Italia senza rivali: le bollette più salate d’Europa sono nel nostro Paese

Le bollette per l’energia elettrica in Italia sono tra le più care in Europa. Nonostante la fine della crisi energetica, il prezzo medio italiano a gennaio era del 25% superiore rispetto agli altri paesi europei e attualmente è più che raddoppiato.

“Secondo l’analisi dell’economista Massimo Beccarello – spiega Fedele Santomauro, consigliere d’amministrazione della Cassa di previdenza dei ragionieri e degli esperti contabili – questo primato in parte è dovuto alla rimozione nel 2015-2016 della possibilità per l’Acquirente Unico di effettuare coperture per stabilizzare i prezzi, privando così i consumatori di un importante meccanismo di protezione contro l’aumento dei prezzi”.

“Un altro fattore cruciale – prosegue Santomauro – è la dipendenza italiana dal gas naturale per la produzione di elettricità. Il 45% dell’elettricità in Italia viene generata bruciando gas naturale, rispetto al 19% della media europea e questo rende l’Italia particolarmente vulnerabile alle fluttuazioni dei prezzi del gas”.

Per migliorare la situazione, l’Italia dovrebbe accelerare la costruzione di parchi eolici e fotovoltaici.

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Nel 2023 congestione rete elettrica Ue è costata 4,2 mld e ha frenato rinnovabili

Anni di attesa per ottenere il permesso di connessione alla rete stanno frenando la produzione di gigawatt di energia eolica in Europa. “Il sistema è intasato e sta bloccando centinaia di gigawatt di parchi eolici“, ha affermato Giles Dickson, amministratore delegato di WindEurope, alla Reuters. Attualmente ci sono oltre 500 GW di nuova capacità di energia eolica in attesa del via libera per connettersi alla rete in tutta Europa. La situazione è più difficile in Italia e nel Regno Unito, dove ci sono oltre 100 GW di capacità ciascuno in attesa del permesso per connettersi alla rete. Eppure la stessa rete soffre, secondo l’agenzia di regolamentazione energetica dell’Ue (Acer), la quale ribadisce in uno suo report “l’urgenza per i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) di rispettare il loro obbligo di rendere disponibile il 70% della capacità di trasmissione per il commercio transfrontaliero di elettricità entro la fine del 2025. L’urgenza è legata all’avvicinarsi della scadenza legale e ai ritardi con molti dei passaggi necessari per raggiungere la regola della capacità di trasmissione del 70% che è necessaria per raggiungere gli ambiziosi obiettivi politici stabiliti per la generazione di energia rinnovabile”. Però, “senza un’adozione significativa dei progressi sulla ‘regola del 70%’, tali ambizioni saranno difficili da realizzare”.

L’anno scorso, secondo il report, “il sistema elettrico dell’Ue si è trovato ad affrontare una crescente congestione, con un aumento del 14,5% delle esigenze di gestione delle congestioni nel 2023 e conseguenti ingenti costi di sistema. Nel 2023, i costi di gestione delle congestioni nella rete elettrica dell’UE superano i 4,2 miliardi di euro, di cui il 60% a carico del sistema tedesco“, evidenzia l’analisi. “Quasi il 60% di questo costo è stato sostenuto dalla Germania, che ha speso 2,53 miliardi di euro in azioni correttive che hanno coinvolto 30,5 Twh”. Questo per la rapida crescita “della quota di energia rinnovabile in Germania e la crescente capacità minima interzonale richiesta per essere disponibile per la negoziazione, combinate con la lenta espansione delle capacità della rete”. E così il volume totale degli interventi correttivi in ​​percentuale della domanda nazionale di elettricità è stato del 6,7% in Germania, al 5,4% in Spagna e a meno dell’1% negli altri paesi Ue. Nel dettaglio – ha aggiunto Acer – la ridistribuzione delle energie rinnovabili, esclusa l’idroelettrica, “ha raggiunto una quota record del 21%”. Oltre 12 TWh “sono stati ridotti a causa della congestione della rete, con conseguenti emissioni stimate di 4,2 milioni di tonnellate di CO2 in più”, ha sottolineato l’agenzia, spiegando come “sempre più spesso, la gestione delle congestioni nell’Ue comporta la riduzione della produzione di energia rinnovabile, mentre la produzione di energia basata su fonti fossili va a colmare il vuoto“.

L’espansione limitata della rete, unita alla rapida adozione di tecnologie per le energie rinnovabili, probabilmente aggraverà la congestione della rete in futuro. “Ciò – ha evidenziato l’agenzia – potrebbe compromettere gli sforzi per una maggiore integrazione del mercato dell’elettricità nell’Ue e quindi ritardare la transizione verso un sistema energetico che sia neutrale dal punto di vista delle emissioni di carbonio ed efficiente dal punto di vista dei costi“. Ma “l‘ulteriore integrazione dei mercati europei è fondamentale per promuovere la flessibilità, consentendo all’energia rinnovabile di raggiungere la domanda in tutta la Ue e riducendo al contempo la volatilità dei prezzi. L’utilizzo delle reti attuali nella loro interezza e lo sviluppo di nuove infrastrutture saranno fattori chiave per l’integrazione del mercato“, ha concluso Acer.

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INFOGRAFICA INTERATTIVA Gas, stoccaggio italia stacca di oltre 4 punti la media Ue

Nell’infografica INTERATTIVA di GEA viene mostrato l’aggiornamento degli stoccaggi di gas nei Paesi dell’Ue. Secondo la piattaforma Gie Agsi-Aggregated Gas Storage Inventory (aggiornata al 3 luglio), l’Italia sale a quota 82,78%, mentre la media Ue è quattro punti sotto a 78,10%. Agli ultimi posti Lettonia e Croazia, mentre in testa rimane il Portogallo, stabile a 100,5%.
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Clima, Italia invia Pniec in Ue: 131 GW rinnovabili al 2030, 11% nucleare al 2050

Il Piano nazionale Energia e Clima è stato trasmesso a Bruxelles nei tempi. Conferma gli obiettivi raggiunti nella prima proposta trasmessa a giugno 2023, superando in alcuni casi anche i target comunitari.
Si punta a installare 131 gigawatt di rinnovabili al 2030 e, per la prima volta, nel mix compare uno scenario sul nucleare: 8 gigawatt al 2050 che coprirebbero l’11% della richiesta nazionale.
Di “grande pragmatismo” parla il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, che superato “approcci velleitari del passato”. Il documento è condiviso “con i protagonisti della transizione”, spiega, pur non nascondendo i passi ancora necessari per colmare alcuni gap. Nessuna preclusione, assicura, sulle “grandi opportunità dello sviluppo di tutte le fonti “. Nel dossier infatti si traccia uno scenario per il nucleare da fissione nel medio termine (a partire dal 2035) ma anche da fusione (a ridosso del 2050), che, ribadisce il ministro, “ci fa guardare avanti a un futuro possibile”.
Per elaborare il Piano, il Mase ha lavorato con altri ministeri (l’Economia, le Infrastrutture, le Imprese, l’Università e l’Agricoltura), il supporto tecnico di Gse, di Rse per la simulazione degli scenari energetici e di Ispra per quelli emissivi, con il Politecnico di Torino e di Milano per la parte di ricerca e innovazione. Una nuova consultazione nel 2024, dopo quella già svolta nell’anno precedente, ha coinvolto 133 soggetti tra imprese, istituzioni, associazioni e singoli cittadini.
Nell’aggiornamento del Piano è stato seguito un approccio tecnologicamente neutro, che prevede una forte accelerazione su alcuni settori. Oltre alle fonti rinnovabili elettriche, si punta sulla produzione di combustibili rinnovabili come il biometano e l’idrogeno, insieme all’utilizzo di biocarburanti che già nel breve termine possono contribuire alla decarbonizzazione del parco auto esistente, diffusione di auto elettriche, riduzione della mobilità privata, cattura e stoccaggio di CO2, ristrutturazioni edilizie ed elettrificazione dei consumi finali, in particolare attraverso un crescente peso nel mix termico rinnovabile delle pompe di calore.
L’area con performance più alte è quella delle FER: dei 131 Gigawatt che dovranno essere installati al 2030, si prevede che quasi ottanta (79.2) deriveranno dal solare, 28.1 dall’eolico, 19.4 dall’idrico, 3.2 dalle bioenergie e 1 Gigawatt da fonte geotermica (quota quest’ultima che potrebbe anche aumentare al raggiungimento di un adeguato livello di maturità di alcune iniziative progettuali in via di sviluppo).
In ambito efficienza energetica, si registra una importante riduzione dei consumi di energia primaria e finale, ma per il raggiungimento degli obiettivi, innalzati in considerazione dello scenario di crescita del prodotto interno lordo, bisognerà continuare a lavorare. È traguardato invece l’obiettivo relativo ai risparmi annui cumulati nei consumi finali tramite regimi obbligatori di efficienza.
Per quanto riguarda le emissioni e gli assorbimenti di gas serra, l’Italia prevede di superare l’obiettivo del ‘FitFor55’ sugli impianti industriali vincolati dalla normativa Ets, arrivando al -66% rispetto ai livelli del 2005 (obbiettivo UE, -62%).
Anche nei settori “non-ETS” (civile, trasporti e agricoltura) si registra un miglioramento degli indicatori emissivi e per raggiungere i target europei, ad oggi considerati nel dossier “ancora troppo sfidanti”, sarà necessario profondere ulteriori energie.
Sul fronte della sicurezza energetica, si registra una netta riduzione della dipendenza da altri Paesi favorita dalle azioni di diversificazione dell’approvvigionamento e dall’avvenuta pianificazione di nuove infrastrutture e interconnessioni.
Per quanto riguarda la dimensione del Mercato interno dell’energia, si prevede di potenziare le interconnessioni elettriche e il market coupling con gli altri Stati membri e di sviluppare nuove connessioni per il trasporto di gas rinnovabili, rafforzando il ruolo dell’Italia come hub energetico europeo e corridoio di approvvigionamento delle rinnovabili dell’area mediterranea.
Inoltre, il Pniec dà priorità agli obbiettivi nazionali di Ricerca, Sviluppo e Innovazione per accelerare l’introduzione sul mercato di quelle tecnologie necessarie a centrare i target definiti dal Green Deal nonché rafforzare la competitività dell’industria nazionale.
Una sezione specifica è dedicata ai lavori della “Piattaforma Nazionale per un Nucleare Sostenibile”, che ha sviluppato delle ipotesi di scenario in cui si dimostra da un punto di vista tecnico-scientifico la convenienza energetica ed economica di avere una quota di produzione nucleare, in sinergia e a supporto delle rinnovabili e delle altre forme di produzione di energia a basse emissioni. Secondo le ipotesi di scenario sviluppate, il nucleare da fissione, e nel lungo termine da fusione, potrebbero fornire al 2050 circa l’11% dell’energia elettrica totale richiesta – con una possibile proiezione verso il 22%.

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Inflazione stabile a giugno (0,8%). Ma preoccupano prospettive per l’industria

A giugno l’inflazione resta sostanzialmente stabile, con l’indice nazionale dei prezzi al consumo che, al lordo dei tabacchi, fa un piccolo scatto in avanti dello 0,1%, mentre su base mensile resta allo 0,8%, in tendenza con maggio. A certificarlo sono i dati dell’Istat, ponendo sul piatto alcuni dettagli su andamenti contrapposti. Rallentano, infatti, i prezzi dei beni alimentari non lavorati, che passano da +2,2% a +0,4%. Si attenua ancora la flessione dei prezzi degli energetici non regolamentati, che fanno uno switch da -13,5% a -10,3 percento. Di contro, accelerano i beni alimentari lavorati, passando da +1,8 a +2,2 percento.

Anche l’inflazione di fondo resta stabile al +2% a giugno, al netto di energetici e alimentari freschi, passando da +2% a +1,9% al netto dei soli energetici. Entrando ancora nel dettaglio dell’analisi Istat, l’istituto rileva che i prezzi dei beni alimentari, per la cura della casa e della persona rallentano su base tendenziale (da +1,8% a +1,4%), come anche quelli dei prodotti ad alta frequenza d’acquisto (da +2,5% a +2,1%). “Il processo di rientro dei prezzi si stabilizza ma restano alcune tensioni sugli energetici“, avvisa Confesercenti, che invita a “mantenere un adeguato livello di guardia per evitare di essere colti alla sprovvista“.

Dall’Istituto nazionale di statistica arrivano anche altri report di cui tenere conto, quelli sull’industria. Ad aprile, infatti, la stima sul fatturato, al netto dei fattori stagionali, aumenta dello 0,8% sia in valore che in volume, anche se fa registrare una lieve flessione su quello estero (-0,6%). Mentre su base annua, c’è un calo del 2%, di cui l’1,7 sul mercato interno e il 2,5 su quello estero. Crescono, però, i volumi (+0,5%).

Non va meglio con l’indagine rapida sull’attività delle grandi imprese industriali del centro studi Confindustria. Perché a giugno di quest’anno registra una produzione stabile sui livelli del mese precedente per oltre la metà delle aziende (per 53,9% degli associati la produzione rimarrà invariata dal 48,8% della rilevazione di maggio), ma aumenta il rischio percepito di un peggioramento, con un 12,7 percento di imprese che prospettano una contrazione. In calo anche la percentuale di aziende che invece si aspettano un miglioramento: 33,4% (in precedenza era del 45).

Previsioni poco rassicuranti anche quelle della Banca d’Italia. I dati dell’Indagine sulle imprese industriali e dei servizi di Palazzo Koch rivelano che per il 2024 “le imprese prefigurano un lieve incremento del volume delle vendite (0,2% nel complesso; 1,0 nella manifattura e -0,6 nei servizi)“, con un aumento dei prezzi rallentato, tendenzialmente del 2,3 percento. Quello che preoccupa è invece l’espansione degli investimenti, che “proseguirebbe a un ritmo inferiore al 2023 (0,8%)”. Numeri che fanno il paio con quelli delle vendite 2023 che, nel complesso delle imprese dell’Industria in senso stretto (almeno 20 addetti), sono diminuite dell’1,4% a prezzi costanti, secondo il documento di Bankitalia. Campanelli d’allarme da non sottovalutare.

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25 Giu Energia, al Faraj (Q8): “Con decarbonizzazione gestire nodi sicurezza e accessibilità”

“Siamo interconnessi, è come se il mondo fosse un villaggio, fondamentalmente. Quindi, se si guarda all’attualità internazionale, oggi abbiamo purtroppo il protrarsi della guerra tra Ucraina e Russia. A ciò si aggiungono i nuovi problemi del conflitto in Palestina, a causa del quale, da gennaio 2024, la principale via di comunicazione tra Asia ed Europa è soggetta a molti problemi sul Mar Rosso”. Lo dice a Gea Fadel al Faraj, executive vice president marketing di Q8 Petroleum International, a margine di un evento organizzato dal gruppo a Roma sulle Smart City.
“E questo ha di fatto inasprito l’intera situazione energetica – spiega -, creando molte crisi economiche ed estrema volatilità. Ciò ha messo in evidenza due fattori cruciali: la sicurezza dell’approvvigionamento energetico e l’accessibilità economica dell’energia. Sono i due nodi che dobbiamo affrontare insieme alla spinta principale dell’Unione Europea: la decarbonizzazione”.

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25 Giu Energia, al Faraj (Q8): “Noi fornitori multi-hub di prodotti sostenibili”

“Bisogna assicurarsi di fornire prodotti sostenibili ai consumatori, perché noi dobbiamo essere sostenibili e dobbiamo avere una gamma di prodotti che possiamo fornire loro, e dal canto nostro dobbiamo decarbonizzare le nostre operazioni, quindi quando si sommano i due aspetti, quello che dobbiamo fornire sono prodotti sostenibili, per cui diventiamo un fornitore di servizi multi-hub”. Lo dice a Gea Fadel al Faraj, executive vice president marketing di Q8 Petroleum International, a margine di un evento organizzato dal gruppo a Roma sulle Smart City.
“Viene naturale usare la mobilità come servizio. È questo che stiamo cercando. Ma l’aspetto cruciale da parte nostra è che abbiamo una grande società madre in Kuwait, con la nostra compagnia petrolifera nazionale, che può virtualmente garantire la sicurezza degli approvvigionamenti nel bacino del Mediterraneo”, precisa.

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L’idrogeno green non è sempre…così verde

E’ considerata una delle fonti di energia pulita più promettenti per il futuro, ma non sempre l’idrogeno verde – cioè prodotto a partire da fonti rinnovabili – è in grado di azzerare o quasi le emissioni di CO2.

A rivelarlo è una ricerca pubblicata su Nature Energy da Kiane de Kleijne della Radboud University e della Eindhoven University of Technology. “Se si calcola l’intero ciclo di vita della produzione e del trasporto dell’idrogeno verde, i guadagni in termini di CO2 risparmiata possono essere deludenti. Tuttavia, se l’idrogeno verde viene prodotto da elettricità molto pulita e a livello locale, può davvero contribuire a ridurre le emissioni”, spiega la ricercatrice.

L’Unione europea punta a produrre 10 milioni di tonnellate di idrogeno verde e a importarne altri 10 milioni entro il 2030. Merito, dice la scienziata, della sua “versatilità” e delle “sue numerose applicazioni. Ma purtroppo prevedo ancora alcuni ostacoli sulla strada”. Ostacoli che vanno ricercati nell’intero ciclo di vita di questa forma di energia per determinarne l’impatto ambientale globale in tutte le sue fasi.

Per oltre un migliaio di progetti di idrogeno verde, De Kleijne ha calcolato le emissioni di gas serra associate alla produzione, compresa quella, ad esempio, di pannelli solari, turbine eoliche e batterie per la fornitura di energia, nonché il trasporto tramite condutture o navi. L’idrogeno verde viene prodotto scindendo l’acqua in ossigeno e idrogeno in un elettrolizzatore utilizzando elettricità verde e può poi essere utilizzato come materia prima o come combustibile. Quello ricavato dal gas naturale è già ampiamente utilizzato come materia prima, ad esempio nell’industria chimica per produrre metanolo e ammoniaca per i fertilizzanti.

Il vantaggio dell’idrogeno verde è che quando si scinde l’acqua, oltre all’idrogeno, viene rilasciato solo ossigeno e niente CO2. “Tuttavia, ciò richiede grandi quantità di energia verde”, afferma la ricercatrice. “È possibile ridurre le emissioni solo se si utilizza energia verde, come quella eolica o solare. Ma anche in questo caso, le emissioni derivanti dalla produzione di turbine eoliche e pannelli solari si sommano notevolmente. Se si considera l’intero ciclo di vita in questo modo, l’idrogeno verde spesso, ma certamente non sempre, porta a un aumento di CO2″. I guadagni di CO2 sono di solito maggiori quando si utilizza l’energia eolica piuttosto che quella solare. La situazione migliorerà ulteriormente in futuro, poiché verrà utilizzata una maggiore quantità di energia rinnovabile per produrre, ad esempio, le turbine eoliche, i pannelli solari e l’acciaio per l’elettrolizzatore, dice la scienziata.

Ma non solo. La produzione di idrogeno produce le emissioni più basse nei luoghi in cui c’è molto sole o vento, come il Brasile o l’Africa. L’aspetto negativo è che l’idrogeno deve essere trasportato in Europa. Si tratta di un’operazione tecnologicamente impegnativa e che può creare molte emissioni aggiuntive.

Per De Kleijne, quindi, sarebbe scorretto affermare che questa forma di energia molto promettente sia net zero. “Esaminando le emissioni nell’intero ciclo di vita – conclude – possiamo cercare il compromesso migliore tra le tecnologie e identificare i punti in cui è possibile apportare miglioramenti nella catena”.

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Nasce l’Accademia solare europea, formerà 100 mila lavoratori del fotovoltaico

Nasce l’Accademia solare europea – la European Solar Academy – che nei prossimi tre anni formerà in tutta l’Unione europea 100mila lavoratori specializzati nel settore del fotovoltaico. Varata dalla Commissione europea, è la prima di una serie di accademie dell’Ue che saranno istituite nell’ambito del Net-Zero Industry Act (Nzia, la legge sull’industria a zero emissioni nette) affinché l’Unione disponga delle competenze necessarie lungo le catene di valore delle tecnologie a zero emissioni. “Il ruolo delle accademie Nzia è quello di sviluppare contenuti e programmi di apprendimento insieme all’industria, per garantire competenze e forza lavoro sufficienti nella catena del valore”, ha puntualizzato l’esecutivo Ue.

Tutto parte dai target che i Ventisette si sono dati: in base alla revisione della direttiva sulle energie rinnovabili, infatti, l’Ue ha posto l’obiettivo del 43,5% – auspicabilmente da arrotondare al 45% – per la quota di energia rinnovabile entro il 2030. E, nell’ambito del piano RePowerEu, a maggio 2022, la Commissione ha adottato una strategia per l’energia solare che punta a raggiungere oltre 320 GW di capacità fotovoltaica solare entro il 2025 e quasi 600 GW entro il 2030. Ma per tradurre in realtà questi numeri e percentuali, secondo Bruxelles è necessario promuovere la produzione di tecnologie a zero emissioni in Europa a sostegno della transizione energetica pulita. E, per tale scopo, l’Unione ha introdotto il Net-Zero Industry Act (Nzia), con l’obiettivo di creare condizioni migliori per la realizzazione di progetti a zero emissioni in Europa e attrarre investimenti, così che la capacità produttiva strategica complessiva di tecnologie a zero emissioni dell’Unione si avvicini o raggiunga almeno il 40% del fabbisogno dell’Unione entro il 2030.

In questo contesto, secondo le stime di Bruxelles, per fare in modo che l’Ue possa raggiungere i suoi obiettivi in materia di energie rinnovabili, garantendo allo stesso tempo la competitività industriale, saranno necessari nel settore della produzione del solare fotovoltaico circa 66mila lavoratori qualificati entro il 2030. Ed è qui che entra in campo la Solar Academy, che mira a formare 100 mila lavoratori nella catena del valore del solare fotovoltaico nei prossimi tre anni, per colmare l’attuale carenza di manodopera e di competenze nel settore.

Partendo dal modello della European Battery Academy (l’Accademia delle batterie), lanciata nel 2022 per la catena di valore delle batterie, “la Solar Academy progetterà i contenuti di apprendimento, insieme all’industria e alle parti interessate della catena di valore del solare fotovoltaico”, e “svilupperà anche credenziali di apprendimento, che certificheranno le competenze acquisite dai partecipanti ai corsi di formazione, favorendo così la mobilità della forza lavoro nel mercato unico”, ha precisato la Commissione.

La realizzazione dei programmi verrà fatta tramite partner locali, come erogatori di formazione professionale e didattica, imprese, Università o altri erogatori di istruzione e formazione con i quali l’Accademia firmerà un contratto per la realizzazione dei suoi programmi. Il lancio dell’Accademia solare europea è sostenuto dalla Commissione con 9 milioni di euro del Programma per il mercato unico e il progetto sarà realizzato dall’Istituto europeo per l’innovazione e la tecnologia (Eit) attraverso la sua comunità della conoscenza e dell’innovazione, Eit Innoenergy.

“L’incremento della produzione di energia solare fotovoltaica in Europa è fondamentale per la nostra sicurezza energetica, competitività e resilienza. Il lancio odierno della Solar Academy dimostra che la Commissione è impegnata a ridurre le emissioni e a creare posti di lavoro di qualità nell’Ue”, ha commentato il commissario europeo al Mercato interno, Thierry Breton. “Il lancio dell’Accademia prima ancora dell’entrata in vigore della legge sull’industria a zero emissioni contribuirà a colmare l’urgente carenza di competenze nel settore fotovoltaico europeo – circa 66 mila lavoratori solo per la produzione – e a formare una nuova generazione di lavoratori per la nostra industria solare, in linea con il nostro obiettivo di produrre entro il 2030 almeno il 40% del nostro fabbisogno di tecnologia a zero emissioni”, ha sottolineato Breton.

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Energia, Baldino (Cnpr): Dietrofront della Cassazione su comunicazione all’Enea

Con l’ordinanza n.15178 del 2024, la Corte di Cassazione fa retromarcia sul suo orientamento riguardante l’omessa comunicazione all’Enea relativa alla fine dei lavori di riqualificazione energetica, determinando che tale omissione comporta la perdita della detrazione. “S’impone così maggiore attenzione alla tempistica della comunicazione per non perdere il diritto alle detrazioni fiscali. Tuttavia – sottolinea Salvatore Baldino, consigliere d’amministrazione della Cassa di previdenza dei ragionieri e degli esperti contabili – avvalersi della remissione in bonis offre una via per sanare eventuali tardività, a patto di rispettare le condizioni e i termini stabiliti dalla normativa”.

Per evitare la decadenza della detrazione in caso di comunicazione tardiva, è possibile utilizzare lo strumento della remissione in bonis previsto dall’art.2, comma 1 del D.L. n.16/2012. “Lo strumento consente di conservare il diritto alla detrazione se la comunicazione all’Enea viene effettuata entro i termini di presentazione della prima dichiarazione utile accompagnata dal pagamento di una sanzione minima di 250 euro. È importante – aggiunge Baldino – che il versamento della sanzione non utilizzi crediti fiscali in compensazione e la violazione non sia stata ancora rilevata, né siano state iniziate verifiche o accertamenti”. Secondo l’esperto “vi sono due interpretazioni del termine per la remissione in bonis”. La prima è restrittiva: “se il termine di 90 giorni dalla fine dei lavori scade, ad esempio, il 1° ottobre 2024, il contribuente ha solo 14 giorni per regolarizzare”. In alternativa “potrebbe riferirsi alla dichiarazione dei redditi in cui deve essere indicata la prima quota di detrazione”.

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