Per un Comune che ospita un nuovo impianto, una percentuale scritta in legge dice poco finché manca la cifra sulla quale applicarla. L’energia entra in rete in ore diverse e il prezzo oscilla nel corso della giornata; gli incentivi accrescono i ricavi. Il nuovo atto regionale ordina queste variabili in una formula comune, con un allegato per fotovoltaico e agrivoltaico e un altro dedicato all’eolico.
Ambito del provvedimento: la formula quantifica il programma compensativo. Gli accertamenti urbanistici e ambientali conservano un’istruttoria autonoma, compresi quelli paesaggistici e di connessione alla rete.
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Il calcolo comincia dai ricavi attesi
Il decreto nazionale aveva fissato le fasce percentuali, mentre la stima dei proventi era rimasta priva di una base uniforme. Dopo il confronto con Anci Umbria e Anci nazionale, la Giunta ha tradotto la produzione attesa nel ricavo riferito all’intero periodo considerato. Su quella somma si applica la quota prevista dal titolo autorizzativo.
Fotovoltaico e agrivoltaico condividono un allegato; l’eolico dispone di un documento separato. La formula combina quantità prodotta e collocazione temporale dell’immissione in rete, assegnando a ogni tecnologia un prezzo aderente al suo profilo produttivo.
I costi di costruzione seguono un conto diverso
La percentuale riguarda i proventi attesi lungo la vita dell’impianto. Acquisto del terreno, opere civili, moduli e connessione alla rete appartengono ai costi d’investimento. La compensazione segue l’energia prodotta e monetizzata.
Due progetti con la stessa potenza installata arrivano a cifre diverse quando cambiano la producibilità annua o il profilo delle ore in cui l’energia viene venduta.
PVGIS e degrado dei moduli nei vent’anni
Per le istanze presentate nel 2026, fotovoltaico e agrivoltaico seguono un arco di vent’anni. PVGIS, il sistema europeo dedicato al potenziale fotovoltaico, stima la produzione del primo anno; l’allegato applica poi un degrado annuo dello 0,75%. La media dell’intero periodo diventa la producibilità annua impiegata nel conteggio.
Moltiplicare per venti la resa iniziale gonfierebbe i ricavi, perché i pannelli perdono gradualmente una parte della capacità produttiva. Il coefficiente annuale porta l’invecchiamento della tecnologia nella documentazione economica depositata dal proponente.
Il prezzo dell’energia segue le ore di produzione
Il riferimento economico è il prezzo zonale Centro-Sud del Mercato del Giorno Prima gestito dal GME, ricavato dalla serie 2025. Il fotovoltaico produce nelle ore diurne e l’allegato adotta sei medie dedicate, invece della media sulle ventiquattro ore pari a 116,32 euro per MWh. La fascia 13-15 usa 91,55 euro per MWh; quella 8-19 arriva a 112,49 euro per MWh.
Le ore equivalenti annue individuano la fascia: si ottengono dividendo la produzione media per la potenza attiva nominale. I sei intervalli coprono valori da 1.095 a 4.380 ore; l’interpolazione lineare assegna il prezzo ai casi intermedi. Gli incentivi riconosciuti si sommano al prezzo dell’energia, poiché partecipano ai proventi generati dall’impianto.
Dalla produzione media al valore attualizzato
Il prodotto tra energia media annua e prezzo unitario restituisce il ricavo di un anno. L’allegato attualizza quel flusso sui vent’anni con il saggio legale del 2026, fissato all’1,60%; il coefficiente indicato è 17. La percentuale compensativa si applica alla somma ottenuta dopo la sottrazione dell’energia autoconsumata.
L’esclusione comprende anche la quota assorbita nelle configurazioni di autoconsumo e nelle comunità energetiche rinnovabili. Il conteggio sottrae i MWh consumati all’interno della configurazione prima di applicare la percentuale.
I numeri di un impianto fotovoltaico da 9,8 MW
L’allegato applica la formula a un impianto fotovoltaico da 9,8 MW. PVGIS attribuisce 13.667 MWh al primo anno; dopo il degrado programmato la media ventennale scende a 12.736 MWh, pari a circa 1.300 ore equivalenti. Il prezzo corrispondente è 94,64 euro per MWh.
In assenza di incentivi, il ricavo annuo raggiunge circa 1,2 milioni di euro. L’attualizzazione porta l’ammontare a 20,49 milioni. La compensazione PAS varia da 204.901 a 614.703 euro; in AU la fascia umbra va da 409.802 a 819.604 euro. Le somme coprono l’intero programma riferito ai vent’anni attualizzati.
L’eolico parte dal vento e dal rendimento netto
L’allegato dedicato agli aerogeneratori segue lo stesso principio economico con una stima produttiva diversa. La producibilità annua nasce dai dati anemometrici e dalle prestazioni attese delle macchine, sottraendo le perdite tecniche. Il profilo eolico si estende oltre le ore diurne e richiede valori coerenti con il regime del vento del sito.
La separazione tra le tecnologie impedisce il trasferimento delle fasce orarie fotovoltaiche agli aerogeneratori. Ogni progetto collega la previsione dei ricavi alla risorsa realmente disponibile nel luogo scelto.
Il WebGIS entra nel calcolo delle AU
La legge regionale lega la soglia minima delle Autorizzazioni uniche alla classificazione del luogo scelto. La qualifica giuridica dell’area, consultabile nel WebGIS umbro delle aree idonee e delle zone di accelerazione, partecipa così al conteggio delle compensazioni.
La cartografia ha funzione ricognitiva. Il titolo a costruire nasce dall’istruttoria autorizzativa, che esamina il singolo progetto e i vincoli presenti nell’area.
Il programma entra nella domanda autorizzativa
La legge regionale n. 7 del 2025 obbliga il proponente a presentare il programma destinato ai Comuni interessati. L’assenza o l’incompletezza dei documenti determina l’improcedibilità e l’archiviazione della domanda. La cifra entra nel corredo amministrativo del progetto fin dal deposito.
Nelle PAS l’obbligo nazionale riguarda gli impianti con potenza superiore a 1 MW. Il Comune responsabile dell’iter dispone di un importo calcolabile prima della chiusura dell’istruttoria. Il proponente lo inserisce nella valutazione finanziaria dell’intervento.
Un calcolo alternativo deve restare riproducibile
Gli allegati ammettono un calcolo alternativo quando raggiunge un risultato equivalente ed è esposto in forma analitica, verificabile e riproducibile. Progetti con caratteristiche atipiche adottano così stime più aderenti alla produzione prevista.
Qualunque variante deve lasciare all’amministrazione una traccia numerica leggibile. Ore di funzionamento, producibilità, prezzo unitario, incentivi e autoconsumo devono emergere dai documenti allegati alla domanda.
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