Determinazione n. 6 del 26 ottobre 2011

 

Linee guida per l’affidamento della realizzazione di impianti fotovoltaici ed eolici

(pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale - Serie Generale -  n. 268 del 17-11-2011)

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Premessa

Dato il crescente coinvolgimento degli enti locali nel mercato delle fonti energetiche rinnovabili (FER), l’Autorità ha esperito una procedura di consultazione pubblica degli operatori del settore e delle amministrazioni interessate, al fine di fornire linee guida operative circa i bandi di gara, alla luce delle disposizioni del decreto legislativo 12 aprile 2006, n. 163 (nel seguito, Codice). Le questioni esaminate attengono al ruolo degli enti locali nel mercato liberalizzato delle FER, alla realizzazione di impianti su superfici appartenenti al demanio pubblico ed alla realizzazione di impianti per il soddisfacimento del fabbisogno energetico degli enti coinvolti, con particolare riguardo all’inquadramento delle relative operazioni ai sensi del Codice. I documenti relativi alla procedura di consultazione sono  pubblicati sul sito dell’Autorità.

Sulla base di quanto sopra considerato,

IL CONSIGLIO

approva le linee guida per l’affidamento della realizzazione di impianti fotovoltaici ed eolici.

Il Consigliere Relatore Andrea Camanzi

Il Relatore Presidente Supplente Piero Calandra

Depositata presso la segreteria del Consiglio in data 3 novembre 2011

Il Segretario: Maria Esposito

 

 

Linee guida per l’affidamento della realizzazione di impianti fotovoltaici ed eolici

Indice

1. Obiettivo delle presenti linee guida

2. Il ruolo degli enti locali nel mercato liberalizzato delle FER

3. La realizzazione degli impianti su superfici appartenenti al demanio pubblico

4. La realizzazione di impianti per il fabbisogno dell’ente

4.1 L’inquadramento della fattispecie ai sensi del Codice

4.2 Il PPP

4.2.1 La concessione di lavori pubblici

4.2.2 La locazione finanziaria

4.3 La riqualificazione energetica degli immobili pubblici

 

1. Obiettivo delle presenti linee guida

Le presenti linee guida hanno l’obiettivo di fornire indicazioni operative circa la realizzazione di impianti di energie rinnovabili da parte delle stazioni appaltanti ed in particolare degli enti locali.

Le indicazioni riguardano:

a) il ruolo degli enti locali nel mercato liberalizzato delle FER;

b) la realizzazione di impianti su superfici appartenenti al demanio pubblico;

c) la realizzazione di impianti per il soddisfacimento del fabbisogno energetico degli enti coinvolti, con particolare riguardo all’inquadramento delle relative operazioni ai sensi del Codice. 

2. Il ruolo degli enti locali nel mercato liberalizzato delle FER

Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili sono oggetto di una disciplina di favore volta al conseguimento degli obiettivi di politica energetica nazionale e comunitaria in tema di incremento delle fonti energetiche alternative e pulite.

Il quadro normativo è costituito dal decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, con il quale è stata data attuazione alla direttiva 2001/77/CE, e dal decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, di attuazione della  direttiva 2009/28/CE.

Le opere per la realizzazione degli impianti, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi impianti, sono qualificate come opere di pubblica utilità, indifferibili ed urgenti (art. 12, comma 1, d.lgs. n.387/2003).  In considerazione della diversa tipologia di fonte rinnovabile e della potenza degli impianti sono, inoltre, previsti distinti meccanismi di incentivazione, volti ad incrementare la quota di energia pulita immessa nelle rete elettrica nazionale.

Le Linee guida MSE (d.m. 10 settembre 2010, par. 1.1) chiariscono che “l'attività di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili si inquadra nella disciplina generale della produzione di energia elettrica ed è attività libera, nel rispetto degli obblighi di servizio pubblico“, ai sensi dell’art. 1, comma 1 del decreto legislativo 16 marzo 1999 n. 79, nonché che “a tale attività si accede in condizioni di uguaglianza, senza discriminazioni nelle modalità, condizioni e termini per il suo esercizio”. Come più volte rilevato dalla giurisprudenza amministrativa (cfr., ad esempio, C.d.S., sez. III, parere 14 ottobre 2008), il legislatore italiano – nel recepire le disposizioni comunitarie volte al superamento del monopolio pubblico sulla produzione, sulla distribuzione e sulla vendita - ha optato per un modello autorizzatorio puro, che esclude la possibilità di regolare l’accesso al mercato mediante procedure pubblicistiche di natura concessoria. Il paragrafo 1.3 delle Linee Guida MSE pone, in tal senso, un esplicito divieto, ribadendo che l'attività di produzione di energia elettrica è un’attività economica non riservata agli enti pubblici e non soggetta a regime di privativa.

Di conseguenza, l’intervento, nell’ambito di questo mercato, degli enti pubblici – e, in particolare, degli enti locali - è limitato, di regola, al solo piano autorizzatorio.

Il citato d.lgs. n. 387/2003 ha attribuito alla Regione (o alla Provincia da essa delegata), la competenza al rilascio dell’autorizzazione unica per la costruzione e l’esercizio degli impianti energetici da fonti rinnovabili (art. 12); detta autorizzazione costituisce, ove occorra, anche variante allo strumento urbanistico.   In tale ipotesi, il ruolo degli enti locali e, in particolare, dei Comuni nei cui territori sono siti gli impianti, si sostanzia, quindi, nella partecipazione degli stessi alla conferenza di servizi in sede regionale, ovvero, per gli impianti non soggetti ad autorizzazione unica, nella gestione diretta dei procedimenti autorizzatori semplificati. Viene, pertanto, in rilievo la questione del corretto esercizio delle competenze che la vigente normativa incardina in capo ai Comuni, in modo da non aggravare l’iter autorizzatorio e consentire la celere realizzazione delle iniziative proposte dai soggetti privati ed intraprese in un’ottica puramente imprenditoriale. I Comuni non devono, cioè, frapporre ostacoli diretti o indiretti all’accesso al mercato: in particolare, stante il divieto di misure di compensazione di natura economica ex articolo 12, comma 6, del d.lgs. n. 387/2003, non possono essere imposti corrispettivi o misure di compensazione di carattere patrimoniale quali condizioni per il rilascio di titoli abilitativi (cfr., sul punto, Corte costituzionale, sentenza n. 282/2009, e sentenza n. 124 del 2010). Sono, al contrario, legittimi gli accordi che contemplano misure di compensazione e riequilibrio del pregiudizio subito dall’ambiente a causa dell’impatto del nuovo impianto, oggetto di autorizzazione, tra le quali si annovera, ad esempio, l’impegno assunto dall’operatore economico proponente ad una riduzione delle emissioni inquinanti (Corte costituzione, sentenza n. 124 del 2010).

Le citate Linee Guida MSE prevedono, all’allegato 2, i criteri per l’eventuale fissazione di misure compensative.

Diversa è l’ipotesi in cui gli enti locali assumono un ruolo più rilevante, ad esempio perché concedenti del suolo pubblico su cui vengono realizzati gli impianti, acquirenti di forniture energetiche, autoproduttori ovvero produttori di energia destinata alla cessione sul mercato.

In quest’ultimo caso, si pone una prima problematica di carattere generale, atteso che, secondo un’impostazione restrittiva, all’intervento diretto pubblico nel mercato delle FER potrebbe conseguire un’alterazione delle condizioni di uguaglianza che devono caratterizzare l’accesso ad un mercato liberalizzato (cfr., sul punto, sez. regionale di controllo per la Lombardia 15 settembre 2010, n. 861/2010/PAR). Tale profilo deve, inoltre, essere posto in connessione con quanto disposto dall’art. 27, comma 3, l. n. 244/2007, secondo cui “al fine di tutelare la concorrenza e il mercato, le amministrazioni di cui all’articolo 1, comma 2, del decreto legislativo 30 marzo 2001, n. 165, non possono costituire società aventi per oggetto attività di produzione di beni e di servizi non strettamente necessarie per il perseguimento delle proprie finalità istituzionali, né assumere o mantenere direttamente partecipazioni, anche di minoranza, in tali società. E’ sempre ammessa la costituzione di società che producono servizi di interesse generale e che forniscono servizi di committenza o di centrali di committenza (…)”. Come rilevato dalla giurisprudenza amministrativa (adunanza plenaria del Consiglio di Stato n. 10 del 2011), la disposizione in questione evidenzia un evidente disfavore del legislatore nei confronti della costituzione e del mantenimento, da parte delle amministrazioni pubbliche, di società commerciali con scopo lucrativo, il cui campo di attività esuli dall’ambito delle relative finalità istituzionali, né risulti comunque coperto da disposizioni normative di specie.  Pertanto, “la società commerciale facente capo ad un ente pubblico, operante sul mercato in concorrenza con operatori privati, necessita di previsione legislativa espressa, e non può ritenersi consentita in termini generali, quanto meno nel caso in cui l’ente pubblico non ha fini di lucro” (ad. plen. citata).

Da quanto osservato discende che, pur non potendosi escludere a priori che l'attività di produzione di energia da fonti rinnovabili possa rientrare nell’ambito delle finalità istituzionali dell’ente, è necessaria un’attenta verifica di questo profilo, da condursi caso per caso, in relazione alle concrete modalità di realizzazione delle relative operazione. È poi, ad ogni modo, necessario qualificare dette operazioni alla luce del Codice ed individuare, conseguentemente, le procedure competitive da porre in essere. 

3. La realizzazione degli impianti su superfici appartenenti al demanio pubblico

Ai sensi dell’art. 12, comma 2, del d.lgs. 3 marzo 2011, n. 28, “i soggetti pubblici possono concedere a terzi superfici di proprietà per la realizzazione di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nel rispetto della disciplina di cui al decreto legislativo 12 aprile 2006, n. 163”.  L’estensione della disciplina del Codice - che disciplina l’aggiudicazione di contratti passivi per la pubblica amministrazione (da cui deriva un onere finanziario) - alle procedure di affidamento di una superficie pubblica - che costituisce, al contrario, un contratto attivo (da cui deriva un’entrata finanziaria) -  vale, nelle intenzioni del legislatore, ad assoggettare anche detta fattispecie ai principi comunitari di libera concorrenza, parità di trattamento, non discriminazione e  pubblicità sanciti dall’art. 2 del Codice stesso.

Resta, inoltre, fermo il rispetto di quanto disposto dall’art. 3, comma 1, della legge di contabilità di Stato (regio decreto 18 novembre 1923, n. 2440), secondo cui “i contratti dai quali derivi un’entrata per lo Stato debbono essere preceduti da pubblici incanti”.

È, dunque, necessario che i diritti sul sito pubblico  per la realizzazione di impianti per la produzione di FER siano concessi mediante l’espletamento di una gara pubblica, atta a garantire adeguate forme di pubblicità ex ante. Gli adempimenti pubblicitari da porre in essere devono essere idonei a veicolare l’informazione presso il mercato di riferimento (nazionale o comunitario), a seconda del valore economico effettivo dell’immobile, nonché commisurati all’occasione di guadagno in concreto offerta ai privati.

Fermo restando il divieto legale di misure di compensazione patrimoniale, l’ente pubblico, nella determinazione del canone, deve soppesare le possibili destinazioni economiche alternative del sito ed il valore delle operazioni imprenditoriali ivi realizzabili, commisurando il canone al valore economico reale del bene oggetto di concessione.

Un ulteriore profilo da chiarire  concerne il rapporto tra la concessione delle superfici di proprietà dell’ente locale e l’ottenimento dell’autorizzazione necessaria per la realizzazione dell’impianto: si pone il problema di evitare, da un lato, che l’acquisizione preventiva di un terreno diventi titolo preferenziale per il rilascio dell’autorizzazione a realizzare l’impianto e, dall’altro, che, acquisita l’area oggetto di concessione, a ciò non segua una richiesta di autorizzazione alla realizzazione dell’impianto ma si dia, piuttosto, inizio, mediante la sua cessione, ad un vero e proprio mercato dei siti idonei. Al fine di scongiurare tale rischio, è necessario adottare, in seno alle procedure di affidamento dell’area, alcuni accorgimenti volti a garantire che il bene oggetto di godimento non venga sviato dalla destinazione ad esso impressa, anche in funzione del raggiungimento di specifici obiettivi nazionali di politica energetica.

Al riguardo, è da escludere che la gara, bandita per l’aggiudicazione del diritto sull’area, possa riguardare anche il rilascio dell’autorizzazione alla costruzione dell’impianto, giacché si introdurrebbe un regime concessorio, laddove il legislatore ha optato per uno di tipo autorizzatorio; occorre, inoltre, tener conto dell’obbligo di dimostrare la disponibilità dell’area prima del rilascio dell’autorizzazione.  Una possibile soluzione può consistere nel prevedere che la convenzione per lo sfruttamento dell’area pubblica si intenda automaticamente risolta qualora, allo spirare di un congruo termine, il privato non sia entrato in possesso dell’autorizzazione per la realizzazione dell’impianto. 

4. La realizzazione di impianti per il fabbisogno dell’ente

È pacificamente ammessa la possibilità che l’ente locale realizzi un impianto (si tratta quasi esclusivamente di impianti fotovoltaici) per la copertura totale o parziale del proprio fabbisogno energetico, non soltanto per finalità di tutela ambientale, ma anche in un’ottica di contenimento della spesa pubblica. In questo modo, infatti, l’ente può usufruire dei risparmi connessi all’abbattimento del costo per l’acquisto dell’energia sul mercato e, al contempo, percepire  gli incentivi connessi alla produzione di FER che, nel caso in cui un soggetto pubblico assuma la qualifica di soggetto responsabile dell’impianto, sono corrisposti in misura maggiorata al responsabile dell’impianto (cfr. art. 2, comma 173, legge n. 244/2007).

Sulla base del quadro normativo vigente, è, quindi, legittimo che il Comune rivesta la qualifica di soggetto responsabile dell’impianto, esternalizzandone la gestione  materiale. È necessario, tuttavia, che il diritto di sfruttamento economico dell’impianto sia regolamentato nella Convenzione e/o altri documenti di gara, con l’attribuzione al Comune di una specifica e penetrante funzione di controllo.

In linea generale, l’ente locale dovrebbe, mediante la conduzione di un apposito studio di fattibilità, ponderare l’effettiva convenienza economica derivante dall’immobilizzo di risorse a sua disposizione (terreni, fabbricati ecc.), dando adeguato rilievo all’interno del sinallagma contrattuale, da un lato, al suo fabbisogno energetico, dall’altro, alle reali potenzialità produttive dell’impianto e valutando anche i ricavi derivanti dalla produzione di energia eventualmente eccedente il proprio fabbisogno. Tali ricavi  dovrebbero, quindi, essere oggetto di una preventiva stima, anche in funzione dell’esatta determinazione del corrispettivo a favore del privato realizzatore degli impianti. Ciò al fine di evitare di porre in essere operazioni che attribuiscano all’operatore privato un vantaggio non adeguatamente proporzionato rispetto a quello conseguito dall’ente. 

4.1 L’inquadramento della fattispecie ai sensi del Codice

La realizzazione degli impianti destinati a soddisfare il fabbisogno energetico degli enti pubblici costituisce un contratto passivo, soggetto alle regole dell’evidenza pubblica ed al rispetto delle disposizioni contenute nel Codice. La disciplina di riferimento è quella dei settori ordinari, di cui alla parte I e II del Codice (titolo I e titolo II, a seconda che si tratti rispettivamente di contratti di rilevanza comunitaria o meno). La realizzazione dell’impianto è, in tal caso, esclusivamente finalizzata alla produzione per il fabbisogno dell’ente.

Alle operazioni volte alla realizzazione degli impianti, in caso siano previste prestazioni eterogenee (ad esempio, lavori di costruzione, fornitura di componenti tecniche, servizi di manutenzione e gestione, nonché servizi finanziari), deve applicarsi il regime normativo proprio della prestazione (funzionalmente e/o economicamente) prevalente secondo le regole stabilite dal citato art. 14 del Codice.

L’apprezzamento di questo particolare profilo deve essere effettuato caso per caso, attesa la mutevole incidenza quantitativa e funzionale che possono avere le diverse prestazioni richieste per la realizzazione degli impianti in questione. Tuttavia, in linea generale, si ritiene che il contratto per la realizzazione di impianti fotovoltaici, pur fortemente caratterizzato dall’assemblaggio di prodotti provenienti da una produzione industriale e destinati ad una specifica funzione, possa essere ascritto alla categoria dei lavori, secondo le indicazioni sul punto fornite dall’Autorità nell’atto di regolazione dell’Autorità n. 5/2001.

Qualora nella concreta operazione prevalga la componente relativa ai lavori e questi abbiano un importo superiore a 100.000 euro, la realizzazione dell’impianto deve essere inserita nella programmazione triennale ai sensi dell’art. 128 del Codice. Ciò impone di procedere, come osservato, alla redazione di uno studio di fattibilità con indicazione delle caratteristiche funzionali, tecniche, gestionali ed economico-finanziarie dei lavori da porre in essere. Inoltre, ai sensi del comma 2 del citato art. 128, le amministrazioni aggiudicatrici sono tenute ad individuare con priorità i bisogni che possono essere soddisfatti tramite la realizzazione di lavori finanziabili con capitali privati, in quanto suscettibili di gestione economica. 

4.2 Il PPP

Una volta qualificato l’oggetto del contratto ai sensi del Codice, le diverse procedure di aggiudicazione ivi previste saranno applicabili in funzione della concreta strutturazione dell’operazione. Oltre alla fattispecie dell’appalto, possono trovare applicazione i contratti di partenariato pubblico privato (PPP), come definiti dall’art. 3, comma 15-ter del Codice.

Si tratta di fattispecie eterogenee, che tuttavia presentano come caratteristica  comune quella del trasferimento dei rischi all’operatore privato ovvero la sua responsabilizzazione rispetto a obiettivi di qualità e costo dell’opera o del servizio.

Come rammentato nella determinazione n. 2 del 2010, Eurostat considera il costo dei contratti di PPP non una voce di debito dei bilancio pubblici, quando due dei seguenti tre rischi sono in capo all’operatore privato: costruzione (e progettazione), disponibilità dell’opera e domanda.

In sintesi, il trasferimento del rischio di progettazione e costruzione consiste nel fatto che l’operatore privato deve essere responsabile della qualità dell’opera secondo gli standard definiti dall’amministrazione, dei costi e dei tempi; il trasferimento del rischio di disponibilità consiste nel responsabilizzare l’operatore privato rispetto alla qualità e alla funzionalità dell’opera per l’erogazione del servizio pubblico dopo il collaudo; il trasferimento del rischio di domanda consiste nel responsabilizzare l’operatore privato rispetto alla qualità del servizio erogato attraverso l’opera realizzata in modo tale da generare i sufficienti ricavi per la copertura dell’investimento e la soddisfazione del cittadino.

Tra i contratti di PPP, risultano maggiormente adeguati per la realizzazione di impianti di energie rinnovabili la concessione di lavori pubblici ed il leasing finanziario, oggetto di analisi nei successivi paragrafi. 

4.2.1 La concessione di lavori pubblici

Attraverso la forma contrattuale di PPP più diffusa, ossia il contratto di concessione di costruzione e gestione, è possibile affidare a un soggetto privato (concessionario) il diritto di costruire e gestire un impianto di produzione di energia, e di percepire, così, i proventi derivanti dalla vendita dell’energia prodotta per un periodo di tempo predeterminato. Il concessionario assume su di sé l’alea di gestione dell’impianto realizzato e lo gestisce sino alla scadenza del contratto, quando ritrasferisce l’impianto nella disponibilità dell’amministrazione concedente (fatta salva l’esistenza di eventuali oneri di smantellamento al termine della vita utile dell’impianto stesso).  La concessione, che può essere affidata sia mediante la procedura “tradizionale” ex art. 142 e ss. (con progetto preliminare a base di gara) sia mediante la procedura ex articolo 153 (con a base di gara lo studio di fattibilità) del Codice, nel caso in esame può prevedere a favore del concessionario:

- la percezione dei proventi derivanti dai meccanismi di incentivazione delle FER in relazione al valore dell’energia prodotta dall’impianto;

- la percezione di una tariffa per l’energia prodotta ed eventualmente messa in rete in quanto non destinata all’autoconsumo.

Da parte sua, l’amministrazione concedente può richiedere al concessionario:

- un corrispettivo per l’uso degli spazi pubblici dove verranno installati gli impianti (pannelli fotovoltaici, impianti eolici, ecc.);

- la retrocessione di una percentuale di ricavi del concessionario;

- la fornitura di energia.

Ai sensi di quanto previsto dall’art.143, comma 9, del Codice, rientrano a pieno titolo nella nozione di concessione tanto le ipotesi dove il concessionario assume, oltre al rischio di costruzione, il rischio di domanda (modello autostrade), quanto le concessioni in cui al rischio di costruzione si aggiunge il rischio di disponibilità (modello ospedali, carceri ecc.).

Nel caso della realizzazione degli impianti per la produzione di energie rinnovabili, atteso il rischio “contenuto” ad essa correlato, è necessario analizzare attentamente la ricorrenza degli elementi atti ad attribuire il rischio di gestione al privato concessionario, in assenza del quale non si configura la concessione, bensì l’appalto, nel quale vi è unicamente il rischio imprenditoriale derivante dalla errata valutazione dei costi di costruzione rispetto al corrispettivo che si percepirà a seguito dell’esecuzione dell’opera.

Nell’ipotesi in esame, l’obiettivo è quello di realizzare misure di risparmio energetico negli edifici e nelle pertinenze dell'ente locale: è, dunque, l’ente stesso (e non la collettività) il destinatario del beneficio energetico realizzato dall’imprenditore, mentre il flusso di cassa è originato da proventi spettanti di diritto all’ente locale medesimo e da questi ceduti al concessionario (si pensi agli incentivi e/o ai proventi derivanti dalla vendita di energia eccedente il fabbisogno).

Trattasi, quindi, di progetti dotati di una intrinseca capacità di generare reddito, che consentono al settore privato un integrale recupero dei costi di investimento. Tali operazioni di norma non necessitano di risorse pubbliche a fondo perduto ai fini del raggiungimento dell’equilibrio economico finanziario. Le buone capacità di autofinanziamento consentono piuttosto di ipotizzare anche meccanismi di retrocessione dei ricavi o di energia a favore del partner pubblico. Ciò induce a sottolineare che eventuali disequilibri rispetto al piano economico e finanziario (che postulano un intervento finanziario dell’amministrazione) dovrebbero essere riguardati come anomalie di gestione ed attentamente verificati, al fine di evitare che il contributo pubblico finanzi  un’inefficienza del privato o un suo eccessivo arricchimento, oltre i livelli adeguati di mercato.

Più in generale, occorre che la stazione appaltante effettui una valutazione della convenienza economica di un investimento in energie rinnovabili, intesa come capacità del progetto di creare valore nell’arco di un periodo di costruzione e gestione e di generare un livello di redditività per il capitale investito, adeguato rispetto alle aspettative dell’investitore privato. L’analisi della convenienza economica può essere svolta con diverse metodologie di valutazione; le più usate si basano sul calcolo di indicatori in grado di esprimere un giudizio sintetico circa la capacità dell’investimento di generare un’adeguata redditività, come il tasso interno di rendimento del progetto (TIR) o il valore attuale netto (VAN). La sostenibilità finanziaria di un progetto è invece la capacità del progetto di generare flussi monetari sufficienti a garantire il rimborso dei finanziatori e un’adeguata redditività per gli azionisti ed è espressa in termini di bancabilità attraverso indicatori capaci di valutare il margine di sicurezza su cui i soggetti finanziatori possono contare per essere garantiti sul puntuale pagamento del servizio del debito (ad es. Debt Service Cover Ratio o DSCR e Loan Life Cover Ratio o LLCR, si vedano al riguardo le determinazioni n. 1 e n. 3 del 2009 e le numerose pubblicazioni sul sito dell’unità tecnica finanza di progetto, www.utfp.it). La fattibilità dell’investimento, la valutazione dell’opzione più conveniente, non solo sotto il profilo finanziario, ma anche complessivamente tenuto conto dei rischi trasferibili all’operatore privato nell’ambito di un contratto di PPP (attraverso l’analisi di value for money) e la sostenibilità di medio termine sono valutazioni che necessariamente debbono essere effettuate dalle amministrazioni prima di procedere alla strutturazione della gara, qualunque sia il risultato dell’analisi.

La stazione appaltante deve, inoltre, porre particolare attenzione alla strutturazione del contratto di PPP, dal quale deve emergere il  trasferimento dell’alea di gestione all’operatore privato.

Atteso il quadro di riferimento per la produzione di FER, i rischi che vengono in evidenza  sono il rischio di progettazione e costruzione ed il rischio di disponibilità, laddove il rischio di domanda sembra assumere, nell’ipotesi in esame, un rilievo minore (emerge, piuttosto, un rischio di rendimento).

Al fine di trasferire il rischio di progettazione e costruzione, la gara dovrebbe prevedere che l’operatore privato sia responsabilizzato per la predisposizione della progettazione (almeno definitiva) e per la realizzazione dell’impianto nel rispetto di standard di qualità, dei tempi e dei costi preventivati.

Quanto al trasferimento del rischio di disponibilità, è necessario prevedere che l’impianto realizzato sia mantenuto sempre in condizioni di perfetto funzionamento per la produzione di energia. Ciò implica che il servizio di manutenzione deve essere di competenza dell’operatore privato secondo standard e costi previsti ab origine nel contratto (e, ancor prima, nel progetto a base di gara). Si deve, al riguardo, tener conto del fatto che, durante il periodo di gestione dell’impianto, l’equilibrio economico - finanziario dell’operazione è suscettibile di modifiche in ragione di eventi, niente affatto improbabili,  quali il furto dei pannelli solari, il corto circuito da fulminazione, eventi grandinosi che incidono sul funzionamento, danneggiamento dei pannelli. Il rischio di disponibilità, inoltre, dovrebbe essere ritenuto sussistente anche in relazione all’eventualità che, trattandosi di interventi che, per lo più, vedono l’intervento di un ente finanziatore, quest’ultimo, in caso di mancata o scarsa performance dell’impianto, possa invocare il c.d. default (vale a dire l’incapacità tecnica di rispettare le clausole contrattuali) del finanziamento e l’escussione delle garanzie prestate dal concessionario per ottenerlo. 

4.2.2 La locazione finanziaria

Per la realizzazione di impianti fotovoltaici, si registra un crescente ricorso, da parte delle stazioni appaltanti, all’utilizzo dello strumento della locazione finanziaria.

Si tratta, essenzialmente di un’ipotesi di leasing traslativo, nel quale la causa tipica del negozio è il finanziamento a scopo di trasferimento finale del bene ed il pagamento dei canoni copre una parte del prezzo di acquisto.

Nel leasing mobiliare, il contratto ha ad oggetto la fornitura dell’impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica mediante locazione finanziaria, in quello immobiliare l’oggetto del contratto è, in genere, costituito dalla progettazione e dalla realizzazione di un impianto fotovoltaico  per la produzione di energia elettrica. Occorre evidenziare che il leasing immobiliare, a seguito delle modifiche apportate al Codice dal terzo decreto correttivo, è stato incluso nel genus dei contratti di partenariato ex art. 3, comma 15-ter e può consentire all’amministrazione di conseguire vari vantaggi connessi alla corretta allocazione di parte dei rischi, insiti nell’operazione economica, in capo ai soggetti privati coinvolti. L’appaltatore assicura, inoltre, a fronte dell’obbligazione del committente relativa al pagamento del canone di locazione a favore del primo – per tutta la durata della locazione – il godimento dell’impianto a vantaggio di quest’ultimo, quale unico beneficiario di tutti i proventi e frutti connessi alla realizzazione, gestione e sfruttamento del parco fotovoltaico.

Ai sensi dell’articolo 160 – bis del Codice la locazione finanziaria di opere pubbliche o di pubblica utilità costituisce appalto pubblico di lavori, salvo che questi ultimi abbiano un carattere meramente accessorio rispetto all'oggetto principale del contratto medesimo ( cfr. TAR Lombardia.  sez. II, n. 1675 del 5 maggio 2010).

Pertanto, nel caso di leasing per la realizzazione di impianti fotovoltaici troverà applicazione l’art. 160-bis del Codice, nonché tutte le altre disposizioni concernenti gli appalti di opera pubblica o di pubblica utilità con esso compatibili.

Anche in caso di utilizzo dello strumento del leasing, occorre porre attenzione alla strutturazione del contratto, con particolare riferimento ai  rischi da trasferire all’operatore privato, come sopra già rilevato ed in particolare al trasferimento del rischio di disponibilità.

Atteso che secondo il costante orientamento della giurisprudenza contabile il leasing potrebbe rappresentare una forma elusiva del patto  di stabilità (cfr., ad esempio, delibera Corte dei conti, sez. regionale di controllo per il Veneto, n.40/2010/PAR del 23 marzo 2010), la qualificazione della spesa relativa al canone di leasing è rimessa al prudente apprezzamento dell’ente locale ed è strettamente collegata alla verifica se la suddetta operazione rappresenti o meno una forma di indebitamento. 

4.3 La riqualificazione energetica degli immobili pubblici

Una peculiare fattispecie contrattuale, ai fini della realizzazione di interventi di riqualificazione energetica degli edifici pubblici, è quella contemplata dal decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115 (“Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE”), con cui sono state introdotte misure volte a favorire il risparmio energetico da parte delle pubbliche amministrazioni.

Si tratta, in sostanza, di una serie di prestazioni finalizzate al miglioramento energetico dell’edificio pubblico oggetto dell’intervento, tra le quali può essere prevista la realizzazione di un impianto di produzione di energia rinnovabile.

Lo stesso decreto n. 115/2008, all’art. 15, specifica che, agli appalti pubblici, non riconducibili ai settori speciali disciplinati dalla parte III del Codice ed aventi ad oggetto l'affidamento della gestione dei servizi energetici che prevedono, unitamente all'effettuazione di una diagnosi energetica, la presentazione di un progetto in conformità ai livelli di progettazione specificati dall'articolo 93 del Codice, nonché la realizzazione degli interventi, si applica il criterio dell'offerta economicamente più vantaggiosa (art. 83 del Codice). Si precisa, inoltre, che “all’individuazione degli operatori economici che possono presentare le offerte nell'ambito degli appalti di cui al comma 1, si provvede secondo le procedure previste dall'articolo 55 del decreto legislativo 12 aprile 2006, n. 163” e, pertanto, mediante procedure aperte o ristrette.

Sono, quindi, esperibili in tal caso soltanto la procedura aperta e la procedura ristretta ed il criterio di aggiudicazione è quello dell’offerta economicamente più vantaggiosa; trovano, poi, applicazione le disposizioni  della parte I, II e IV del Codice.

La norma introduce, inoltre, uno strumento innovativo per la realizzazione degli interventi energetici, definito “finanziamento tramite terzi”, ossia  un “accordo contrattuale che comprende un terzo, oltre al fornitore di energia e al beneficiario della misura di miglioramento dell'efficienza energetica, che fornisce i capitali per tale misura e addebita al beneficiario un canone pari a una parte del risparmio energetico conseguito avvalendosi della misura stessa. Il terzo può essere una ESCO”, ovvero una “Energy Service Company”.  Quest’ultima, è definita come la “persona fisica o giuridica che fornisce servizi energetici ovvero altre misure di miglioramento dell'efficienza energetica nelle installazioni o nei locali dell'utente e, ciò facendo, accetta un certo margine di rischio finanziario. Il pagamento dei servizi forniti si basa, totalmente o parzialmente, sul miglioramento dell'efficienza energetica conseguito e sul raggiungimento degli altri criteri di rendimento stabiliti.”

Lo strumento del finanziamento tramite terzi prevede, dunque, un rapporto trilaterale tra il soggetto beneficiario (ente pubblico), il fornitore di energia (impresa produttrice) ed un soggetto finanziatore, che può essere anche una ESCO. Da quanto osservato, emerge che la disciplina in commento qualifica espressamente le operazioni finalizzate all’efficienza energetica (tra le quali l’approvvigionamento tramite fonti energetiche rinnovabili) alla stregua di “appalti pubblici” aventi ad oggetto l’affidamento di “servizi energetici”.