0,304 

0,282 0,263 

0,304 0,298 0,307 

-21% 

-27% -27% 

-12% 

-18% 

-24% 

-12% -14% 

-11% 

-35% 

-42% -42% 

-50% 

-55% -54% 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

I Sem 2012 

II Sem 2012 

I Sem 2013 

A B C D E 

FIT Euro/kWh Delta % CAPEX (Euro mln) 


La tipologia ‘A’ è quella che maggiormente risente negativamente degli 

interventi normativi del Legislatore ed appare, ad oggi, essere quella più 

penalizzata dal nuovo ordinamento relativo agli impianti fotovoltaici, pur 

potendo tornare ad essere di interesse a partire dal 2013, quando non sarà più 

necessaria l’iscrizione al Registro e i costi di costruzione, specialmente per le 

grandi taglie, saranno ulteriormente diminuiti. 

Le tipologie ‘B’, ‘C’ e ‘D’ appaiono essere già mature per l’ottenimento di 

rendimenti interessanti, a patto che i cosiddetti ‘costi di sviluppo’ e i costi per la 

disponibilità delle superfici non finiscano per incrementarne i CAPEX portandoli 

al di là del limite di praticabilità finanziaria. 

Le tipologie di intervento ‘E’, pur apparendo come quelle maggiormente 

interessanti (cioè con ‘CAPEX obiettivo’ prossimi al ‘CAPEX campione’) sono in 

realtà condizionate dalla difficoltà di individuare un prezzo medio per la scarsa 

diffusione e maturità di mercato delle tecnologie relative (‘E’). 




Conclusioni 

La quantificazione dei nuovi scenari delle tariffe incentivanti introdotte dal ‘IV 

Conto Energia’, se rapportate alle tariffe incentivanti in vigore nel periodo in 

cui si è raggiunto il picco di crescita fotovoltaica in Italia ed il maggior interesse 

degli investitori anche internazionali al settore, porta ad elaborare le seguenti 

conclusioni: 

• l’introduzione delle nuove tariffe incentivanti per gli impianti tradizionali ‘a 

terra’ (sostanzialmente dimezzate), aggiunte alle difficoltà di accesso al 

Registro ed alla conseguente ‘prenotazione’ della tariffa da richiedere all’atto 

dell’entrata in esercizio ed alle norme più restrittive introdotte dal cosiddetto 

‘Decreto Romani’ agli impianti in zona agricola, mostra lo sforzo posto in 

essere dal Legislatore per limitare lo sviluppo degli impianti tradizionali in 

zona agricola; 

• pur tuttavia, per quanto evidenziato in termini di Differenzale % tra le tariffe 

2010 degli impianti tradizionali e le nuove tariffe per alcune delle tipologie 

impiantistiche maggiormente ‘premiate’ dal ‘IV Conto Energia’, appare 

evidente l’altrettanto importante sforzo del Legislatore a spostare l’interesse 

del mercato dello sviluppo fotovoltaico italiano verso impianti su edifici, di 

dimensioni preferibilmente non superiori ad 1 MWp, premiando ulteriormente 

il contestuale autoconsumo dell’energia prodotta; 

• per questi impianti, la riduzione tariffaria appare sufficientemente 

compensata dalla riduzione dei costi di realizzazione già registratasi negli 

ultimi 2 anni e prevedibile nel futuro di breve-medio periodo, potendo 

addirittura ipotizzare che negli anni 2012-2013, in particolare per tipologie 

impiantistiche specifiche (ad esempio: con componentistica europea , con 

bonifica amianto ovvero ancora, con alte quote di autoconsumo), l’IRR di 

progetto sia finanche superiore a quello risultante per gli impianti entrati in 

esercizio con il ‘II Conto Energia’; 

• conseguentemente, il mercato dello sviluppo fotovoltaico sarà 

presumibilmente orientato verso pipeline di progetti di dimensioni (e, quindi, 

con portafogli di investimento) minori, seppure con IRR confrontabili a quelli 

riscontrati nei progetti delle annualità 2009-2011, in funzione dell’effettiva 

riduzione dei CAPEX conseguibili sul mercato; 

• lo sviluppo di tali pipeline prevederà il coinvolgimento sempre crescente dei 

soggetti che potranno utilizzare in loco l’energia prodotta (ad esempio i titolari 

dell’azienda interessata all’intervento fotovoltaico presso il proprio capannone 

‘energivoro’), che saranno coinvolti attraverso opportune pattuizioni 

contrattuali con gli sviluppatori/investitori ovvero che si faranno direttamente 

artefici dello sviluppo fotovoltaico in house; 

• l’investimento fotovoltaico, in definitiva, potrebbe essere presumibilmente 

sempre più legato al più tradizionale investimento immobiliare, ove 

l’intervento si traduce in recupero /rifacimento/costruzione di complessi 

immobiliari ad alta efficienza energetica ed elevati standard tecnologici. 




Le attività M&A nel settore 

rinnovabili in Italia 

a cura di Alessandro Zanca, Associate Partner KPMG Advisory 

Il mercato delle fusioni ed acquisizioni in Italia nel 2010 e nei primi mesi 

del 2011 ha visto un’inversione di tendenza rispetto ad un trend che, dal 

quarto trimestre del 2007, aveva portato ad un numero di operazioni che, per 

controvalori, si avvicinavano a quelli registrati a metà degli anni ‘90. Il quadro 

nel settore dell’Energy and Utilities non si discosta significativamente dal 

contesto generale, con la considerazione aggiuntiva, però, che negli ultimi tre 

anni il peso relativo sia in termini di numero di operazioni che soprattutto di 

controvalore è sostanzialmente più elevato: il 2009 rappresenta il picco con 

quasi il 70% di controvalore, ciò grazie soprattutto all’acquisizione di Endesa da 

parte di Enel accentuata dalla rarefazione delle transazioni negli altri settori. 

Grafico 27 

Mercato M&A in Italia nell’E&U: controvalore e numero di operazioni 

completate dal 2008 

30 

80 

Controvalore (Euro mld) 

20 

10 

56 

24 

25 

14 

60 

40 

20 

N. operazioni 

0 

11 23 

3 2,5 

2008 2009 2010 III trim 2011 

0 

Nonostante i 

rallentamenti dovuti 

all’attesa di decisioni 

regolamentari ed 

all’incertezza che ciò 

provoca negli investitori 

di equity e soprattutto 

di debito, il settore sarà 

interessato da processi di 

consolidamento 

Fonte: Rapporto Mergers & Acquisitions KPMG Corporate Finance 

Tale crescita è riconducibile sia alla tipicità del settore, sostanzialmente 

anticiclico (o per lo meno più di altri, visto che i cali della produzione industriale 

hanno avuto ricadute significative anche sui consumi energetici) ed al cui 

interno le attività inerenti l’idrico e i rifiuti controbilanciano la maggior volatilità 

del comparto energetico; sia alla dinamicità apportata dal comparto delle 

energie rinnovabili. Queste ultime, nonostante sperimentino rallentamenti 

dovuti principalmente all’attesa di decisioni regolamentari ed all’incertezza che 

ciò provoca negli investitori di equity e soprattutto di debito, sono in continua 

crescita; tali incertezze o lacune legislative, sono un problema generalizzato a 

livello europeo e hanno rappresentato un forte ostacolo sia a nuove iniziative di 

investimento che a possibilità di aggregazioni. 




Gli investitori che fino a pochi anni fa erano disposti ad acquisire a 

prezzi considerevoli progetti di sviluppo a medio lungo termine ora sono 

principalmente concentrati su asset in produzione e sempre meno su sviluppi 

di pipeline ipotetiche dai ritorni incerti (magari ancora senza tutte le necessarie 

autorizzazioni). Ciò è particolarmente evidente nel fotovoltaico, dove le riduzioni 

tariffarie introdotte dal nuovo Conto Energia (pur non avendo nella sostanza 

modificato in maniera significativa il ritorno per gli investitori grazie ad un 

decremento forse più che proporzionale del costo per l’impiantistica) hanno 

accresciuto l’interesse verso impianti già connessi alla rete di trasmissione, 

principalmente da parte di operatori istituzionali, quali fondi specializzati di 

Private Equity, ma anche fondi pensioni internazionali disposti a riconoscere 

multipli superiori a 5 milioni di Euro a MW istallato. In Italia, in particolar modo, 

le difficoltà nell’ottenimento delle autorizzazioni e dei permessi necessari per la 

costruzione di parchi fotovoltaici ed eolici possono rappresentare un ulteriore 

elemento di crescita tramite acquisizioni di iniziative già operative. 

All’interno delle diverse tipologie di energie rinnovabili, e prescindendo 

dall’apporto aggiuntivo derivante dall’idrico (che rappresenta tuttora in Italia la 

principale fonte di produzione non fossile, ma le cui opportunità sono state in 

gran parte sfruttate), si ritiene che lo sviluppo eolico possa avere nei prossimi 

anni crescite inferiori sia rispetto al fotovoltaico che alle biomasse. Quest’ultime 

come le altre fonti rinnovabili sono caratterizzate da ritorni finanziari significativi 

in tempi relativamente contenuti, ma a differenza dell’eolico e del fotovoltaico, 

non sperimentano le problematicità legate alla gestione delle reti di trasporto 

e distribuzione avendo una produzione maggiormente programmabile, pur 

dovendo affrontare le rischiosità legate alla difficoltà degli approvvigionamenti e 

alla volatilità dei prezzi di approvvigionamento della biomassa. 

E’ interessante sottolineare l’interesse dimostrato per il comparto delle 

rinnovabili da parte di investitori che non appartengono al settore energetico (ad 

esempio l’annuncio di Google di investimenti in parchi eolici) o vi appartengono 

ma in attività diverse (Total ha recentemente acquisito la maggioranza di Sun 

Power Corp. per circa 1 miliardo di Euro; in Italia Erg e Saras sono stati tra 

i primi ad investire nel settore). In generale in Italia si sta assistendo ad un 

processo di diversificazione del rischio che sta conducendo diversi investitori 

a sostituire quello che in passato poteva rappresentare il mercato immobiliare 

con investimenti nelle rinnovabili. 

Il comparto delle 

rinnovabili attrae 

interesse anche da parte 

di investitori che non 

appartengono al settore 

energetico 




Il comparto delle rinnovabili assume, in questa ottica, un ruolo sempre più 

rilevante nel mercato M&A non solo in termini di numero di operazioni ma 

anche di controvalori (ad esempio l’acquisizione da parte di Terra Firma dei 

parchi fotovoltaici di Terna per oltre 600 milioni di Euro), in considerazione 

anche del fatto che, nell’allocazione degli investimenti nei portafogli 

all’interno del settore energetico, le rinnovabili rappresentano un’alternativa 

ad altre attività che sperimentano rischi in termini ambientali di sicurezza, di 

approvvigionamento e di fluttuazione dei prezzi. 

Un altro settore che sta sperimentando un forte interesse da parte degli 

investitori (in particolar modo istituzionali) è rappresentato dalle aziende 

operanti nel comparto ‘cleantech’, al di fuori della generazione energetica. 

Sono ricomprese nel segmento (l’elenco è a titolo esemplificativo e non 

esausitivo) tutte quelle società che operano nell’efficienza e storage energetico, 

nella riduzione di emissioni, nel riciclo dei materiali e nella produzione di 

materiali biodegradabili. E’ opinione diffusa che, oltre alla produzione di energia 

da fonti rinnovabili, nei prossimi anni sarà dal risparmio energetico in senso 

ampio che si potranno raggiungere i migliori (e forse più immediati) obiettivi in 

termini di sostenibilità energetica. 




Country Focus 




Internazionalizzazione 

nelle rinnovabili 

a cura di Protos 

L’Italia ha ricoperto, negli 

ultimi due anni, dal 2010 al 

2011, un ruolo di leadership a 

livello mondiale per lo sviluppo 

delle energie rinnovabili, con 

particolare riferimento al settore 

degli impianti fotovoltaici. 

Le aziende italiane operanti nel 

settore (sviluppo, progettazione, 

costruzione, manutenzione, 

servizi) hanno acquisito un 

know-how di eccellenza, 

anche grazie alle possibilità 

di interazione con soggetti 

(investitori, costruttori di 

componentistica, appaltatori 

EPC/O&M) provenienti da ogni 

parte del mondo. 




Il nuovo contesto, determinato dalla crisi economico-finanziaria, ma anche dalla 

complessità normativa, sta portando l’Italia verso un’inevitabile contrazione del 

mercato dei nuovi impianti ad energie rinnovabili. 

In tale scenario, può risultare vincente un approccio orientato 

all’internazionalizzazione delle attività, basato sull’esportazione delle esperienze 

acquisite verso mercati non ancora maturi, ma con grande potenziale di 

crescita. 

La sfida non è semplice. L’organizzazione da strutturare per svolgere le 

stesse attività in un altro Paese, le differenze socio-culturali, le diverse 

modalità di ‘fare business’, il diverso corpus legislativo che regola 

l’imprenditoria e la difforme gestione delle pratiche amministrative 

rappresentano ostacoli spesso insormontabili. 

Certamente, un grande aiuto può provenire, ad esempio, dal supporto 

esterno di professionisti che conoscano il nuovo contesto operativo locale 

e che assistano l’azienda nello sviluppo del corretto modus operandi 

attraverso il quale ricavare la propria nicchia nel nuovo mercato. 

La naturale alternativa al mercato nazionale, alla quale le aziende 

italiane possono rivolgersi per trovare nuove opportunità, è costituita 

dai Paesi attualmente in fase di grande espansione economica. 

In particolare quelle realtà che stanno attivando programmi di 

sviluppo delle energie rinnovabili (si pensi ai cosiddetti ‘BRICS’, 

Brasile, Russia, India, Cina e Sudafrica). L’opportunità è resa 

più concreta dalla carenza di esperienza di settore che, in tali 

contesti, viene spesso lamentata dagli istituti finanziatori 

locali e dagli investitori, sia a livello qualitativo (disponibilità di 

competenze adatte) sia a livello quantitativo (disponibilità di 

un numero adeguato di professionisti/consulenti in relazione 

alla dimensione del mercato potenziale). 

Interessante è anche il tentativo di esportare in aree 

geografiche diverse quelle sinergie virtuose che hanno 

visto coinvolti investitori, istituti bancari e advisors sul 

territorio nazionale. 




Country Focus: 

Sudafrica 

Piano di Sviluppo 

La Repubblica del Sudafrica ha pianificato (1) lo sviluppo delle energie rinnovabili 

che, nei prossimi 20 anni, arriveranno a costituire il 42% dei nuovi impianti di 

generazione di energia elettrica e il 19% del totale di potenza elettrica installata (si 

veda tabella seguente). 

Motivi di interesse 

• Elevata disponibilità della fonte 

solare (i siti migliori presentano 

irraggiamenti più alti del 30% rispetto 

ai migliori siti italiani) 

• Elevata disponibilità di terreni per le 

installazioni 

• Tariffe molto interessanti (anche 

se sottoposte a ribasso d’asta) per 

l’energia solare 

• Ingresso in un mercato avente una 

potenzialità di nuove realizzazioni di 

impianti per 42.600 MW entro il 2030. 

Tabella 22 

Evoluzione del parco generativo (potenza in MW) 

Fonte 

Impianti 

esistenti * 

Nuovi impianti 

(entro 2030) 

Solare fotovoltaico 8.400 

Solare a concentrazione 1.000 

Eolico 8.400 

Totale 

(al 2030) 

% su parco 

complessivo 

Totale rinnovabili 1.000 17.800 18.800 19% 

Carbone 45.600 6.300 51.900 54% 

Nucleare 1.800 9.600 11.400 12% 

Idroelettrico 2.150 2.600 ** 4.750 5% 

Turbogas (ciclo chiuso + aperto) 3.400 6.300 9.700 10% 

Totale altre fonti 52.950 24.800 77.750 81% 

Totale parco generativo 53.950 42.600 96.550 100% 

* compresi quelli già autorizzati 

** da importazione 

Programmi governativi per l’incentivazione 

Il Renewable Energy Independent Power Producer (REIPP) Purchase 

Programme prevede lo sviluppo di ulteriori 3.725 MW di nuova potenza da fonti 

rinnovabili con entrata in esercizio commerciale entro il 2016. 

Le tariffe saranno assegnate mediante cinque ‘aste’ al ribasso che si terranno entro 

il 2013 (precisamente nelle date del 4/11/2011, 5/3/2012, 20/8/2012, 4/3/2013 

e 13/8/2013). La taglia minima dei progetti è attualmente fissata in 5 MW; il 

programma per i progetti di taglia inferiore è atteso nel mese di novembre 2011. 

Tabella 23 

Obiettivi di sviluppo del parco rinnovabile e tariffe incentivanti 


Obiettivi REIPP 

(MW nuova potenza) 

Tariffa a base d’asta 

Euro/MWh * 

Solare fotovoltaico 1.450 258 

Solare a concentrazione 200 258 

Eolico (on shore) 1.850 104 

Biomasse 12,5 97 

Biogas 12,5 72 

Gas da discarica 25 54 

Idroelettrico (piccola taglia) 75 93 

Altro (< 5 MW) 100 

Totale 3.725 

* 1 Rand = 0,09 Euro 

(1) 

Integrated Resource Plan for Electricity 2010–2030, da rivedersi con cadenza biennale a cura del Department of Energy. 




Autorizzazioni 

L’autorizzazione di un impianto da fonti rinnovabili si completa con il riconoscimento 

dello stato di ‘Preferred Bidder ’ da parte del Department of Energy nell’ambito del 

REIPP Procurement Programme. 

Per potere essere presentato all’asta, un progetto deve avere ottenuto 

l’autorizzazione finale sullo ‘Studio di Impatto Ambientale’ dal Department of 

Environmental Affairs; tale traguardo può richiedere dai 9 ai 24 mesi di tempo. 

Altre autorizzazioni necessarie sono: 

• la soluzione tecnica e il preventivo preliminare di connessione (rilasciati da 

ESKOM) 

• il deposito presso il Comune di competenza per gli oneri di riaccatastamento (nel 

caso di terreni ad uso agricolo). 

Terreni 

Il diritto di proprietà è sancito nella Costituzione della Repubblica del Sudafrica 

(Sezione 25). La registrazione di terreni e immobili è regolata dal ‘Deeds Registries 

Act ’ del 1937. La maggior parte dei terreni risulta essere di proprietà privata. 

L’acquisto di terreni di proprietà pubblica (enti governativi o Comuni) è soggetto a 

gara pubblica. Non vi sono restrizioni al possesso di terreni da parte di stranieri. 

Il sistema di registrazione dei terreni è affidabile e non si rilevano particolari criticità 

in tema di diritti sui terreni. La proprietà è registrata a livello regionale (Regional 

Deeds Registries) e la documentazione è disponibile al pubblico. 

Rete elettrica 

La public utility nazionale del Sudafrica (praticamente monopolista) è ESKOM, il più 

grande produttore di energia elettrica in Africa e tra le prime sette società al mondo 

per capacità produttiva; tra gli altri, possiede e gestisce un impianto nucleare da 

1,9 GW situato a Koeberg (una trentina di chilometri a Nord di Città del Capo), 

attualmente l’unica centrale nucleare presente in Sudafrica ed in tutto il continente 

africano. 

La rete nazionale sudafricana è interamente di proprietà di ESKOM ed è 

considerata la più avanzata del continente africano. Per rispondere alle esigenze di 

incremento della capacità di trasporto della rete, ESKOM ha previsto per i prossimi 

cinque anni un budget di circa 30 miliardi di Euro (300 miliardi di Rand). 

Disponibilità delle fonti 

solare ed eolica 

Figura 11 

Mappa della radiazione solare in 

Sudafrica (irraggiamento annuale) 

6.000-6.500 MJ/m 2 

6.501-7.000 MJ/m 2 

7.001-7.500 MJ/m 2 

7.501-8.000 MJ/m 2 

8.001-8.500 MJ/m 2 

8.501-9.000 MJ/m 2 

9.001-9.500 MJ/m 2 

Irraggiamento solare annuo (1.000 MJ/m 2 = 277,8 kWh/m 2 ) 

Fonte: CSIR, Eskom Corporate Technology, 

Minerals and Energy 

Figura 12 

Mappa della velocità media del 

vento in Sudafrica (m/s) 

NERSA (National Energy Authority of South Africa), fondata nel 2004, è l’Autorità 

sudafricana per l’elettricità, il gas e gli oleodotti. Ad essa va indirizzata la richiesta 

della licenza per la produzione di energia dopo avere ottenuto lo status di ‘Preferred 

Bidder ’ (in ambito REIPP). 

Sistema finanziario 

Il settore bancario è dominato da cinque istituti principali, Standard Bank, ABSA, 

Rand Merchant Bank, NedBank e Investec, ciascuno dei quali è in grado di fornire 

diversi tipi di finanziamento a progetti di energie rinnovabili, ad esempio su base 

non-recourse o limited-recourse. 

L’evento che sancisce il ‘via libera’ al finanziamento è in genere costituito 

dall’accettazione del Power Purchase Agreement per la vendita dell’energia 

prodotta. 

Fonte: Hagemann (2008) 





India 


• Nazione in grande crescita (PIL in 

crescita di più dell’8% l’anno) 

• Elevata disponibilità e differenziabilità 

delle fonti rinnovabili: l’irraggiamento 

solare presenta valori, nei 

casi migliori, nell’ordine di 2.500 

kWh/m 2 annui 

• Disponibilità di personale locale di 

grande formazione e competenza 

tecnica. 

Stato attuale e Piano di Sviluppo 

Il 30/06/2008 è stato rilasciato il Primo Piano d’Azione Nazionale sui 

Cambiamenti Climatici (NAPCC National Action Plan on Climate Change) 

all’interno del quale sono state delineate otto Missioni Nazionali, tra cui la 

National Solar Mission (NSM) che ha l’obiettivo di promuovere l’uso della fonte 

solare al fine di farne una risorsa energetica competitiva con quelle tradizionali 

fossili (grid parity entro il 2020). 

Le politiche energetiche sono dettate dal MNRE Ministry of New & Renewable 

Energy. Al 31/07/2011 risultano installati venti impianti aventi potenza nominale 

almeno pari a 1 MWp per un totale di circa 45 MWp. Storicamente, la risorsa 

rinnovabile più sviluppata risulta essere quella eolica (quinto posto a livello 

mondiale), mentre anche il settore delle biomasse, grazie all’economia ancora 

largamente agricola, mostra un interessante potenziale di sviluppo. Rilevante, 

infine, risulta essere la disponibilità della fonte idroelettrica. 

Gli incentivi sono concessi sull’energia prodotta e immessa in rete, ma anche 

sotto forma di Renewable Energy Certificate (REC); inoltre, la maggior parte 

gli impianti che sfruttano le energie rinnovabili possono beneficiare dei ricavi 

derivanti dalla vendita dei carbon credits secondo il Clean Development 

Mechanism (CDM). 

Tabella 24 

Evoluzione del parco generativo indiano (potenza in MW) e attuale sistema 

incentivante 


Incentivo 

(USD cent/ 

kWh) 

Impianti 

esistenti * 

Solare fotovoltaico 27-40 45 

Solare a concentrazione 22-31 - 

Impianti 

totali al 2020 

Variazione 

% 

20.000 +44.344% 

Eolico 8-12 14.157 50.000 +253% 

Biomasse 6-11 2.673 10.000 +274% 

Idroelettrico (piccola taglia) CAPEX 3.043 6.000 +97% 

Idroelettrico (grande taglia) - 38.106 n.d. - 

Totale rinnovabili 

(escluso grande idro) 

19.918 86.000 +332% 

* a giugno 2011 

Programmi governativi e statali per l’incentivazione 

• Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM): prevede 

l’installazione entro il 2022 di 20.000 MWp di potenza solare; gli incentivi 

(feed-in tariff, tariffa omnicomprensiva) hanno durata pari a 25 anni. Gli 

impianti, per accedere agli incentivi, sono ammessi ad una procedura 

che prevede un ribasso su tariffe di riferimento (variabili nel range 27-40 

centesimi di Dollaro/kWh per il fotovoltaico e nel range 22-31 centesimi 

di Dollaro/kWh per il solare a concentrazione) fissate dal CERC Central 

Electricity Regulatory Commission 




Tabella 25 

Obiettivi di sviluppo del parco solare 

Tipo 

Fase 1 

(2010-2013) 

Fase 2 

(2013-2017) 

Fase 3 

(2017-2022) 

Collettori solari 7 milioni m 2 15 milioni m 2 20 milioni m 2 

Impianti off grid 200 MW 1.000 MW 2.000 MW 

Utility grid power (inclusi tetti) 1.000-2.000 MW * 4.000-10.000 MW 20.000 MW 

Disponibilità delle fonti 

solare ed eolica 

Figura 13 


India (irraggiamento annuale) 

* nel 2011-2012 si stima saranno ammessi agli incentivi 350 MW di impianti fotovoltaici 

• Stato di Gujarat: 

- Solar Power Policy 2009 (2009-2014): 500 MW di generatori solari 

incentivati per 25 anni 

- WindPower Policy 2009 (2009 – 2012): incentivi pari a 20 anni 

• Stato di Rajasthan: ‘Policy for Promoting Generation for Electricity from Non 

Conventional Energy Sources’ (2004) 

• Stato di Karnataka: ‘Karnataka Renewable Energy Policy 2009-14’ (2009). 


Nell’ambito del National Solar Mission, NTPC Vidyut Vyapar Nigam Ltd (NVVN) 

è l’ente designato ad emettere i bandi di gara e a stipulare i contratti PPA 

(Power Purchase Agreement ) con i soggetti proponenti le iniziative per la 

realizzazione di impianti fotovoltaici che siano stati selezionati. La selezione 

ha luogo attraverso la valutazione di criteri tecnici e finanziari, tra i quali vale 

la pena di menzionare quello dell’impiego di componentistica nazionale. 

Ad esempio, per gli anni 2011-2012, la scelta è fatta ricadere su progetti di 

impianti aventi potenza compresa tra 5 e 20 MWp, collegati a reti a 33 kV 

che, al momento della richiesta, abbiano già avuto valutazione favorevole di 

interconnessione dalla Transmission Utility. La tariffa della PPA è quella definita 

dal CERC (Central Electricity Regulatory Commission), a meno che non si renda 

necessario abbassare la potenza totale degli impianti valutati positivamente 

per fare in modo di rientrare nella massima potenza incentivabile allocabile (del 

singolo bando): a tale fine risulteranno preferiti gli impianti che avranno offerto il 

maggiore sconto sulla tariffa CERC (asta al ribasso). 

Cumulato medio annuo (2005-2010) 

6,0 m/s 

Fonte: AL-PRO 





Israele 

Piano di Sviluppo 

La potenza energetica complessiva installata in Israele nel 2010 risulta pari a 

circa 13.000 MW, con una produzione energetica totale del Paese di 56.432 

GWh. Le fonti energetiche principali al momento sono il gas ed il carbone, 

che coprono rispettivamente il 39,8% ed il 37,9% della potenza energetica 

istallata in Israele (tabella 26). Fino al 2010, le fonti rinnovabili e l’idroelettrico 

costituiscono meno dell’1% della risorsa energetica. 


• Elevata disponibilità della fonte solare 

(i siti migliori presentano irraggiamenti 

più alti del 15% rispetto ai 

migliori siti italiani) 

• Ingresso in un mercato avente una 

potenzialità di nuove realizzazioni di 

impianti per 300 MW entro il 2017. 

Tabella 26 

L’evoluzione del parco generativo 

israeliano (composizione %) 

Fonte 2001 2005 2010 

Carbone 50,0% 48,4% 37,9% 

Gasolio 22,6% 10,3% 3,4% 

Olio 

combustibile 

27,4% 28,4% 18,9% 

Gas - 12,9% 39,8% 

Totale 100,0% 100,0% 100,0% 

Il Ministry of National Infrastructure (MNI) israeliano ha pianificato (‘Policy of 

MNI to incorporate renewable energies in the electricity production sector ’, 

febbraio 2010) lo sviluppo delle energie rinnovabili che, nei prossimi dieci anni, 

arriveranno a costituire il 10% della produzione totale di energia del Paese. 

Israele punta principalmente sulla fonte solare (1.750 MW pianificati al 2020). 

Tabella 27 

Evoluzione della domanda di energia elettrica (TWh) 

e del parco generativo israeliano (potenza in MW per fonte) 

Fonte rinnovabile 2014-2015 2016-2017 2018-2019 2020 

% su 

capacità 

installata 

2020 

Domanda energia 

elettrica totale (TWh) 

60,4 61,5 64,5 64,3 

Eolica 250 400 600 800 29,0% 

Biogas e biomasse 50 100 160 210 7,6% 

Solare termico e 

grandi impianti 

700 750 1.000 1.200 43,5% 

fotovoltaici 

Medi impianti 

fotovoltaici 

350 350 350 350 12,7% 

Piccoli impianti 

fotovoltaici 

200 200 200 200 7,2% 

Totale rinnovabili 1.550 1.800 2.310 2.760 100% 

% produzione in 

rinnovabili 

5,3% 6,5% 8,3% 10,2% 

Programmi governativi per l’incentivazione 

• Decision of the board of Public Utilities Authority – Electricity (28 

dicembre 2009): gli impianti sono classificati in ‘piccoli’ (fino a 50kWp), 

di taglia ‘media’ (fino a 5 MWp) e ‘grandi’. Gli impianti di taglia media e 

grande immettono tutta l’energia prodotta in rete (a differenza degli impianti 

piccoli) e l’energia da essi prodotta è remunerata attraverso una tariffa 

omnicomprensiva. Il sistema di incentivazione stabilisce una tariffa base 

(1,49 NIS/kWh), aggiornata annualmente in funzione del tasso di inflazione, 

dei tassi di cambio Euro/NIS e USD/NIS, e di un fattore decrementale. Tale 

decremento verrà applicato fino al raggiungimento del primo tra: 

- un cap di potenza totale istallata (300 MWp) e 

- l’anno 2017. 




Il decremento è vincolato da ulteriori cap annuali di potenza accumulata fino a 

quel momento secondo lo schema esposto nella tabella 28. 

Se il cap di potenza di uno specifico anno viene raggiunto prima della fine 

dell’anno, la tariffa riconosciuta al candidato successivo sarà quella dell’anno 

seguente. 

Il momento in cui viene riconosciuta la tariffa è al rilascio della ‘Provisional 

Tariff Approval ’. La tariffa viene erogata per venti anni a partire dalla data di 

entrata in esercizio dell’impianto. Un vincolo temporale è costituito dal fatto che 

è necessario provare alla Public Utility Authority-Electricity (PUA) che moduli 

ed inverter siano stati consegnati in situ non oltre gli otto mesi dal financial 

closure. Infine l’allaccio alla rete non può avvenire oltre 42 mesi dalla data di 

rilascio della Conditional License. 

National Outline Program 10/D/10 for PV installation (dicembre 2010): tale 

documento costituisce le linee guida per la costruzione di impianti fotovoltaici 

e promuove l’utilizzo di questo tipo di fonte energetica minimizzando l’impatto 

ambientale. In particolare, sono specificate le istruzioni per l’acquisizione dei 

permessi a costruire per impianti su tetto e facciate di edifici commerciali, ed 

istallazioni speciali quali magazzini, cisterne, parcheggi, ecc. 

Tabella 28 

Sistema di incentivazione: schema di 

riferimento (MW) 

Anno 

Quantità 

annuale 

massima 

Quantità 

cumulata 

2010-2011 50 50 

2012 65 115 

2013 85 200 

2014 100 300 

Disponibilità della fonte 

solare 

Figura 15 


Israele (irraggiamento annuale) 


L’autorizzazione di un impianto prevede in primo luogo l’acquisizione di una 

Conditional Licence, rilasciata dalla PUA che deve essere controfirmata dal 

MNI, per operare come Independent Power Producer (IPP) di energia da fonte 

solare. In questa fase il richiedente deve dimostrare di avere un legame con 

l’area su cui sarà costruito l’impianto (accordi preliminari con i proprietari) e 

di detenere almeno il 20% di valore dell’investimento come equity, avendo 

come riferimento un costo normativo di 5.000 USD/kWp. Tale dato è stato 

recentemente aggiornato dal PUA per gli anni successivi al 2011: 3.700 USD/ 

kWp (2012), 3.480 USD/kWp (2013) e 3.270 USD/kWp (2014-2015). 

La richiesta di Provisional Tariff Approval può essere fatta con o senza 

finanziamento. Per non perdere la tariffa provvisoriamente riconosciuta 

è necessario provvedere a stipulare il Power Purchase Agreement (PPA) 

per il ritiro dell’energia da parte della compagnia di rete (IEC) e l’eventuale 

finanziamento entro novanta giorni. 

L’autorizzazione all’esercizio di un impianto si completa con il riconoscimento 

dell’ ‘Operational Permit ’ da parte del MNI. 

Altre autorizzazioni necessarie sono: 

• la soluzione tecnica (Technical Coordination Appendix) e il preventivo 

preliminare di connessione 

Irraggiamento complessivo (kWh/m 2 ) 

 

Fonte: Ecole de Mines de Paris 

• lo Studio di Fattibilità da parte della IEC, solo se l’impianto è connesso in MT 

• il controllo con esito della IEC prima di ottenere l’ ‘Operational Permit ’. 




Disponibilità della fonte 

eolica 

Figura 16 


vento (m/s) nel Nord Israele 

Velocità media del vento – 50 m 

-1 – 1 m/s 

1 – 3 m/s 

3 – 4 m/s 

4 – 6 m/s 

6 – 8 m/s 

I punti in rosso indicano le zone con maggiore potenziale a 

50 metri di altezza 

Fonte: Gotland University 

Figura 17 


vento (m/s) nell’Area Nord di West- 

Bank al confine con la Cisgiordania 

Velocità media del vento – 50 m 

3,8 – 4,4 m/s 

4,4 – 5,0 m/s 

5,0 – 5,6 m/s 

5,6 – 6,2 m/s 

6,2 – 6,8 m/s 

6,8 – 7,4 m/s 

I punti in arancione indicano le zone con maggiore potenziale 

a 50 metri di altezza. 

Fonte: Gotland University 

Terreni 

La maggior parte dei terreni risulta essere di proprietà pubblica. 

I terreni sono facilmente dati in affitto per periodi lunghi (fino a 90 anni); 

l’acquisto dei terreni, al contrario, è soggetto a procedure articolate dipendenti 

dalle normative municipali, regionali e nazionali, fortemente influenzate dalla 

scarsità della risorsa stessa. Per tale motivo anche il costo relativo a tali 

operazioni può essere piuttosto ingente. 

La proprietà è registrata a livello municipale e regionale e la documentazione è 

disponibile al pubblico. 

Rete Elettrica e Autorità 

La compagnia di rete nazionale di Israele è la Israel Electric Corporation (IEC), la sola 

‘electric utility ’ integrata del Paese, di proprietà quasi interamente statale (99,85%). 

Fondata nel 1923, IEC è una tra le più grandi compagnie industriali israeliane e 

possiede le reti di distribuzione e trasmissione nazionali. Inoltre è proprietaria 

e gestisce i diciassette principali impianti di generazione (di cui cinque grandi 

impianti termoelettrici) (1) per una capacità produttiva aggregata di circa 11.000 

MW (13.000 MW stimati per il 2012). Le fonti principali di generazione sono il 

carbone ed il gas. 

Oltre ad IEC, nel settore della generazione, sono presenti anche investitori 

privati (IPP Independent Power Producer ) sui quali lo Stato punta per 

soddisfare parte (target del 20%) del fabbisogno energetico nazionale, che dal 

1999 al 2009 è aumentato ad un tasso del 3,6% annuo. 

La rete di distribuzione nazionale a media tensione varia tra i 22kV ed i 33 kV 

(e 12,6kV in alcune zone urbane) e normalmente un impianto di produzione (o 

un consumatore) fino a 12 MVA può connettersi a tale rete. Impianti fino a 630 

KVA possono connettersi alla rete in BT, mentre sopra i 630 kVA e fino a 12 

MVA, la connessione deve essere effettuata in MT o superiore. 

L’Autorità (per l’elettricità) israeliana è la Public Utility Authority – Electricity (PUA). 

Ad essa va indirizzata la richiesta di licenze per la produzione di energia come 

Independent Power Producer e la richiesta di accesso alle tariffe incentivanti 

introdotta nel giugno 2008 nel caso di produttori di energia da fonte solare. 

Banche 

Il settore bancario è dominato da tre maggiori istituti: Bank Hapoalim, Bank 

Leumi e Israel Discount Bank (2) , che coprono circa 76% (3) dell’attività totale del 

comparto bancario commerciale israeliano, attive anche nei finanziamenti in 

energie rinnovabili (solare in particolare). 

Altri due istituti significativi sono United Mizrachi Bank e First International 

Bank of Israel. Questi cinque maggiori istituti controllano circa il 96% (3) del 

settore bancario israeliano. 

Le banche internazionali più attive sul territorio sono City Bank, BNP Paribas, 

HSBC. Il requisito essenziale per lo sponsor per avere un finanziamento per 

impianti solari fotovoltaici è la titolarità di una ‘Provisional Tariff Approval ’ 

riconosciuta dalla PUA. Le tempistiche della chiusura del finanziamento sono 

strettamente legate alla ‘Provisional Tariff Approval ’, la quale verrà confermata 

dalla PUA solo se entro 90 giorni verrà chiuso il finanziamento e firmato il 

Power Purchase Agreement con IEC per la vendita dell’energia prodotta. 

(1) 

Fonte: Israel Electric Corporation (dati al 2009) 

(2) 

Fonte: Business Atlas 2010 

(3) 

Fonte: BOI news releases 





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Stampato in Italia: novembre 2011

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