Il tetto delle compensazioni è salito, il minimo è sceso

Il decreto correttivo 2025 ha abbassato la soglia minima delle compensazioni territoriali, ampliando la negoziazione tra comuni e proponenti.

Quando spunta un parco eolico o fotovoltaico vicino a casa, la domanda che corre tra i vicini non è quanta energia produrrà, ma: al nostro comune cosa resta? Da oltre vent’anni la risposta si chiama compensazione ambientale e territoriale, ma solo di recente ha, per la prima volta, confini economici nazionali. A mettere in fila numeri e regole è un’analisi di QualEnergia pubblicata il 4 settembre scorso: il punto di partenza per capire cosa cambia davvero per chi vive accanto agli impianti.

Vent’anni di compensazioni senza una bussola

Per capire che cosa cambia davvero, conviene partire dal passato. Le misure di compensazione ambientale e territoriale sono un istituto che esiste da oltre vent’anni: in pratica una forma di “royalties” che i territori ricevono quando nasce un impianto rinnovabile. Il problema è che la prassi è sempre stata molto eterogenea: contributi in denaro, opere pubbliche e accordi locali convivono senza un modello uniforme. Ogni progetto ha fatto storia a sé, con margini e risultati molto diversi da comune a comune.

È in questo quadro che il nuovo Testo unico Fer ha fissato per la prima volta intervalli economici nazionali direttamente collegati alle compensazioni: non un modello uniforme, ma almeno una cornice dentro cui muoversi. Se per oltre vent’anni ogni accordo è stato un caso a sé, la domanda diventa allora più concreta: quali sono davvero le nuove regole?

Le nuove soglie: più spazio o più alibi?

Il problema non è più se le compensazioni esistono, ma come vengono calcolate. Il confronto con il passato aiuta a capire la differenza. Come ricorda l’analisi di A&O Shearman, prima del decreto correttivo del 2025 i margini erano più stretti. In concreto, secondo l’approfondimento di Advant Nctm, si passa dal previgente “programma di compensazioni territoriali al comune interessato non inferiore al 2 per cento e non superiore al 3 per cento dei proventi” alle nuove soglie, non inferiori all’1% e non superiori al 3%. Per i progetti soggetti ad autorizzazione unica la soglia percentuale massima è stata elevata al 4%.

Tradotto in pratica: il pavimento minimo scende dal 2% all’1%, mentre il tetto resta al 3% e, per i progetti in autorizzazione unica, sale al 4%. Aumenta quindi lo spazio di negoziazione tra comuni e proponenti, ma diminuisce la base garantita. Un comune che non ha la forza o le competenze per negoziare rischia di portare a casa meno di prima; un territorio attrezzato può invece provare a ottenere di più.

Il perimetro applicativo è ampio. In Basilicata, dove la Giunta regionale ha presentato un disegno di legge dedicato, le disposizioni si applicano sia agli impianti di nuova realizzazione sia a quelli esistenti interessati da modifiche sottoposte ad autorizzazione unica o a procedimento autorizzatorio unico regionale, come riferisce PowerZine. Nei fatti, anche un impianto già in funzione può rientrare nelle nuove regole se subisce una modifica rilevante. Resta però un’altra domanda: questi margini sono solo un’eccezione italiana o esistono modelli più efficaci altrove?

La lezione di Irlanda e Grecia

Quando i numeri nazionali lasciano ampio margine di negoziazione, conviene guardare a chi ha scelto strade diverse. Lo ha documentato un approfondimento della Commissione europea, pubblicato lo scorso 19 ottobre: in Irlanda è obbligatorio destinare almeno 2 euro per MWh ai Community Benefit Funds, fondi gestiti da comitati locali. Non una trattativa caso per caso, ma una quota minima certa che arriva ai territori.

In Grecia funziona in modo ancora più legato al consumo: il 40% della speciale imposta sui progetti rinnovabili viene trasferito ai consumatori elettrici che vivono vicino all’impianto tramite riduzioni in bolletta. Il beneficio non è mediato da un accordo politico o da un’opera promessa, ma arriva direttamente in bolletta a chi convive con l’impianto.

Il confronto non serve a dire che un modello sia perfetto. Mostra però una differenza concreta: dove la quota è automatica e minima, il territorio sa già cosa aspettarsi; dove si allargano i margini, il risultato dipende dalla capacità di contrattare. Il punto non è se le compensazioni ci saranno, ma se arriveranno in modo certo e verificabile a chi vive accanto agli impianti.

Le nuove disposizioni regionali non risolvono da sole il nodo: allargano i margini. Spetta a comuni e cittadini pretendere che quei margini diventino benefici reali e verificabili, non promesse.