Le attività del Gestore dei Servizi Elettrici Rapporto 2006

Il Gestore dei Servizi Elettrici - GSE S.p.A. ha un ruolo centrale nella promozione, nell’incentivazione e nello sviluppo delle fonti rinnovabili in
Italia. Azionista unico del GSE è il Ministero dell’Economia e delle
Finanze che esercita i diritti dell’azionista d’intesa con il Ministero dello
Sviluppo Economico.
Il GSE è capogruppo delle società controllate AU (Acquirente Unico) e
GME (Gestore del Mercato Elettrico).
Le attività del Gestore dei Servizi Elettrici
Rapporto 2006
Le attività del
Gestore dei Servizi Elettrici
Rapporto
2006
Il GSE promuove, nel rispetto delle disposizioni nazionali e internazionali di settore, lo sviluppo delle fonti rinnovabili sia attraverso l’erogazione
di incentivi agli impianti di produzione, sia con campagne di sensibilizzazione per un consumo di energia elettrica responsabile e compatibile
con le tematiche dello sviluppo sostenibile.
Le principali attività del Gestore si focalizzano sulla gestione dei flussi
economici e finanziari di tutte le fonti rinnovabili e assimilate.
In particolare il GSE:
Ritira dai produttori e Colloca sul mercato l’energia prodotta da impianti da fonti rinnovabili e assimilate (Cip6);
Gestisce, in qualità di Soggetto Attuatore, il sistema di incentivazione
dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici;
Emette i certificati verdi e verifica i relativi obblighi da parte dei produttori;
Qualifica gli Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili (IAFR);
Rilascia la Garanzia d’Origine (GO) dell’energia elettrica prodotta da rinnovabili;
Effettua il riconoscimento degli impianti di produzione in cogenerazione.
Il GSE partecipa, inoltre, alla piattaforma internazionale di scambio certificati gestita dall’AIB (Association of Issuing Bodies).
In tale ambito, il GSE emette i certificati RECS (Renewable Energy
Certificate System), titoli attestanti la produzione da fonti rinnovabili.
Consiglio di amministrazione del GSE
Presidente
Prof. Carlo Andrea Bollino
Vice Presidente
Dott. Massimo Masini
Amministratore Delegato
Dott. Nando Pasquali
Consiglieri
Avv. Stefano Bertollini
Avv. Vittorio Corsini
Ing. Luca Di Carlo
Dott. Francesco Parlato
Collegio Sindacale
Presidente
Dott. Francesco Massicci
Sindaci
Dott. Silvano Montaldo
Rag. Nicandro Mancini
Magistrato Delegato
Dott. Giuseppe Grasso
Segretario del Consiglio
Avv. Marco Bonacina
Gestore dei Servizi Elettrici - GSE S.p.a.
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 00197 Roma - Italy
Centralino: +39 06 8011 1 Fax: +39 06 8011 4392
e-mail: [email protected] www.gsel.it
Gestore dei Servizi Elettrici - GSE S.p.a.
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 00197 Roma - Italy
Centralino: +39 06 8011 1 Fax: +39 06 8011 4392
e-mail: [email protected] www.gsel.it
Le attività del
Gestore dei Servizi Elettrici
Rapporto
2006
INDICE
INTRODUZIONE .....................................................................................................................................................................................................pag. 5
CAPITOLO 1
LA
1.
2.
3.
4.
5.
PROMOZIONE DELLE FONTI RINNOVABILI NEL SETTORE ELETTRICO
La politica europea in materia di energia rinnovabile ........................................................................................................................
Gli obiettivi quantitativi e i meccanismi di sostegno ..........................................................................................................................
Gli strumenti di certificazione volontaria e il ruolo del GSE nel sistema RECS ....................................................................
La promozione dell'elettricità rinnovabile in Italia e il ruolo del GSE ........................................................................................
Lo scenario della produzione di energia elettrica rinnovabile nell'UE e in Italia ...................................................................
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PROMOZIONE DELLA COGENERAZIONE
Le politiche comunitarie a favore della cogenerazione ..................................................................................................................... ”
La regolamentazione nazionale della cogenerazione ........................................................................................................................ ”
I risultati delle attività di verifica della cogenerazione nel periodo 2003-2005 .................................................................... ”
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CAPITOLO 2
L'ENERGIA CEDUTA AL GSE E LE ATTIVITA' DI PARTECIPAZIONE AL MERCATO
1. Il quadro giuridico e regolamentare dell'energia ritirata ex comma 12, art. 3 D.lgs. 79/99 ........................................
2. Lo scenario economico della produzione Cip6 nel periodo 2001 - 2005................................................................................
3. L'energia ritirata nel 2006 e le attività di partecipazione al mercato elettrico ....................................................................
4. Le previsioni sulle quantità e i prezzi dell'energia Cip6 ....................................................................................................................
CAPITOLO 3
IL SISTEMA DI INCENTIVAZIONE DELL'ENERGIA FOTOVOLTAICA
1. Le disposizioni normative e regolamentari ..............................................................................................................................................
2. Il funzionamento del meccanismo di sostegno .....................................................................................................................................
3. Il ruolo del GSE nella gestione del sistema d'incentivazione ........................................................................................................
4. La valutazione delle domande e la selezione dei progetti ..............................................................................................................
5. I risultati nel periodo settembre 2005 - luglio 2006 ..........................................................................................................................
6. La promozione del sistema fotovoltaico: aspetti economici e prospettive di sviluppo ..................................................
CAPITOLO 4
IL MECCANISMO DELLE QUOTE OBBLIGATORIE DI ENERGIA RINNOVABILE
1. Gli obiettivi del legislatore e le linee fondamentali del meccanismo ........................................................................................
2. L'attuazione del sistema delle quote obbligate con certificazione e il ruolo del GSE ......................................................
3. La quantificazione dell'energia soggetta all'obbligo ..........................................................................................................................
4. Le attività di emissione dei CV .......................................................................................................................................................................
5. Il prezzo di riferimento dei CV calcolato dal GSE ................................................................................................................................
6. Il meccanismo di formazione del valore dell'incentivo ......................................................................................................................
CAPITOLO 5
LA QUALIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI ALIMENTATI DA FONTI RINNOVABILI
1. Normativa e finalità ..............................................................................................................................................................................................
2. La qualificazione degli impianti e metodo di calcolo della produzione
ammessa al rilascio dei certificati verdi ......................................................................................................................................................
2.1 Gli impianti ammessi alla qualificazione .........................................................................................................................................
2.2 Le procedure di qualificazione ..............................................................................................................................................................
2.3 Le tipologie di impianto e le categorie d'intervento ammesse alla qualifica ..............................................................
2.4 Il calcolo dell'energia elettrica che ha diritto ai CV ....................................................................................................................
3. I risultati dell'attività di qualificazione ai fini dell'emissione dei CV ............................................................................................
4. Il rilascio della garanzia d'origine ..................................................................................................................................................................
CAPITOLO 6
LA
1.
2.
3.
CONSIDERAZIONI CONCLUSIVE ........................................................................................................................................................ ” 103
3
INTRODUZIONE
Esattamente un anno fa - il 1° novembre 2005 - conclusa una prima fase del processo di riassetto del sistema
elettrico italiano con la cessione del ramo d’azienda relativo a dispacciamento, trasmissione e sviluppo della
rete elettrica, nasceva il Gestore dei Servizi
Elettrici (GSE), società controllata al 100% dal Ministero
dell’Economia e delle Finanze e vigilata dal Ministero dello Sviluppo Economico, con un compito rilevante nel
quadro delle politiche di promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
Il GSE è quindi il risultato di quanto disposto dal DPCM 11/05/2005 che ha permesso la riunificazione della
proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione in un’unica società, attraverso la cessione delle attività e delle funzioni relative alla trasmissione di energia elettrica, da parte della società di gestione della rete (GRTN S.p.A.) alla società Terna S.p.A., lasciando al GSE le competenze nel campo dell’energia
rinnovabile e le partecipazioni detenute nelle società Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) e Acquirente
Unico S.p.A (AU), attribuendo così alla società un ruolo di primo piano nel mercato elettrico italiano.
Per rispondere alle esigenze di tutela ambientale in rapporto al crescente fabbisogno di energia, la promozione delle rinnovabili è oggi più decisiva che mai. Non solo perché la maggiore diffusione dell’energia pulita è una condizione essenziale per il raggiungimento dell’obiettivo di una progressiva riduzione delle emissioni di gas serra in linea con il protocollo di Kyoto, ma anche perché contribuisce alla riduzione dei rischi per
la sicurezza degli approvvigionamenti derivanti dalla dipendenza dalle fonti energetiche tradizionali, concentrate nelle mani di pochi paesi. Lo sviluppo delle fonti rinnovabili è oggi incentivato anche dal crescente livello di competitività del loro impiego in nuove tecnologie rispetto all’uso di fonti tradizionali: migliora la qualità delle prestazioni mentre diminuisce il loro costo al MWh. Nell’ambito di un progetto più ampio, quale
quello esposto in maniera esaustiva dall’ultimo Libro Verde della Commissione europea in materia energetica, le fonti rinnovabili costituiscono un apporto fondamentale agli obiettivi di competitività, sostenibilità e
riduzione della dipendenza dall’estero.
In coerenza con la sua nuova missione, il GSE propone un’attenta analisi degli strumenti di incentivazione
oggi vigenti in ambito nazionale e della loro efficacia, e ricostruisce il quadro delle conoscenze sulle fonti rinnovabili nel settore elettrico. I molteplici compiti assegnati al GSE consentono di ricostruire, attraverso l’analisi dell’attività svolte in questo anno di vita, lo scenario delle rinnovabili e di arricchire il patrimonio delle
informazioni su un tema di grande sensibilità quale quello dell’energia sostenibile. Il presente rapporto vuole
essere uno strumento orientato a tale finalità.
Il primo capitolo, di inquadramento generale, offre una descrizione sintetica dello scenario europeo e nazionale delle fonti rinnovabili nel settore elettrico. In particolare si ricostruiscono le politiche energetico-ambientali per la promozione delle rinnovabili e si dà riscontro dei risultati raggiunti. Al quadro generale fa seguito
un ricco dettaglio di informazioni e dati ricostruiti attraverso il resoconto delle attività svolte dal GSE suddivisi per area tematica. In particolare: il capitolo 2 è dedicato alle attività svolte dal GSE nell’esercizio delle fun-
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zioni di cui all’art. 3, comma 12, del D.lgs. 79/99 (gestione della produzione c.d. Cip6); il capitolo 3 illustra
la gestione del nuovo meccanismo di incentivazione del solare fotovoltaico stabilito con il decreto del luglio
2005; i capitoli 4, 5 e 6 sono, infine, dedicati alle altre funzioni attribuite al GSE dall’art. 11 del D.lgs. 79/99
e dal D.lgs. 387/03, cioè all’interno del quadro normativo in materia di rinnovabili nel settore elettrico. In particolare, il capitolo 4 contiene una descrizione delle attività di verifica degli obblighi di immissione di energia
elettrica rinnovabile ricadenti sui produttori e importatori di energia convenzionale e delle operazioni nell’ambito del meccanismo dei certificati verdi (emissione, prezzo di riferimento); il capitolo 5 analizza il processo di qualificazione degli impianti alimentati a fonti rinnovabili dando evidenza dei risultati raggiunti e
delle novità introdotte dalle recenti normative tecniche e il capitolo 6, infine, descrive le specificità della cogenerazione nell’ambito delle politiche di promozione e ricostruisce le attività svolte dal GSE per il riconoscimento della qualifica di cogenerazione.
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CAP. 1
LA PROMOZIONE DELLE FONTI RINNOVABILI
NEL SETTORE ELETTRICO
1. La politica europea in materia di energia rinnovabile
Lo sviluppo di energia rinnovabile - già da tempo una finalità centrale della politica europea nel campo energetico e della sostenibilità ambientale - è stato avviato attraverso alcune iniziative comunitarie nella seconda
metà degli anni ’80, in particolare, con la risoluzione del Consiglio relativa a "Nuovi obiettivi comunitari di
politica energetica per il 1995 e alla convergenza della politiche degli stati membri" (Cfr. GU C 241 del 25
settembre 1986). Da allora le proposte dell’UE sono state numerose e molti sono stati i passi compiuti per la
diffusione dell’energia rinnovabile nei mercati europei e lo sviluppo di nuove tecnologie. La spinta propulsiva in materia di rinnovabili si è intensificata, però, a partire dalla seconda metà degli anni ’90, in seguito alla
maggiore importanza data ai problemi del cambiamento climatico e agli impegni assunti dall’Unione Europea
alla luce delle decisioni della Conferenza internazionale di Rio sull’ambiente e lo sviluppo. Una prima tappa
verso l'elaborazione di una strategia a favore dell'energia rinnovabile è stata compiuta dalla Commissione
europea con l’adozione, alla fine del 1996, del Libro Bianco "Energia per il futuro: le fonti energetiche rinnovabili" (Cfr. COM(1997) 599 definitivo) e la proposta di un Piano di azione con cui è stata delineata una
strategia per la diffusione dell’energia rinnovabile.
In seguito all’adozione del Protocollo di Kyoto sui cambiamenti climatici e la sua ratifica da parte dell’UE, la
politica energetica comunitaria si è concentrata ulteriormente a favore dell’energia rinnovabile attraverso la
definizione di numerose iniziative nel corso della prima metà degli anni 2000. La politica europea ha ribadito l’importanza di una maggiore incidenza delle fonti primarie di energia rinnovabile rispetto al consumo
interno lordo globale di energia. Questo obiettivo è conseguibile attraverso specifici strumenti giuridici e piani
di azione volti a favorire l’utilizzo di combustibili meno inquinanti nei trasporti, l’incremento del rendimento
energetico degli edifici, la promozione della cogenerazione, il riconoscimento di certificazioni di qualità ai
prodotti energetici, l’adozione di misure di efficienza energetica negli usi finali.
Quanto alle ulteriori misure legislative di sostegno delle energie rinnovabili, cui si fa riferimento in questo rapporto, è da segnalare la direttiva 2001/77/CE del 27 settembre 2001 (c.d. direttiva E-FER dove la lettera E
identifica il campo di diffusione nell’elettricità) che prevede una percentuale di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, così come definite dalla stessa direttiva, entro il 2010, pari al 22% del consumo globale di elettricità nel mercato europeo (UE-15). Nel 2004 si è stimato, però, che questa percentuale avrebbe
raggiunto solo il 18-19%.
Gli obiettivi di sviluppo delle rinnovabili nel settore elettrico, richiamati dalla direttiva, si fondano sull’esigenze di:
a) protezione dell’ambiente, con particolare riguardo alle emissioni di gas serra e in accordo con il protocollo di Kyoto;
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b) riduzione della dipendenza dalle importazioni di energia elettrica e il conseguente aumento della sicurezza degli approvvigionamenti;
c) creazione di posti di lavoro e di una maggiore coesione sociale ed economica in accordo con quanto
fissato dall’agenda di Lisbona.
Inoltre, da un punto di vista più generale, la diffusione delle rinnovabili contribuisce ad una maggiore
sostenibilità ambientale dello sviluppo.
A tutt’oggi si può dire che gli interventi delineati non si sono rivelati esaustivi e non si ritengono sufficienti
ad assicurare un maggior consumo di elettricità verde e questo a motivo dei maggiori costi di realizzazione degli impianti e delle infrastrutture di trasporto dell’energia rinnovabile rispetto alle tecnologie di produzione da fonti fossili. Gli investitori, tra l’altro, non considerano nelle proprie strategie di investimento i
benefici ambientali arrecati dalle tecnologie rinnovabili. Oltre ai vincoli economici concorrono ad ostacolare la diffusione di queste tecnologie, difficoltà di accesso alla rete e problemi di gestione del bilanciamento anche attraverso il loro concorso al mercato dell’elettricità.
A motivo di tali vincoli, la stessa Commissione ha riconosciuto la necessità di una politica attiva di promozione delle rinnovabili nella produzione di elettricità, attraverso iniziative di sostegno da parte degli
organismi pubblici tanto che l’attività di sostegno alle fonti rinnovabili è riconosciuta anche in deroga alle
norme sugli aiuti di Stato. Questo in quanto gli incentivi alla produzione di energia rinnovabile consentono di renderla competitiva rispetto alle produzioni convenzionali che nel loro prezzo non tengono conto
delle esternalità negative causate. Si deve, però, sottolineare che negli ultimi anni la maturità dei prodotti dell’industria dell’energia rinnovabile, unitamente alla tendenza al rialzo del costo del kWh della produzione da impianti alimentati con fonti fossili, ha cominciato a rendere più concorrenziali alcune tecnologie
rinnovabili. Questo fattore potrà contribuire ad aumentare la penetrazione delle rinnovabili e a ridurre in
tal modo i costi fissi unitari degli impianti attraverso la realizzazione di economie di scala. I vantaggi, tuttavia, sono ancora deboli rispetto a una diffusione delle energie rinnovabili in grado di soddisfare gli obiettivi di Kyoto e, pertanto, la politica europea continua a sottolineare l’esigenza di strumenti specifici a sostegno dell’elettricità rinnovabile e finalizzati all’eliminazione delle numerose barriere amministrative e tecniche. A questo sono chiamati gli Stati membri che devono dare attenzione particolare: alle procedure e ai
criteri di autorizzazione alla realizzazione degli impianti sul territorio; all’accesso non discriminatorio, equo
e possibilmente anche incentivante alla rete di trasporto; all’adozione di procedure e di meccanismi di
bilanciamento chiari e non discriminatori; alla trasparenza degli scambi commerciali di energia verde tra i
diversi paesi dell’Unione e la definizione di regole comuni per il riconoscimento delle quote scambiate,
anche al fine della realizzazione del mercato unico.
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2. Gli obiettivi quantitativi e i meccanismi di sostegno
Come già indicato, l’Unione Europea fissa, nella direttiva 2001/77/CE, un obiettivo indicativo europeo di produzione di energia elettrica pari al 22% del consumo lordo globale di elettricità dell’UE-15 entro il 2010. La
stessa direttiva delinea in allegato degli obiettivi indicativi per i singoli Stati membri. Gli obiettivi nazionali
sono prerogativa dei singoli Stati che fissano gli interventi opportuni tenendo conto non solo dei valori di riferimento riportati nell’allegato alla direttiva, ma anche degli impegni nazionali in materia di riduzione delle
emissioni di gas serra assunti con la direttiva 2003/87/CE che definisce i contributi dei paesi UE per il raggiungimento degli obiettivi del protocollo di Kyoto. Gli Stati membri hanno, pertanto, illustrato alla
Commissione le misure di incentivazione previste in totale indipendenza l’uno dall’altro. Sarà eventualmente
rimandata ad una fase successiva, laddove ritenuto necessario, l’adozione di una disciplina unica dei meccanismi di sostegno in ambito comunitario.
Gli obiettivi da raggiungere sono stabiliti sulla base del rapporto tra la produzione di energia da fonti rinnovabili, così come definite dalla direttiva, e il consumo interno lordo di elettricità (pari alla somma della produzione nazionale e del saldo estero di elettricità).
Tenendo conto di quanto stabilito dalla direttiva, gli Stati membri hanno comunicato, in prima istanza entro
il 2003 e successivamente ogni due anni, una relazione contenente l’analisi del raggiungimento degli obiettivi nazionali entro il 2010.
Di seguito si riportano gli obiettivi indicativi definiti nell’allegato alla direttiva e i valori dichiarati da alcuni Stati
membri (Italia, Francia, Germania, Spagna, Regno Unito) nella comunicazione trasmessa alla Commissione
ad ottobre 2003, sulla base di quanto previsto all’art. 3, paragrafo 3, della direttiva 2001/77/CE.
Tab. 1.1 - Obiettivi indicativi nazionali di alcuni paesi dell’UE
Allegato direttiva
(anno base)
1997
2010
Italia
Francia
Germania
Spagna
Regno Unito
16,0%
15,0%
4,5%
19,9%
1,7%
25%*
21,0%
12,5%
29,4%
10,0%
Relazione ex art. 3, par. 3,
direttiva
(anno base)
1997
2010
16,0%
15,6%
4,0%
20,1%
1,9%
22,1%
21,1%
12,5%
31,0%
10,4%
* L’Italia dichiara che il 22% potrebbe essere una cifra realistica, nell’ipotesi che
nel 2010 il consumo interno di elettricità sia pari a 340 TWh
Per illustrare i risultati conseguiti dall’Unione Europea, nel maggio del 2004, la Commissione ha adottato la
comunicazione sullo stato di attuazione della direttiva 2001/77/CE nei 15 paesi membri (COM(2004) 366
definitivo), giungendo alla conclusione che, sebbene alcuni paesi fossero in linea con i programmi delineati,
l’obiettivo globale del 22% non sarà raggiunto senza l’adozione di ulteriori politiche di promozione e di
sostegno. A dicembre 2005 è stata, inoltre, pubblicata la relazione "Il sostegno a favore dell’elettricità pro-
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dotta da fonti energetiche rinnovabili" (COM(2005) 627 definitivo) che descrive i meccanismi di incentivazione utilizzati e la loro efficacia. Questo documento rappresenta un’analisi degli effetti della coesistenza di
più regimi di incentivazione e ne valuta il rapporto costo-efficacia rispetto al raggiungimento degli obiettivi
indicativi senza, però, spingersi nell’individuazione di un unico sistema di sostegno. In proposito, la
Commissione ha sottolineato la difficoltà di effettuare una tale valutazione data la diversità degli incentivi e
la mancanza di dati omogenei per la comparazione, vista l’insufficiente disponibilità delle informazioni osservate per alcuni meccanismi di più recente introduzione (quali per esempio i Certificati Verdi, da ora in poi
anche CV) rispetto ad altri.
È da notare, infine, che la promozione delle fonti rinnovabili rientra in un discorso ben più ampio di quello
esclusivamente ambientale tanto da aver acquistato maggiore importanza nelle scelte complessive e generali di politica energetica. Il Libro Verde “Una strategia europea per un’energia sostenibile, competitiva e sicura”, della Commissione Europea, pubblicato l’8 marzo 2006, prevede esplicitamente, tra le priorità di azione, l’incremento dell’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili. A tal proposto, il documento ha anticipato la
presentazione di una “Road Map dell’energia rinnovabile” con cui saranno affrontate le principali questioni
che consentiranno di determinare scelte efficaci di politica energetica rinnovabile. Il Libro Verde è stato accolto positivamente dal Consiglio europeo di marzo 2006 che ha ribadito l’esigenza di una nuova politica energetica improntata alla sicurezza degli approvvigionamenti, alla competitività dei mercati e alla sostenibilità
ambientale.
I meccanismi di sostegno pubblico alle rinnovabili in campo elettrico utilizzati negli Stati membri sono riconducibili a tre grandi categorie:
-
il meccanismo delle c.d. “tariffe di alimentazione” (feed-in tariffs), in cui l’incentivo è definito preventivamente dal legislatore o viene determinato in una seconda fase a seguito di una procedura di
gara per l’assegnazione. La tariffa incentivante, meglio nota come incentivo in conto energia, è
garantita al produttore per la cessione dell’energia prodotta al gestore della rete cui è connesso l’impianto. Generalmente il Transmission System Operator o il Distribution System Operator ha l’obbligo
di ritirare l’energia prodotta da tali impianti e di remunerare il kWh di energia ritirata al prezzo incentivante prefissato. Gli incentivi possono essere determinati con una procedura concorsuale anziché
essere definiti ex ante. In questo caso il legislatore indice un bando in cui sono imposti i criteri che
regolano la quantità di energia elettrica rinnovabile da produrre o la capacità dell’impianto di generazione cui i partecipanti devono fare riferimento nella presentazione dell’offerta. Il miglior offerente
si aggiudica la gara esercitando una pressione concorrenziale sul premio atteso. Il costo dato dall’incentivo è coperto nella maggior parte dei casi da finanziamenti pubblici o attraverso una componente aggiuntiva e generalizzata sulla tariffa finale di elettricità a carico di tutti i consumatori;
-
la definizione di quote obbligatorie e il meccanismo dei certificati verdi. Il sistema di quote obbligatorie consiste, invece, nell’obbligo per il cliente finale o per il distributore o per il produttore di provare
periodicamente che una certa quantità di elettricità consumata, fornita o prodotta proviene da fonte
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rinnovabile. I certificati verdi sono lo strumento per verificare che l’obbligo sia stato ottemperato e al
tempo stesso per far sì che, nel caso l’obbligo di produzione verde ricada solo sui produttori, questi
possano raggiungerlo attraverso l’acquisto dei CV anziché attraverso la produzione diretta. Lo scambio dei certificati nel mercato dovrebbe avere quale effetto positivo una maggiore efficienza del sistema. Questo meccanismo prevede un regime sanzionatorio in caso di mancato adempimento dell’obbligo. Generalmente il valore della sanzione, nel caso di obbligo sul produttore, dovrebbe essere superiore alla differenza tra il costo marginale della produzione (rinnovabile) e il prezzo di mercato dell’elettricità;
-
i sistemi basati su incentivi fiscali o contributi diretti. Gli incentivi fiscali possono riguardare i prodotti
(es. IVA agevolata sui consumi di elettricità verde) o i processi (es. tassi di interesse agevolati sugli investimenti). I contributi sono, in genere, finanziamenti parziali e a fondo perduto all’investimento, spesso utilizzati dalle amministrazioni locali per il finanziamento di piccoli impianti.
Un sistema “ibrido” tra i meccanismi di sostegno pubblico e quelli di iniziativa volontaria del mercato è il c.d.
green pricing. Consiste nella determinazione, da parte del regolatore, di un premio fisso o bonus ambientale, versato ai produttori di elettricità da fonti rinnovabili in aggiunta al prezzo normale di scambio o al prezzo spot sul mercato dell’elettricità. Questo meccanismo, pertanto, poggia essenzialmente sulla trasparenza
del valore “ambientale” per il consumatore e sulla sua disponibilità a sostenere un prezzo maggiore per consumare energie rinnovabili e sulla capacità del produttore di vendere energia verde.
Di seguito si indicano i meccanismi utilizzati in alcuni paesi campione.
Tab. 1.2 - Meccanismi di sostegno in alcuni paesi dell’UE
Italia
- feed-in tariffs
- obblighi su produttori e CV
- contributi diretti
Francia
- feed-in tariffs
- contributi diretti
Germania
- feed-in tariffs
- incentivi fiscali
Spagna
- feed-in tariffs
Regno Unito
- quota obbligatoria e CV
- incentivi fiscali
Come si può osservare, il meccanismo più diffuso è quello delle tariffe di aggiudicazione o incentivo in conto
esercizio. La ragione è legata, come osservato dalla stessa Commissione UE, alla semplicità e all’efficacia dello
strumento di incentivazione, facilmente estendibile a tutte le tecnologie e al tempo stesso in grado di tener
conto delle diverse specificità tecniche e di rendimento. Il rischio per il beneficiario è inoltre molto basso. Il
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sistema presenta, tuttavia, l’inconveniente di non tener conto dell’innovazione tecnologica e dell’efficienza economica delle diverse tecnologie, essendo poco correlato alle dinamiche del mercato delle fonti rinnovabili e ai suoi meccanismi concorrenziali. Per tale ragione richiede una continua valutazione e continui
aggiornamenti. Il meccanismo dell’obbligo di immissione di energia rinnovabile nel sistema attraverso la
negoziazione di certificati verdi ha il vantaggio, di converso, non solo di rispondere agli obiettivi quantitativi del legislatore (legati anche a finalità ambientali), ma anche di essere maggiormente compatibile con
le regole del mercato e di evidenziare, attraverso i meccanismi di scambio, il valore dell’energia verde in
modo trasparente ed efficiente. Questo sistema, però, presenta lo svantaggio, almeno attualmente, di
essere indifferenziato rispetto alle diverse tecnologie e di presentare un maggiore grado di rischio per il
produttore, fattore che può ripercuotersi sui prezzi al consumatore. La partecipazione al mercato dei CV
dovrebbe tenere maggiormente conto delle differenze di costo e di rendimento delle tecnologie e degli
impianti. E’, inoltre, auspicabile un ampliamento della base d’offerta attraverso l’estensione del mercato
dei CV oltre i confini nazionali. Le esenzioni fiscali e i contributi diretti sono, in genere, misure di accompagnamento a strumenti più specifici di incentivazione. I contributi diretti sono spesso utilizzati a livello
regionale.
3. Gli strumenti di certificazione volontaria e il ruolo del GSE nel sistema RECS
Accanto alle forme tradizionali di incentivazione e sostegno alla realizzazione di nuova generazione da fonte
rinnovabile, negli ultimi anni sono nate misure diverse di promozione delle stesse che hanno visto da un lato
l’aumento di una clientela sempre più consapevole e sensibile alle questioni ambientali - per questo disposta
ad esplicitare le sue preferenze nella domanda di fornitura di energia - e dall’altro di un’offerta che, per
rispondere alle richieste del mercato e diversificare il proprio portafoglio rispetto a quello dei concorrenti, ha
presentato prodotti nuovi. Tra questi rientrano i cosiddetti quality labels con cui i fornitori garantiscono la
qualità dell’energia da loro fornita, ad esempio la fonte energetica.
A tale fine sono nate molteplici organizzazioni con lo scopo di garantire i soggetti terzi del rispetto dei parametri indicati nella fornitura, spesso ben più stringenti di quelli previsti dalla direttiva 2003/54/CE con la
disclosure. In linea generale, le caratteristiche del label possono essere ricondotte alle seguenti:
-
collegamento con il consumo;
-
beneficio ambientale;
-
addizionalità;
-
integrazione con altri servizi.
Il primo aspetto riguarda essenzialmente la duplice modalità con cui questi prodotti possono essere offerti:
se separatamente o unitamente all’energia elettrica fornita.
Il beneficio ambientale, invece, può essere definito in più modi; per esempio tenendo conto dell’impatto
ambientale evitato in termini di riduzione di emissioni di gas inquinanti oppure attraverso l’introduzione di
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parametri di efficienza che gli impianti devono rispettare per poter ricevere il marchio in questione.
Il criterio dell’addizionalità può essere descritto in presenza di requisiti ulteriori che il consumatore richiede
per la propria fornitura. Si presenta questo caso quando un cliente si dichiara disposto a corrispondere un
prezzo maggiorato rispetto a quello dell’elettricità prodotta da fonte convenzionale, a condizione che l’elettricità sia prodotta da impianti nuovi. In altri casi ancora i labels possono risultare ben più restrittivi quando,
ad esempio, sono rilasciati solo per produzioni non diversamente incentivate.
Tra gli strumenti volontari di promozione delle energie rinnovabili con diffusione comunitaria è da menzionare il RECS (Renewable Energy Certificate System), sistema europeo armonizzato di certificazione
volontaria delle fonti rinnovabili che nasce nel 1999. Il certificato RECS si qualifica come uno strumento
con validità transfrontaliera in grado di superare le barriere rappresentate dai sistemi elettrici nazionali e
di sensibilizzare i consumatori verso scelte più consapevoli della propria fornitura di energia elettrica.
L’iniziativa RECS - seppur di carattere privato - ha trovato il supporto, in ambito comunitario, di alcune
Autorità di Regolazione nella prospettiva di facilitare un mercato dei certificati verdi scambiabili in grado
di soddisfare una domanda volontaria di energia rinnovabile via via crescente.
Pertanto, dopo un periodo di circa due anni in cui sono state analizzate le modalità operative del sistema
ed in cui si è proceduto alla definizione delle regole per l’emissione, lo scambio e l’annullamento dei certificati, nel 2002 ha avuto luogo la test phase. Con questa è stata effettuata la verifica delle procedure
relative allo scambio dei certificati, delle specifiche tecniche dello strumento informatico di gestione del
mercato e, infine, della regolamentazione dei rapporti intercorrenti tra i soggetti partecipanti al sistema.
Così, a partire da gennaio 2003, il sistema è diventato operativo a tutti gli effetti.
RECS si fonda oggi sui seguenti elementi:
-
due associazioni internazionali cui aderiscono gli operatori di mercato e i soggetti deputati all’emissione dei certificati, disciplinate dalla normativa belga relativa agli organismi senza scopo di
lucro;
-
modalità standardizzate per il rilascio degli stessi certificati agli impianti di generazione da fonte rinnovabile come definiti dalla direttiva 2001/77 (le specifiche previsioni sono contenute nel “Basic
Commitment” ovvero la regolamentazione basilare del sistema);
-
regolamentazioni nazionali attinenti la qualifica degli impianti di produzione (secondo il principio di
sussidiarietà, vigente in ambito comunitario, ciascun paese è chiamato ad identificare le procedure in
esso applicate in un apposito Domain Protocol);
-
specifiche tecniche armonizzate per lo scambio delle informazioni tra i registri utilizzati a livello
nazionale.
Geograficamente RECS è presente in 16 paesi europei ovvero negli stati dell’Unione Europea a 15 membri,
esclusa la Grecia e il Regno Unito, cui si devono aggiungere Norvegia, Svizzera e Slovenia.
Le due organizzazioni su cui poggia RECS sono:
13
-
AIB (Association of Issuing Bodies) i cui membri sono soggetti indipendenti dagli operatori di mercato e titolati alla qualifica degli impianti di generazione e al rilascio dei certificati, rappresentata da 8
TSO e regolatori. Gli altri partecipanti sono società attive in campo ambientale e in materia di energie
rinnovabili. Il GSE, in qualità di organismo di emissione dei certificati per il nostro paese, partecipa
all’AIB che ha presieduto per due anni e di cui, da settembre 2005, è membro del Board;
-
RECS International, l’Associazione cui aderiscono produttori e traders che vede oggi iscritti oltre 150
membri di cui 16 operatori italiani.
Tra le diverse attività di competenza dall’AIB c’è la diffusione dei dati trimestrali relativi al mercato dei certificati RECS in termini di volumi emessi, trasferiti ed annullati, ripartiti sia per paese che per tipologia di fonte.
Non sono, però, disponibili informazioni circa il prezzo di scambio di questi certificati in quanto, ad oggi, non
è ancora attiva una piattaforma per la contrattazione degli stessi che, pertanto, sono venduti ed acquistati
tramite transazioni bilaterali.
I certificati RECS sono titoli commercializzabili separatamente dall’energia sottostante, della taglia minima di
1 MWh e validi fino alla richiesta di annullamento che avviene nel momento in cui il detentore dei titoli li utilizza sul mercato. In Italia possono accedere al circuito RECS tutti gli impianti che producono energia rinnovabile, secondo le disposizioni della direttiva comunitaria 2001/77/CE, e che non siano ammessi a beneficiare del regime dei certificati verdi istituito con il decreto legislativo 79/99.
Le iniziative di carattere volontario stanno oggi trovando un consenso sempre più ampio in tutti i paesi
comunitari, anche con sensibilità diverse all’interno degli Stati. Ad ogni modo sembra opportuno sottolineare che per il momento queste forme non possono essere equiparate alle più convenzionali modalità di
incentivazione. Il valore economico di questo tipo di iniziative può essere visto, infatti, più come una forma
alternativa di comunicazione esterna delle aziende che un vero e proprio impulso alla realizzazione di
nuova generazione.
In un contesto in cui gli obblighi sulle emissioni imposti ai produttori di elettricità acquistano rilievo nell’implementazione della direttiva 2003/87/CE (c.d. emission trading) sembra ipotizzabile immaginare che i
benefici derivanti da queste forme di promozione possano essere via via crescenti.
Anche in Italia il sistema RECS è una della modalità di certificazione delle energie rinnovabili di maggior successo. Nel 2006, oltre al GSE in qualità di organismo di emissione, hanno partecipato al sistema RECS tutti i
maggiori operatori italiani del settore elettrico iscrivendo impianti di generazione, in prevalenza idroelettrici
e in minima parte geotermoelettrici, titolati a richiedere il rilascio dei certificati. Nel nostro paese, così come
del resto in tutti gli altri aderenti al sistema RECS, i titoli rilasciati sono utilizzati dagli operatori quali strumenti
idonei per ottenere l’attribuzione di labels che consentono al cliente finale di dare prova dell’avvenuto consumo di energia rinnovabile e, quindi, della sua sensibilità alle tematiche ambientali. I marchi energetici, infatti, si fondano sull’acquisizione di prove circa l’origine rinnovabile della produzione e, quindi, sull’utilizzo di
sistemi di certificazione della produzione. Il sistema RECS, in quest’ottica, rappresenta uno strumento efficace e internazionalmente riconosciuto.
14
Il GSE ha definito la procedura - pubblicata sul proprio sito web - cui devono attenersi gli operatori italiani
che, membri di RECS International, desiderino essere operativi in Italia. L’emissione dei certificati RECS – che
insieme al loro trasferimento ed annullamento è effettuata tramite un sistema informatico di gestione - è
subordinata al superamento di una fase istruttoria documentale arricchita, se opportuno, con verifiche in loco
degli impianti di generazione.
4. La promozione dell’elettricità rinnovabile in Italia e il ruolo del GSE
In Italia la promozione dell’energia elettrica rinnovabile viene esplicitata con l’adozione dei piani energetici
del 1981 e del 1988, in cui per la prima volta viene messo a punto un programma per il sostegno pubblico
alle rinnovabili. In attuazione del piano energetico del 1988 vengono adottate due leggi, la legge n. 9/91 e
la legge n. 10/91. La prima introduce una parziale liberalizzazione della produzione di energia elettrica (attraverso il diritto di scambio e vettoriamento con la rete Enel dell’energia prodotta e delle eccedenze rispetto
agli autoconsumi) e riordina le competenze e le procedure di autorizzazione alla realizzazione degli impianti. La legge n. 10/91, invece, è esplicitamente dedicata, tra l’altro, alle fonti rinnovabili (“legge n. 10 del 9
gennaio 1991, recante “Norme per l’attuazione del piano energetico nazionale in materia di uso razionale
dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”), in quanto finalizzata a
promuovere una maggiore sostenibilità ambientale nella produzione e nei consumi di energia. La legge, oltre
a definire le fonti rinnovabili e le c.d. assimilate alle rinnovabili oggetto di promozione, individua specifiche
competenze delle regioni e degli enti locali e soprattutto stabilisce che l’utilizzazione delle fonti rinnovabili di
energia è di pubblico interesse e di pubblica utilità e dichiara le opere a tal fine indifferibili e urgenti.
In attuazione delle leggi 9/91 e 10/91, viene emanato il provvedimento CIP n. 6 del 29 aprile 1992, che contiene le condizioni tecniche generali per l’ammissibilità a fonte rinnovabile e i prezzi di cessione dell’energia
elettrica prodotta da tali impianti e da quelli assimilati a condizioni incentivate attraverso un meccanismo di
tariffa di alimentazione sull’energia elettrica. In particolare, nel prezzo di cessione (a Enel prima e dal 2001
al GSE, Cfr. Capitolo 2) viene riconosciuta al produttore una componente di prezzo addizionale oltre quelle
a copertura dei costi totali evitati di produzione.
Gli effetti dello strumento di incentivazione c.d. Cip6 sono stati piuttosto soddisfacenti avendo determinato
una capacità installata di circa 8.500 MW. E’ da segnalare, tuttavia, che gran parte di tale capacità (circa
5.500 MW) è relativa ad impianti alimentati con fonti c.d. assimilate alle rinnovabili secondo la definizione
del 1992 e cioè “impianti di cogenerazione, impianti che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico ed altre
forme di energia recuperabile in processi e in impianti, nonché quelli che utilizzano gli scarti di lavorazione o
di processo”. Questo meccanismo terminerà con l’esaurirsi delle domande in giacenza, cioè delle richieste di
cessione formulate all’Enel entro il 30 giugno 1995.
Nella seconda metà degli anni ’90, per effetto della spinta delle politiche energetiche europee, il tema della
promozione delle fonti energetiche rinnovabili è ritornato centrale in Italia.
Due sono gli elementi che hanno giocato e giocano un ruolo propulsivo:
15
a) gli impegni dell’Europa, e di conseguenza degli Stati membri, per la risoluzione del problema legato
al cambiamento climatico (ratifica del protocollo Kyoto);
b) le politiche europee in materia di realizzazione del mercato interno e di promozione delle rinnovabili
nel mercato dell’elettricità.
In relazione al primo aspetto, la delibera CIPE n. 137 del 19 novembre 1998 ha definito le linee guida per
stabilire le misure nazionali per il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra. Inoltre, in seguito alla pubblicazione del Libro Bianco della Commissione sulle fonti energetiche rinnovabili (Cfr. paragrafo 1 del presente capitolo), che ha riconosciuto il ruolo centrale delle politiche nazionali di promozione nell’attuazione del piano d’azione per lo sviluppo dell’energia rinnovabile, l’Italia ha predisposto un proprio Libro Bianco per la valorizzazione delle rinnovabili (adottato con la delibera CIPE n. 126
del 6 agosto 1999). Il piano di sviluppo delle rinnovabili contenuto nel Libro Bianco è costruito alla luce degli
obiettivi ambientali in termini di riduzione delle emissioni di gas serra previsto dalla delibera CIPE 137/98 e
individua, per ciascuna fonte rinnovabile, gli obiettivi compatibili con la riduzione delle emissioni.
Complessivamente il Libro Bianco prevedeva una crescita della capacità installata di impianti di produzione
di energia elettrica da fonti rinnovabili fino al conseguimento di una produzione elettrica stimata di 76 TWh
al 2010-12 (gli stessi obiettivi vengono ribaditi nella relazione inviata alla Commissione, ex art. 3 della direttiva 2001/77/CE). Le misure proposte sono state successivamente integrate alla luce della ratifica da parte
dell’Italia (legge n. 120 del 1° giugno 2002) del protocollo di Kyoto.
L’Italia, quando nel 1997 fu disegnato il protocollo, si assunse l’impegno di ridurre del 6,5% il proprio livello di emissioni rispetto ai livelli del 1990. Da allora le emissioni sono aumentate e non diminuite. Gli obiettivi di Kyoto sono stati tradotti per la prima volta in disposizioni regolamentari con la direttiva 2003/87/CE
dell’ottobre 2003 che ha introdotto nei paesi membri, quindi anche in Italia, a partire dal 2005, un mercato dei permessi di emissione. La determinazione delle quantità dei permessi da assegnare agli impianti esistenti dipende dall’efficacia delle politiche volte alla riduzione delle emissioni e fra queste un ruolo decisivo
è svolto dalle misure a sostegno delle rinnovabili. Gli interventi concreti di promozione delle energie rinnovabili devono tener conto, di conseguenza, della struttura del Piano nazionale di allocazione delle emissioni definito nel 2005, coerentemente con il Piano nazionale di riduzione dei gas serra approvato dal CIPE nel
dicembre del 2002.
Con riferimento alla politiche specifiche per le rinnovabili, si deve evidenziare che, con il D.lgs. 79/99, l’Italia
ha adottato la direttiva 96/92/CE di liberalizzazione del settore elettrico per la realizzazione di un mercato
unico. Lo scenario di riforma delineato ha introdotto un nuovo quadro di regole per l’incremento della quota
di produzione rinnovabile basato su un sistema maggiormente concorrenziale. È stato, quindi, introdotto
l’obbligo, in capo ai produttori e agli importatori, di immettere in rete una quota annuale di energia prodotta da impianti rinnovabili. I soggetti obbligati possono adempiere a tale richiesta direttamente, attraverso
l’immissione di energia rinnovabile, o acquistando - in tutto o in parte - certificati verdi, diritti rilasciati ad altri
produttori di energia rinnovabile (per approfondimenti Cfr. Capitolo 4). Il D.lgs. 79/99, al comma 6 dell’art.
11, inoltre, inserisce i contributi diretti tra gli strumenti di incentivazione a livello locale. Esso prevede, infat-
16
ti, che le regioni e le province autonome, anche con proprie risorse, possano favorire il coinvolgimento delle
comunità locali nello sviluppo dell’utilizzazione delle fonti rinnovabili e possano provvedere, attraverso procedure di gara, alla loro incentivazione. Rispetto alla normativa precedente, il decreto si pone due obiettivi
principali: quello di conciliare la promozione delle rinnovabili e la creazione di un mercato liberalizzato e quello di delimitare gli incentivi alle sole fonti rinnovabili, non includendo le c.d. assimilate. Vengono, pertanto,
riconosciuti alle fonti rinnovabili i costi pieni sostenuti, comprensivi di una quota ad incentivo, esautorandole dal rischio del sistema delle offerte nel mercato organizzato (borsa dell’elettricità), riconoscendogli almeno il prezzo di mercato e prevedendo il rilascio di certificati verdi. Le fonti rinnovabili godono, infatti, per
effetto del decreto, della precedenza nelle funzioni di dispacciamento effettuate dal gestore della rete di trasmissione nazionale e non partecipano, pertanto, al meccanismo di formazione dei prezzi in borsa. A tale
riguardo, il decreto riconosce lo stesso beneficio alla cogenerazione a cui è riconosciuta un’ulteriore agevolazione, quella di essere esonerata dal computo della quota obbligatoria di acquisto dei certificati verdi a carico di produttori e importatori (Cfr. Capitoli 4 e 6).
Nel dicembre 2003, con il D.lgs. 387/03 è stata, invece, adottata la direttiva 2001/77/CE sulla promozione
delle fonti rinnovabili nel settore elettrico. Il decreto, oltre a recepire i principi e gli orientamenti dell’UE verso
un approccio maggiormente coordinato delle regole in materia di rinnovabili, ha apportato alcune modifiche
ai meccanismi di incentivazione nazionale. Le principali novità riguardano:
-
l’aumento della quota annuale obbligatoria di elettricità rinnovabile a carico di produttori e importatori da immettere nel mercato elettrico per gli anni 2005-2007 (dal 2% al 2,35; 2,70 e 3,05 rispettivamente) (art. 4);
-
l’introduzione di specifiche misure e strumenti di incentivazione per alcune fonti rinnovabili come il
solare fotovoltaico (art. 7) e le biomasse (art. 8). Le ragioni sottostanti alla decisione di attivare specifici meccanismi di incentivazione è riconducibile prevalentemente agli elevati costi medi unitari delle
tecnologie impiegate. In attuazione di quanto previsto all’art. 7, sono stati emanati i decreti attuativi
che hanno riavviato (un precedente piano di incentivazione, c.d. programma “Tetti fotovoltaici” era
stato già attivato dal Ministero dell’ambiente alla fine degli anni ’90) i meccanismi di promozione
della fonte solare per usi elettrici (Cfr. Capitolo 3);
-
la previsione di specifiche agevolazioni e incentivazioni per gli impianti di piccola taglia quali l’obbligo
di ritiro a condizioni agevolate (art. 13) e la disciplina del servizio di scambio sul posto (art. 6). L’AEEG
ha determinato le condizioni tecniche ed economiche di agevolazione degli impienti di potenza inferiore ai 10 MVA (delibera 34/05 come successivamente modificata dalle delibere 49/05, 64/05, 165/05
e 256/05 relativamente ai ritiri obbligati e del. 28/06 per il servizio di scambio sul posto);
-
la semplificazione delle procedure autorizzative attraverso l’introduzione dell’autorizzazione unica
(art. 12);
-
l’introduzione della garanzia di origine quale strumento comune di riconoscimento dell’energia rinnovabile prodotta nell’UE (art. 11). Il GSE è il soggetto designato al rilascio della garanzia di origine
(Cfr. Capitolo 5);
17
-
la semplificazione delle modalità di accesso alle reti nonché condizioni economiche agevolate dei servizi di connessione in capo ai produttori (art. 14). Nel caso italiano, tali aspetti sono contenuti negli
artt. 12 e 13 della delibera 281/05, così come modificata dalle delibere 28/06, 86/06 e 100/06
dell’AEEG.
5. Lo scenario della produzione di energia elettrica rinnovabile nell’UE e in Italia
Nell’UE-15, sulla base dei dati da noi elaborati da fonte Eurostat, la produzione d’energia elettrica rinnovabile per fonte ha presentato nel 2004 la ripartizione illustrata nella figura 1.1.
Fig. 1.1 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile nell’UE-15, anno 2004
Fonte
GWh
Idrica
288.280
Geotermica
4,7%
8,2%
2,7%
5.521
Eolica
58.330
Biogas
11.300
Biomasse
34.393
Rifiuti urbani
19.592
Solare
736
Totale
418.152
0,2%
13,9%
68,9%
1,3%
È da notare che dei complessivi 418,2 TWh quasi il 70% è idroelettrico. Estremamente positivo, però, il dato
sulla produzione eolica che copre circa il 14% della produzione lorda rinnovabile, a testimonianza dei forti
sviluppi di questa fonte negli ultimi anni. Da notare anche la crescita degli impianti alimentati con gli scarti
dell’agricoltura e dei rifiuti biodegradabili (vedi Tab. 1.3).
L’andamento della percentuale delle fonti rinnovabili sul consumo interno lordo di elettricità dell’UE-15 negli
ultimi anni è stato positivo. Tale quota, infatti, è cresciuta tra il 1997 e il 2004 di circa un punto percentuale. Il risultato, apparentemente modesto, è significativo se si tiene conto che il consumo è cresciuto, nello
stesso periodo, a un tasso medio annuo del 2,8%. In ogni caso gli interventi per arrivare al target atteso del
22% entro il 2010, previsto dalla direttiva 2001/77/CE, sembrano estremamente impegnativi, specialmente
se da realizzare in un arco di tempo così breve.
La tabella seguente indica i principali dati del bilancio di energia elettrica dell’UE a 15 Stati nel periodo 19972004.
18
Tab. 1.3 - Bilancio energia elettrica UE-15 (dati in GWh)
1997
Produzione lorda
2.426.456
1999
2000
2001
2.492.578 2.532.975
1998
2.600.998
2.674.544
2002
2003
2004
2.679.818 2.763.291 2.820.466
Importazioni
172.004
168.426
194.358
220.635
216.657
237.569
237.574
229.189
Esportazioni
164.222
155.314
170.663
178.259
182.330
191.650
204.960
202.535
2.505.690 2.556.670
2.643.374
2.708.871
Consumo interno lordo
2.434.238
2.725.737 2.795.905 2.847.120
Produzione F.E.R.
338.391
355.327
356.293
385.467
412.601
366.924
378.336
418.152
Idraulica
298.729
307.858
302.520
319.053
340.188
277.464
271.212
288.280
3.956
4.272
4.483
4.785
4.612
4.758
5.431
5.521
Geotermica
Eolica
7.340
11.299
14.210
22.240
26.958
35.633
44.184
58.330
28.307
31.811
35.005
39.278
40.672
48.811
57.071
65.285
59
87
75
111
171
258
438
736
F.E.R. su
Produzione lorda
13,9%
14,3%
14,1%
14,8%
15,4%
13,7%
13,7%
14,8%
F.E.R. su
Consumo interno lordo
13,9%
14,2%
13,9%
14,6%
15,2%
13,5%
13,5%
14,7%
Biomasse e rifiuti
Solare
Confrontando il comportamento dei paesi campione si evince come gli sforzi fatti finora per il raggiungimento
degli obiettivi indicativi nazionali siano ancora poco soddisfacenti, con la sola eccezione della Germania e del
Regno Unito che hanno più che raddoppiato la percentuale di rinnovabili a copertura del consumo di elettricità
rispetto al 1997, anno base dello scenario di promozione intrapreso con la direttiva 2001/77/CE.
Fig. 1.2 - Produzione F.E.R. del bilancio elettrico nei paesi campione EU-15, anni 1997 e 2004
24%
20%
16%
12%
8%
4%
0%
1997 Italia 2004
F.E.R. su Produz. Lorda
1997 Francia 2004
1997 Germania 2004
1997 Spagna 2004
1997 Regno Unito 2004
F.E.R. su Consumo Interno lordo
La differenza tra la percentuale a copertura della produzione nazionale di energia elettrica e la percentuale
a copertura del fabbisogno interno, maggiormente marcata nel caso di Italia e Francia, dipende dalla mag-
19
giore consistenza del saldo estero, negativo nel caso italiano e positivo nel caso francese. Si ricorda, infine,
che tale dato non tiene conto degli interscambi di energia elettrica rinnovabile tra paesi.
Le figure seguenti illustrano il dettaglio della ripartizione della produzione lorda di energia elettrica rinnovabile per tipologia di fonte di alimentazione dell’impianto nei cinque paesi campione nel 2004.
Fig. 1.3 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile in Italia, anno 2004
Fonte
Idrica
GWh
2,1%
42.745
3,5%
4,1%
3,3%
Geotermica
5.437
Eolica
1.847
Biogas
1.170
Biomasse
1.913
Rifiuti urbani
2.277
Solare
27
Totale
55.416
0,0%
9,8%
77,1%
Fig. 1.4 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile in Francia, anno 2004
Fonte
Idrica
Geotermica
20
GWh
59.712
-
0,7%
0,9%
2,1%
5,1%
0,0%
0,0%
Eolica
573
Biogas
470
Biomasse
1.371
Rifiuti urbani
3.340
Solare
9
Totale
65.475
91,2%
Fig. 1.5 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile in Germania, anno 2004
Fonte
Idrica
Geotermica
GWh
6,7%
7,3%
21.076
1,0%
5,6%
-
36,2%
Eolica
25.270
Biogas
3.264
Biomasse
3.900
Rifiuti urbani
4.232
0,0%
Solare
557
Totale
58.299
43,3%
Fig. 1.6 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile in Spagna, anno 2004
Fonte
Idrica
Geotermica
Eolica
Biogas
Biomasse
GWh
2,7%
1,7%
0,2%
32.217
30,6%
15.601
825
1.353
Rifiuti urbani
852
Solare
102
Totale
1,6%
63,2%
0,0%
50.950
Fig. 1.7 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile nel Regno Unito, anno 2004
Fonte
GWh
Idrica
5.212
Geotermica
10,8%
12,4%
0,0%
-
34,7%
Eolica
1.935
Biogas
4.383
Biomasse
1.867
Rifiuti urbani
1.630
Solare
4
Totale
15.031
0,0%
29,2%
12,9%
21
Nel 2005, la composizione del parco di generazione rinnovabile nazionale, sulla base dei dati di fonte Terna
(ed Enea limitatamente al solare) è evidenziata in figura 1.8.
Fig. 1.8 - Potenza efficiente lorda degli impianti di energia elettrica rinnovabile in Italia, anno 2005
Fonte
MW
Idrica
17.325,8
Geotermica
Eolica
1,4%
7,8%
2,5%
1,9%
0,2%
711
1638,9
Biogas
283,9
Biomasse
389,4
Rifiuti urbani
526,5
Solare
34
Totale
20.909,5
3,4%
82,9%
Nota: per gli impianti in cocombustione la potenza considerata è pari ad una quota della potenza dell’impianto calcolata
in base alla produzione realizzata dalle biomasse e rifiuti rispetto a quella totale.
La quota nettamente prevalente è quella idroelettrica che copre quasi l’83% della produzione nazionale rinnovabile. Sono presenti sul territorio 1.157 impianti di piccola taglia (< 1MW) la cui potenza copre tuttavia
solo il 2%. Gli impianti di media e grande dimensione, pari rispettivamente a 605 e 293, coprono il resto
della capacità idroelettrica nazionale come evidenziato in figura.
Fig. 1.9 - Potenza efficiente lorda degli impianti idroelettrici rinnovabili in Italia, anno 2005
Classe di
potenza
MW
2,4%
0 - 1 MW
1 - 10 MW
419
1.986
> 10 MW
14.920
Totale
17.326
86,1%
22
11,5%
Fig. 1.10 - Numero degli impianti idroelettrici rinnovabili in Italia, anno 2005
Classe di
potenza
N.
0 - 1 MW
1.157
1 - 10 MW
605
> 10 MW
293
14,3%
56,3%
Totale
2.055
29,4%
La capacità installata di impianti fotovoltaici comprende il dato Terna e il dato Enea (quest’ultimo risulta più
esaustivo in quanto comprensivo dei dati sui piccoli impianti connessi alle reti di distribuzione risultanti dal
monitoraggio del programma “tetti fotovoltaici”). Non comprende, invece, il valore della potenza cumulata
degli impianti ammessi a beneficiare della tariffa incentivante di cui al successivo capitolo 3 e che ammontano per il 2005 a circa 266 MW, in quanto impianti non ancora realizzati.
Nella successiva figura 1.11 viene riportata la ripartizione per fonte della produzione lorda di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia nel 2005. La differente ripartizione percentuale della produzione rispetto alla
capacità degli impianti riflette il rendimento medio annuale delle diverse tecnologie di impianto, decisamente inferiore – per esempio - per gli impianti eolici rispetto a quelli geotermoelettrici.
Fig. 1.11 - Produzione lorda di energia elettrica rinnovabile in Italia, anno 2005
Fonte
Idrica
GWh
4,7%
2,4%
36.067
Geotermica
5.325
Eolica
2.343
Biogas
1.198
Biomasse
2.337
Rifiuti urbani
2.620
Solare
31
Totale
49.921
5,2%
0,1%
4,7%
10,7%
72,2%
23
La tabella che segue, riporta la distribuzione sul territorio nazionale della potenza e della produzione degli
impianti alimentati da fonti rinnovabili nel 2005. I valori del fotovoltaico comprendono solo i dati di fonte
Terna, inferiori al totale Enea, in quanto non sono disponibili, disaggregati per regione, i dati relativi al censimento dei tetti fotovoltaici, comunque di modesta entità. Le regioni che presentano le migliori performance sono quelle che vedono la presenza degli impianti tradizionali idroelettrici (concentrati in gran parte nell’arco alpino) o geotermici (concentrati esclusivamente in Toscana). Questi ultimi, pur non rappresentando la
seconda fonte in capacità installata lo sono in termini di produzione, dato l’elevato numero di ore di utilizzazione (circa il 90%) rispetto alle altre fonti. Buone performance nelle nuove tecnologie, e in particolare
nello sviluppo dell’eolico, presentano le isole (Sardegna e Sicilia) e alcune regioni (Abruzzo, Campania,
Puglia).
Tab. 1.4 - Capacità e produzione di energia elettrica rinnovabile in Italia, anno 2005
Piemonte
Valle d'Aosta
MW
%
GWh
%
2.419,3
11,6
5.838,8
11,7
852,7
4,1
2.717,7
5,4
5.228,7
25,0
9.116,8
18,3
Trentino Alto Adige
3.028,3
14,5
6.676,7
13,4
Veneto
1.197,4
5,7
3.397,8
6,8
471,2
2,3
1.402,3
2,8
83,3
0,4
182,9
0,4
Lombardia
Friuli Venezia Giulia
Liguria
Emilia Romagna
486,9
2,3
1.698,9
3,4
Toscana
1.102,6
5,3
6.074,0
12,2
Umbria
532,1
2,5
1.676,3
3,4
Marche
226,2
1,1
628,0
1,3
3,1
Lazio
474,8
2,3
1.541,5
1.159,2
5,6
2.141,5
4,3
Molise
155,0
0,7
358,1
0,7
Campania
765,2
3,7
1.216,0
2,4
Puglia
371,2
1,8
1.008,3
2,0
Basilicata
211,5
1,0
505,2
1,0
Calabria
836,0
4,0
2.156,7
4,3
Sicilia
467,9
2,2
617,3
1,2
Abruzzi
Sardegna
ITALIA
813,1
3,9
938,5
1,9
20.882,6
100,0
49.893,3
100,0
Se si osserva l’andamento nel tempo, illustrato in figura 1.12, è possibile rilevare, che la fonte idroelettrica risente del minor livello di piovosità degli ultimi anni. Ad una crescita del 14% nel periodo 1998-2001 fa seguito,
infatti, una riduzione della produzione idroelettrica che scende di circa il 9% nel periodo 2001-2005. Un andamento crescente e con una forte intensità a partire dal 2001 si registra per la produzione eolica che riflette la
crescente riduzione del costo al MWh di questa tecnologia sebbene, nonostante le potenzialità italiane, non
siano state ancora raggiunte le performance di altri paesi europei. Un buon risultato in termini di crescita media
annua ottengono anche le fonti solide (biomasse e rifiuti).
24
Fig. 1.12 - Produzione lorda di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia, anni 1998-2005
1998
1999
2000
2001
Fonte
2002
2003
2004
2005
GWh
Idrica
41.213,6
45.358,0
44.204,9
46.810,3
39.519,4
36.674,3
42.744,4
36.066,7
4.213,7
4.402,7
4.705,2
4.506,6
4.662,3
5.340,5
5.437,3
5.324,5
231,7
402,5
563,1
1.178,6
1.404,2
1.458,4
1.846,5
2.343,4
1.228,8
1.822,3
1.906,2
2.587,3
3.422,6
4.493,0
5.637,2
6.154,9
Solare
14,5
15,1
15,6
16,5
18,5
22,6
27,3
31,0
Totale
46.902,3
52.000,6
51.395,0
55.099,3
49.027,0
47.988,8
55.692,7
49.920,5
Geotermica
Eolica
Biomasse
Anno
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Sebbene gli sforzi fatti per lo sviluppo di nuova generazione rinnovabile abbiano avuto effettivi positivi, i traguardi fissati dal Libro bianco del 1997 - ribaditi nella programmazione degli obiettivi indicativi nazionali
comunicati alla Commissione UE ex direttiva 2001/77/CE - sembrano ancora lontani. Al 2004 la quota percentuale rinnovabile a copertura del consumo interno lordo era infatti rimasta sostanzialmente invariata
rispetto al livello, pari al 16%, del 1997. Difficilmente si raggiungerà l’obiettivo prefissato al 2010 di una
quota di copertura del consumo interno lordo di elettricità pari al 22%, livello dichiarato raggiungibile
dall’Italia nella comunicazione alla Commissione, anche se come visto questa appare essere una tendenza
generalizzabile a quasi tutti i paesi europei. A fronte di un aumento della produzione di energia elettrica da
fonti convenzionali, la produzione rinnovabile ha mostrato tassi di crescita inferiori, riducendo quindi il livello di soddisfazione della produzione nazionale lorda.
25
Fig. 1.13 - Quota della produzione lorda nazionale di energia elettrica da fonti rinnovabili
sulla produzione lorda totale
%
19,7
18,4
20
17,2
16,3
16,4
15
10
5
0
2001
2002
2003
2004
2005
Occorre, infine, osservare che i dati indicati si riferiscono alla sola produzione nazionale di energia da fonti
rinnovabili. Non tengono conto, infatti, delle importazioni da impianti alimentati da fonti rinnovabili ubicati
in Paesi terzi. Questo dato non è stato considerato in attesa di chiarezza circa le modalità di riconoscimento
delle importazioni rinnovabili, condizione che avverrà con la piena operatività del sistema di Garanzia di
Origine previsto dalla direttiva 2001/77/CE.
In ogni caso, con riferimento al caso italiano, è possibile svolgere alcune considerazioni ai fini della valutazione delle importazioni rinnovabili. Per gli anni 2001-2004 è stato, infatti, possibile utilizzare, ai fini del calcolo delle importazioni rinnovabili, i dati risultanti dalle autocertificazioni di produttori e importatori comunicati al GSE ai fini della verifica degli obblighi di cui all’art. 11 del D.lgs. 79/99 (Cfr. successivo capitolo 4),
secondo le procedure seguite nella fase precedente all’attivazione della c.d. Garanzia di Origine introdotta
dal D.lgs. 387/03 (da ora in poi anche GO). Per l’anno 2005, invece, si utilizza il nuovo meccanismo di certificazione tramite la GO (per maggiori dettagli si vedano i successivi capitoli 4 e 5). Tenendo conto di quanto
sopra descritto, la quota di energia rinnovabile proveniente dall’estero è stata pari, nel periodo 2001-2004
rispettivamente a 22,1; 24,6; 26,5 e 34,9 TWh. La stima effettuata per il 2005, che è da ritenersi prudenziale
in quanto effettuata sulla base di dati incompleti, è, invece, di 11 TWh.
Alla luce di tali considerazioni e del relativo calcolo delle importazioni rinnovabili, la Fig. 1.14 evidenzia le
percentuali di copertura del consumo interno lordo di energia elettrica nei due casi evidenziati, cioè tenen-
26
do conto della sola produzione lorda di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili ubicati nel
territorio italiano o includendo le importazioni rinnovabili riconosciute in base alle autocertificazioni degli
operatori.
Fig. 1.14 - Quota della produzione e importazione rinnovabile a copertura del consumo interno lordo (C.I.L.)
%
30
26,0
Rinnov. / C.I.L.
23,6
25
20
21,9
21,6
17,3
16,8
Rinn.+ Estero /
C.I.L.
16,0
14,6
13,9
14,1
15
10
5
0
2001
2002
2003
2004
2005
Considerando nel calcolo della produzione rinnovabile anche il valore delle importazioni si evince, per l’Italia,
un andamento dell’indice di copertura del consumo interno lordo ovviamente migliore rispetto al dato che
considera la sola produzione nazionale da impianti alimentati da fonti rinnovabili. In questo caso è possibile
essere più ottimisti rispetto agli obiettivi indicativi delineati nei piani di azione ministeriali ai fini del raggiungimento degli impegni di Kyoto. Si ricorda, tra l’altro, che la possibilità di imputare il volume di importazioni
rinnovabili ai fini del conteggio del target interno è stata ammessa dalla Commissione Europea a condizione
che il paese esportatore non utilizzi a sua volta tale informazione con il medesimo scopo.
27
CAP. 2
L'ENERGIA CEDUTA AL GSE E LE ATTIVITA'
DI PARTECIPAZIONE AL MERCATO
1. Il quadro giuridico e regolamentare dell'energia ritirata ex comma 12, art. 3 D.lgs. 79/99
L'energia ritirata dal GSE ex comma 12, art. 3 del D.lgs. 79/99 viene comunemente chiamata “energia Cip6”.
In tale aggregato rientra l'energia elettrica prodotta dalle famiglie di impianti di cui agli artt. 20 e 22 della
legge n. 9 del 9 gennaio 1991. Gli obiettivi di tale legge erano più ampi della promozione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate, in quanto orientati a liberalizzare in parte la produzione di elettricità,
ovvero a stimolare la produzione da parte di terzi in deroga alla riserva di legge in capo ad Enel anche al fine
di trovare una soluzione al problema della carenza di generazione nei primi anni '90. La legge 9/91 prevedeva, infatti, un particolare regime giuridico per le eccedenze di energia elettrica immessa in rete rispetto agli
autoconsumi e per la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate.
I principali elementi della disciplina riguardavano: a) la cessione all'Enel delle eccedenze o della produzione
da impianti a fonti rinnovabili attraverso la stipula di convenzioni per la cessione, lo scambio, il vettoriamento e la produzione per conto di terzi; b) la determinazione da parte del Comitato Interministeriale Prezzi (CIP)
del prezzo di cessione delle eccedenze; c) la determinazione del prezzo di cessione dell'energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili e assimilate, includendo un corrispettivo aggiuntivo a copertura dei maggiori costi delle tecnologie.
Il provvedimento CIP n. 6 del 29 aprile 1992 ha quindi disposto: i prezzi di cessione secondo il principio del
costo evitato; i corrispettivi aggiuntivi per gli impianti a fonti rinnovabili e assimilate entrati in esercizio dopo
il 30 gennaio 1991 da erogare per un periodo di otto anni; i criteri per il riconoscimento degli impianti alimentati da fonte rinnovabile. Il decreto ministeriale 25 settembre 1992 approva, invece, la convenzione tipo
in base alla quale i produttori terzi stipulano le convenzioni per la cessione, lo scambio, il vettoriamento e la
produzione conto terzi con Enel. Successivamente il DM 24 gennaio 1997, data successiva all'entrata in vigore della legge 481/95, recante norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi energetici nonché istitutiva dell'AEEG, ha ridefinito gli impianti sottoposti a incentivazione. A partire da tale norma, il sostegno è
riconosciuto agli impianti già realizzati, a quelli in corso di realizzazione e alle iniziative e alle proposte presentate all'Enel di cui al comma 7, art. 3 della legge 481/95, entro il 30 giugno 1995. Dal 1998 in poi, data
la soppressione del CIP e il trasferimento delle sue funzioni all'AEEG, quest'ultima diventa competente in
materia di determinazione delle tariffe incentivanti. L'Autorità ha emanato diversi provvedimenti in materia
di determinazione dei prezzi e degli incentivi ex CIP6. Tra le più significative: la delibera 108/97 che modifica i prezzi di cessione delle eccedenze; le delibere 82/99 e 62/02 che determinano i prezzi di cessione dell'energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW; la delibera 81/99 di aggiornamento dei prezzi di cessione e dei contributi di cui al provvedimento Cip6 relativamente agli impianti entra-
29
ti in esercizio dopo il 1° gennaio 1997 (ad esclusione dei c.d. “impianti prescelti”, ex art. 7, comma 3,
481/95). Con l'approvazione del D.lgs. 79/99 e del successivo decreto MICA 21 novembre 2000, nel 2001 il
GRTN, oggi GSE, subentra all'Enel nella titolarità dei diritti e degli obblighi relativi all'acquisto di energia elettrica prodotta da altri produttori nazionali.
Le convenzioni già stipulate con Enel per la cessione dell'energia elettrica prodotta da impianti c.d. CIP6 passano quindi nella titolarità del GSE che le gestisce alla luce del nuovo quadro regolamentare e nel nuovo scenario del mercato elettrico. Sempre a partire dal 2001, il Ministero delle attività produttive ha stabilito anno
per anno (vedi paragrafo successivo) le modalità di allocazione sul mercato, da parte del GSE, dell'energia
ritirata. Dalle attività di allocazione derivavano, pertanto, le quantità e i prezzi di scambio dei relativi contratti
bilaterali nel mercato libero o vincolato (attraverso l'AU), la cui energia è dispacciata in via prioritaria nel sistema elettrico e, quindi, esclusa dall'ordine di merito economico. La differenza tra i costi riconosciuti ai produttori per l'energia ritirata dal GSE (stabiliti sulla base dei prezzi riconosciuti e degli incentivi calcolati ex CIP6
e delibere dell'AEEG) e i ricavi derivanti dalla vendita di CV da energia CIP6 e dalle procedure di allocazione
è coperta dalla componente A3 della tariffa elettrica.
2. Lo scenario economico della produzione Cip6 nel periodo 2001 - 2005
L'energia prodotta da impianti di generazione a fonti rinnovabili e assimilate che gode di forme di remunerazione incentivata viene ritirata dal GSE ai sensi dell'art. 3, comma 12 del D.lgs 79/99 a partire dall'anno
2001. Il decreto del Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato del 21 novembre 2000 ha infatti fissato al 1° gennaio 2001 la cessione dei diritti e delle obbligazioni relative all'acquisto di energia elettrica, comunque prodotta da altri operatori nazionali, da parte dell'Enel al GSE.
In relazione al tipo di convenzione che regola la cessione dell'energia al GSE e alla corrispondente tariffa riconosciuta si individuano le seguenti tipologie di impianti incentivati:
-
impianti titolari di convenzione di cessione c.d. “destinata” ai quali viene riconosciuta la tariffa
Cip6/92 ovvero la tariffa prevista dalla delibera 81/99 dell'AEEG per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici-distributrici di cui al titolo IV lettera B del Provvedimento
Cip/92;
-
impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali viene riconosciuta la tariffa prevista dalla delibera 108/97 dell'AEEG;
-
impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 3 MW titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali viene riconosciuta la tariffa prevista dalla delibera
62/02 dell'AEEG (provvedimento in vigore fino al 2004).
Si riporta di seguito l'ammontare dell'energia elettrica ritirata dal GSE nel periodo 2001 - 2005 suddivisa per
tipologia di remunerazione.
30
Tab. 2.1 - Energia elettrica acquistata ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99 per tipologia di remunerazione
2001
2002
2003
2004
2005
GWh
Cip6/92 e delibera 81/99
47.153
49.765
50.361
52.382
50.296
Delibera 108/97
2.603
1.347
1.140
1.218
966
Delibera 62/02
2.769
2.897
2.411
3.064
0
53.525
54.009
53.912
56.664
51.262
Totale
Come accennato, l'energia ritirata dal GSE deriva non solo dalla produzione di impianti a fonti rinnovabili
(fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas
residuati da processi di depurazione e biogas, così come definite dalla direttiva 2001/77/CE e dal D.lgs.
387/03 di adozione della direttiva), ma anche da impianti a fonti c.d. assimilate (la cogenerazione, il calore
recuperabile dai fumi di scarico e da impianti termici, elettrici o da processi industriali, impianti che usano gli
scarti di lavorazione o di processi e che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati, così
come definite dalla legge 9/91).
Nel periodo 2001-2004, la quota di energia ritirata da impianti alimentati da sole fonti rinnovabili varia da
un minimo del 21,7% registrato nel 2002 ad un massimo del 23,5% registrato nel 2004; nel 2005, anno a
partire dal quale il GSE non ritira più l'energia prodotta dagli impianti mini-idro (circa 3 TWh/anno), la quota
di energia da fonti rinnovabili scende al 19,4%. Vengono nella successiva Tab. 2.2 rappresentati i volumi di
energia ritirata dal GSE negli anni 2001 - 2005 ripartiti per tipologia di impianto.
In ragione della progressiva realizzazione degli impianti e dell'attivazione delle corrispondenti convenzioni, la
tipologia che ha fatto registrare gli incrementi più significativi è stata quella relativa agli impianti alimentati
a biomasse, biogas e rifiuti (+24,4% di incremento medio annuo nel periodo considerato).
Con riferimento ai costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell'energia prodotta da impianti incentivati si consideri che nel 2001 il costo medio unitario è stato pari a 87,81 €/MWh per un onere complessivo di 4.700 Mln€.
Nel corso degli anni il costo medio unitario di ritiro dell'energia è progressivamente cresciuto sia per effetto
dell'aggiornamento delle componenti tariffarie (nel periodo dal 2001 al 2005 si è registrato un +10,5% per
il costo evitato di impianto e per la componente incentivante, e un +35,1% per il costo evitato di combustibile) che per la progressiva entrata in esercizio degli impianti (in particolare quelli alimentati a biomasse, biogas e rifiuti) a più elevato livello di remunerazione.
Nel 2005 il costo medio unitario di ritiro dell'energia è stato pari a 112,47 €/MWh per un onere complessivo pari a 5.766 Mln€.
31
Tab. 2.2 - Acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99 per tipologia di impianto
Impianti alimentati a combustibili
di processo o residui o recuperi
di energia
2001
2002
2003
GWh
2004
2005
16.765
17.936
17.252
18.317
17.138
Impianti alimentati a combustibili
fossili o idrocarburi
24.210
24.366
24.434
25.025
24.182
Fonti Assimilate
40.975
42.302
41.686
43.342
41.320
76,6%
78,3%
77,3%
76,5%
80,6%
Impianti idroelettrici a serbatoio;
a bacino; ad acqua fluente oltre
3 MW
%
3.184
1.614
1.523
1.468
1.196
Impianti ad acqua fluente fino
a 3 MW
3.601
4.001
2.929
3.533
350
Impianti geotermici
1.781
1.849
2.578
2.012
1.843
Impianti eolici
1.100
1.271
1.274
1.407
1.201
Solare
Biomasse, biogas e rifiuti
Impianti idroelettrici potenziati
Fonti Rinnovabili
%
Totale
0
0
0
0
0
2.149
2.767
3.723
4.694
5.152
735
205
199
234
200
12.550
11.707
12.226
13.348
9.943
23,4%
21,7%
22,7%
23,5%
19,4%
53.525
54.009
53.912
56.690
51.262
Si rappresenta nella tabella che segue l'ammontare dei costi sostenuti dal GSE nel periodo 2001-2005 con
la ripartizione tra fonti assimilate e fonti rinnovabili.
Per i motivi già evidenziati connessi all'entrata in servizio dei nuovi impianti, il costo medio di ritiro dell'energia prodotta da impianti alimentati a fonti rinnovabili è cresciuto significativamente nel periodo considerato (+76,4%), mentre quello relativo all'energia prodotta da fonti assimilate è cresciuto in misura inferiore
(+15,6%) anche per effetto del raggiungimento, per diversi impianti, del termine del periodo previsto per il
riconoscimento della componente incentivante.
Tab. 2.3 - Costi per acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99 per tipologia di fonte
2001
2002
2003
2004
2005
Mln€ €/MWh
Mln€ €/MWh
Mln€ €/MWh
Mln€
€/MWh
Mln€ €/MWh
Fonti Assimilate
3.468
84,64
3.380
79,89
3.429
82,26
3.696
85,27
4.044
97,87
Fonti Rinnovabili
1.232
98,16
1.289
110,13
1.538
125,75
1.740
130,30
1.722
173,15
Totale
4.700
87,81
4.669
86,45
4.967
92,12
5.436
95,88
5.766
112,47
Ai sensi di quanto previsto all'art. 3, comma 13 del D.lgs. 79/99 il GSE ha provveduto a collocare sul mercato
l'energia ritirata dai produttori incentivati destinandola in parte agli operatori del mercato libero (grossisti, clien-
32
ti idonei) e in parte al mercato vincolato (attraverso Enel fino al 2003 e successivamente con l'Acquirente Unico)
secondo modalità fissate di anno in anno con decreto del Ministro delle attività produttive.
Contribuiscono, pertanto, alla copertura dell'onere sostenuto dal GSE i ricavi derivanti dalla vendita dell'energia
al mercato e, a partire dal 2003, quelli derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi di titolarità del GSE (certificati associati alla produzione di impianti CIP6 a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999).
La parte residua dell'onere, secondo quanto stabilito dallo stesso art. 3, comma 13 del D.lgs. 79/99, viene
inclusa dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas tra gli oneri di sistema e posta a carico della componente
tariffaria A3 che grava direttamente sui consumatori finali.
Viene di seguito evidenziata, anno per anno, la copertura dell'onere sostenuto dal GSE per tipologia di fonte
e di ricavo. Si specifica a tale proposito che:
-
le modalità di vendita dell'energia Cip6 al mercato non prevedono una differenziazione tra energia
prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e energia prodotta da impianti alimentati da fonti
assimilate che, pertanto, vengono collocate allo stesso prezzo;
-
i ricavi derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi vengono ripartiti tra fonti assimilate e fonti rinnovabili proporzionalmente all'energia ritirata dal GSE, ai fini della determinazione dell'esigenza di gettito
A3 per singola tipologia di fonte.
La quota di onere che deve essere coperta dal gettito della componente tariffaria A3 ha raggiunto nel 2005
il valore massimo sia in termini assoluti che in termini unitari (3.109 Mln€ corrispondenti a 60,63 €/MWh).
Contribuisce a tale risultato il progressivo incremento del costo medio unitario di acquisto dell'energia (+16,8
€/MWh rispetto al 2004) determinato dall'eccezionale incremento del costo evitato di combustibile (+36,5%
rispetto al valore 2004) mentre rimane sostanzialmente invariato il ricavo medio unitario derivante dalla vendita dell'energia.
Anche la quota di ricavo derivante dalla vendita dei Certificati Verdi si riduce significativamente nel 2005 per
effetto dell'entrata in servizio di nuovi impianti qualificati IAFR e del conseguente incremento dell'offerta di
Certificati Verdi da parte di operatori privati.
33
Tab. 2.4 - Copertura onere acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99 per tipo di fonte e di ricavo
2001
2002
2003
2004
2005
Mln€ €/MWh
Mln€ €/MWh
Mln€ €/MWh
Mln€
€/MWh
Fonti Assimilate
3.468
84,64
3.380
79,89
3.429
82,26
3.696
85,27
4.044
97,87
Vendita energia
2.298
56,09
2.124
50,21
2.301
55,21
2.202
50,80
2.165
49,95
-
-
-
-
152
3,64
125
2,89
82
1,89
Esigenza gettito A3
1.170
28,55
1.256
29,68
976
23,41
1.369
31,58
1.797
46,03
Fonti Rinnovabili
1.232
98,16
1.289
110,13
1.538
125,75
1.740
130,30
1.722
173,15
704
56,09
588
50,21
675
55,21
678
50,80
395
49,95
-
-
-
-
45
3,64
39
2,89
15
1,89
528
42,07
701
59,92
818
66,90
1.023
76,61
1.312
121,31
Totale
4.700
87,81
4.669
86,45
4.967
92,12
5.436
95,71
5.766
112,47
Vendita energia
3.002
56,09
2.712
50,21
2.976
55,21
2.880
50,80
2.560
49,95
-
-
-
-
197
3,64
164
2,89
97
1,89
1.698
31,72
1.957
36,24
1.794
33,28
2.392
42,19
3.109
60,63
Ricavi vendita CV
Vendita energia
Ricavi vendita CV
Esigenza gettito A3
Ricavi vendita CV
Esigenza gettito A3
Mln€ €/MWh
3. L'energia ritirata nel 2006 e le attività di partecipazione al mercato elettrico
L'energia complessivamente prodotta da impianti titolari di convenzioni Cip6 e ritirata dal GSE nel primo
semestre del 2006 non presenta una riduzione significativa rispetto al 2005. Si riporta di seguito il confronto tra l'ammontare della potenza contrattualizzata Cip6 afferente alle convenzioni valide al 31 dicembre
2006 e il corrispondente valore del 2005 con la suddivisione per tipologia di fonte.
Tab. 2.5 - Potenza contrattuale Cip 6 e numero delle convenzioni valide
al 31 dicembre 2005 e 2006 per tipologia di fonte.
31-dic-05
31-dic-06
Potenza
Numero
Potenza
Numero
contrattuale
convenzioni
contrattuale
convenzioni
MW
N°
MW
N°
Fonti Assimilate
5.466
59
5.367
54
Fonti Rinnovabili
3.106
445
2.880
384
Totale
8.572
504
8.247
405
L'ammontare delle eccedenze di energia elettrica ritirate da produttori titolari di convenzioni stipulate ai sensi
della delibera 108/97 si riduce progressivamente con il raggiungimento da parte dei singoli impianti del termine degli 8 anni previsto per il riconoscimento della componente incentivante. Si riporta nelle tabelle 2.6 e
34
2.7 l'ammontare dell'energia ritirata dal GSE nel primo semestre 2006 e la corrispondente valorizzazione per
tipologia di remunerazione e per tipologia di impianto, con riferimento ai corrispettivi di acconto per l'anno considerato (in particolare tali corrispettivi utilizzano quale valore di acconto del costo evitato di combustibile il valore di riferimento 2005; il valore definitivo di tale componente verrà pubblicato nel mese di aprile 2007).
Tab. 2.6 - Acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99
per tipologia di remunerazione (periodo gennaio - giugno 2006)
Cip6/92 e delibera 81/99
Delibera 108/97
Totale
GWh
Mln€
€/MWh
24.611,8
2.806,9
114,05
328,9
26,8
81,53
24.940,7
2.833,7
113,62
Dati provvisori
Tab. 2.7 - Acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99
per tipologia di impianto (periodo gennaio - giugno 2006)
GWh
Mln€
€/MWh
8.425,8
951,6
112,94
fossili o idrocarburi
11.692,0
1.002,7
87,47
Fonti Assimilate
20.117,8
1.974,3
98,14
80,7
69,7
-
bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW
544,0
84,6
155,55
Impianti ad acqua fluente fino a 3 MW
180,8
18,2
100,91
Impianti geotermici
747,6
106,8
142,79
Impianti eolici
639,5
95,1
148,65
0,0
0,0
0,00
2.666,7
549,1
205,93
44,3
5,6
126,1
4.822,9
859,4
178,19
19,3
30,3
-
24.940,7
2.833,7
113,62
Impianti alimentati a combustibili di
processo o residui o recuperi di
energia
Impianti alimentati a combustibili
%
Impianti idroelettrici a serbatoio; a
Solare
Biomasse, biogas e rifiuti
Impianti idroelettrici potenziati
Fonti Rinnovabili
%
Totale
35
Nel primo semestre del 2006 il costo medio unitario di ritiro dell'energia risulta pari a 113,62 €/MWh con
un incremento dell'1% rispetto al costo medio 2005 al quale hanno contribuito:
-
l'aggiornamento delle tariffe CIP6 operato annualmente dalla Cassa Conguaglio Settore Elettrico
(CCSE) (le componenti tariffarie relative al costo evitato di impianto, esercizio e manutenzione, il cui
aggiornamento è legato all'andamento dell'inflazione, sono state incrementate dell'1,8% rispetto al
2005);
-
il progressivo raggiungimento del termine del periodo di riconoscimento della componente incentivante per diversi impianti alimentati da fonti assimilate;
-
il progressivo incremento della produzione da fonte rinnovabile proveniente dagli impianti alimentati
a biomasse e rifiuti che sono quelli a più elevata remunerazione.
Il costo medio di acquisto dell'energia prodotta da fonti assimilate aumenta solo dello 0,3% rispetto al 2005
(da 97,87 €/MWh a 98,14 €/MWh). Rientrano nella categoria delle fonti assimilate gli impianti meno recenti e di maggiori dimensioni caratterizzati generalmente da una durata delle convenzioni di 15-20 anni; pertanto con il progressivo raggiungimento da parte dei singoli impianti del termine dei primi otto anni di esercizio per il riconoscimento dell'incentivo, il costo medio di ritiro dell'energia si riduce significativamente.
Lo stesso fenomeno non è riscontrabile per le fonti rinnovabili (il costo medio di ritiro cresce del +2,9% rispetto al 2005) dove si concentrano gli impianti di taglia più piccola, di più recente realizzazione e caratterizzati
generalmente da una durata delle convenzioni di 8 anni; ne consegue che per questi impianti la scadenza
del periodo per il riconoscimento dell'incentivo tende a coincidere con la scadenza della convenzione e quindi il costo medio di acquisto dell'energia da fonti rinnovabili tende a rimanere elevato.
Altro elemento di interesse è la collocazione geografica della produzione incentivata. Viene di seguito rappresentata, con riferimento al giugno 2006, la ripartizione per regione e per tipologia di fonte dell'energia
ritirata dal GSE.
36
Tab. 2.8 - Acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99 per regione
e tipologia di fonte (periodo gennaio - giugno 2006)
Fonti Assimilate
Piemonte
Valle D'Aosta
Lombardia
Trentino Alto Adige
Veneto
Friuli Venezia Giulia
Liguria
Fonti Rinnovabili
GWh
%
GWh
%
453,8
2,3
306,0
6,3
-
-
38,1
0,8
844,4
4,2
949,1
19,7
-
-
76,8
1,6
2.407,1
12,0
130,4
2,7
503,3
2,5
83,0
1,7
73,3
0,4
10,2
0,2
Emilia Romagna
1.451,0
7,2
372,2
7,7
Toscana
2.916,1
14,5
889,1
18,4
Marche
1.472,6
7,3
18,1
0,4
Umbria
179,4
0,9
68,3
1,4
Lazio
379,4
1,9
167,4
3,5
1.069,0
5,3
286,8
5,9
Abruzzo
Molise
406,0
2,0
72,3
1,5
Campania
922,1
4,6
291,8
6,1
1.929,3
9,6
455,9
9,5
350,0
1,7
88,9
1,8
8,4
Puglia
Basilicata
Calabria
-
-
403,1
Sicilia
2.470,4
12,3
31,4
0,7
Sardegna
2.290,8
11,4
84,1
1,7
20.117,8
100,0
4.822,9
100,0
ITALIA
Le regioni alle quali spetta il primato della produzione incentivata da fonti assimilate sono il Veneto, la
Toscana e la Puglia, per effetto della concentrazione di impianti incentivati collocati rispettivamente nei poli
produttivi di Marghera, Piombino, Livorno, Brindisi e Taranto, e la Sicilia e la Sardegna per la presenza degli
impianti di gassificazione di Priolo e Sarroch di taglia pari a circa 500 MW.
Per quanto concerne la produzione da fonti rinnovabili il primato spetta alla Toscana per il notevole apporto
della produzione da impianti geotermici (circa 750 GWh nel semestre), alla Lombardia per la presenza di termovalorizzatori di rilevanti dimensioni (nell'ambito del CIP6 la produzione di energia da combustione dei
rifiuti è inclusa tra le fonti rinnovabili) e, in misura minore, alla Campania e alla Puglia per la concentrazione
di impianti eolici e alla Calabria per la presenza di impianti a biomasse.
Nel 2006 l'energia ritirata dal GSE viene collocata sul mercato con le modalità previste dal decreto del
Ministero delle attività produttive del 5 dicembre 2005 che ha adottato il seguente schema per l'assegnazione dell'energia Cip6:
-
l'energia Cip6 ritirata dal GSE è offerta nel mercato dell'energia elettrica;
-
la capacità assegnabile per il 2006 è definita dal GSE in funzione dell'energia totale che si prevede di
37
acquisire sulla base dei contratti in essere con i produttori e su base statistica prudenziale per la produzione da fonti non programmabili (5.600 MW);
-
la capacità è assegnata per il 40% (2.240 MW) all'Acquirente Unico per la fornitura al mercato vincolato e per il 60% (3.360 MW) ai clienti idonei del mercato libero;
-
il prezzo di assegnazione dell'energia CIP6 è fissato a 55,5 €/MWh;
-
l'assegnatario stipula con il GSE un contratto per differenza e si impegna ad approvvigionarsi nel mercato dell'energia per quantitativi non inferiori alla quota di energia oraria assegnata;
-
se il prezzo che si forma nel mercato è superiore [inferiore] al prezzo di assegnazione l'assegnatario
riceve dal [riconosce al] GSE il differenziale di prezzo per la quantità di energia assegnata.
Entro il 31 dicembre 2005 il GSE ha provveduto all'espletamento della procedura di assegnazione dei diritti
Cip6 per la quota 2006 destinata al mercato libero. La capacità disponibile è stata assegnata dal GSE ai soggetti richiedenti con un meccanismo di ripartizione pro-quota basato sui consumi medi annui dichiarati dagli
stessi soggetti e certificati dalle imprese distributrici.
Nel corso del 2006 il GSE ha pubblicato le regole per il trasferimento dei diritti Cip6 assegnati al mercato libero e all'Acquirente Unico, nel caso di passaggio dei clienti finali dal mercato libero al mercato vincolato e viceversa. Queste dispongono che con cadenza bimestrale venga effettuato l'aggiornamento della ripartizione
dei diritti in questione sulla base dell'evoluzione della potenza media complessiva del mercato vincolato
rispetto al valore risultante al 1° gennaio 2006. Nei primi bimestri del 2006, in linea con le aspettative, la
potenza media complessiva degli utenti del dispacciamento del mercato libero è cresciuta di circa 480 MW
tra il 1° gennaio e il 1° marzo, e di ulteriori 230 MW tra il 1° marzo e il 1° maggio. Per effetto di questo progressivo spostamento dei clienti finali dal mercato vincolato al mercato libero, l'ammontare dei diritti Cip6
spettanti al mercato vincolato si è ridotto di 78 MW nel bimestre marzo-aprile e di ulteriori 37 MW nel bimestre maggio-giugno.
Si riporta nella tabella che segue l'andamento del prezzo medio di mercato per i primi mesi del 2006 e gli importi corrispondenti alla regolazione dei contratti per differenza per il mercato libero e per il mercato vincolato.
Tab. 2.9 - Valorizzazione contratti per differenza - diritti Cip6 (gennaio - giugno 2006)
Prezzo medio
Mercato Libero
Mercato Libero
mercato [€/MWh]
[MW]
[Mln€]
[MW]
[Mln€]
Gennaio
72,30
3.360
41,5
2.240
28,0
Febbraio
81,98
3.360
59,7
2.240
39,9
Marzo
78,99
3.438
60,0
2.162
37,7
Aprile
67,41
3.438
29,5
2.162
18,5
Maggio
67,41
3.475
30,8
2.125
18,8
Giugno
72,27
3.475
42,0
2.125
25,7
Totale
38
263,5
Mercato Vincolato Mercato Vincolato
168,6
Nel periodo considerato il prezzo medio di mercato è stato superiore al prezzo di assegnazione di 17,79
€/MWh e il GSE ha provveduto a riconoscere ai soggetti assegnatari di diritti Cip6 un importo complessivo
pari a 432,1 Mln€ di cui 263,5 al mercato libero e 168,6 al mercato vincolato.
Si osserva pertanto che, nel nuovo contesto di mercato, la disponibilità del GSE per la copertura degli oneri
derivanti dall'acquisto dell'energia dai produttori incentivati è determinata da:
-
i ricavi derivanti dalla vendita dell'energia “a programma” nel mercato del giorno prima da cui sono
detratti gli oneri derivanti dalla valorizzazione degli sbilanciamenti (risultanti dalla differenza tra l'energia effettivamente consegnata e quella imputata a programma);
-
la regolazione economica dei contratti per differenza relativi ai diritti Cip6;
-
la vendita dei Certificati Verdi nella titolarità del GSE.
Con riferimento al primo semestre 2006 la differenza tra gli oneri sostenuti dal GSE per l'acquisto dell'energia e i ricavi derivanti dalle suddette partite individua una esigenza di gettito della componente tariffaria A3
pari a circa 1.434 Mln€, al netto di eventuali conguagli per aumento del costo dei combustibili nel periodo
2005-2006.
Andando a ripartire in modo proporzionale all'energia ritirata da fonti assimilate e da fonti rinnovabili i ricavi derivanti dalla vendita di energia e dalla vendita di Certificati Verdi di titolarità del GSE si ottiene l'esigenza di gettito A3 ripartita per tipologia di fonte: in linea con la tendenza individuata per gli anni precedenti e
per i motivi sopra evidenziati cresce, in termini unitari, il divario tra l'esigenza relativa alla copertura dei costi
di ritiro dell'energia prodotta da fonti rinnovabili rispetto alle fonti assimilate. Nel periodo considerato il ritiro dell'energia prodotta da fonti rinnovabili richiede un contributo unitario di A3 di quasi 3 volte superiore a
quello richiesto per le fonti assimilate (122,08 €/MWh vs 42,02 €/MWh).
Altro elemento che influenza l'esigenza di A3 e che varia significativamente rispetto agli anni precedenti è la
vendita di Certificati Verdi di titolarità del GSE: il numero di CV venduti dal GSE nel 2005 si è ridotto del
96,5% rispetto all'anno precedente (Cfr. Capitolo 4) per effetto della progressiva entrata in servizio degli
impianti qualificati IAFR e del conseguente incremento dell'offerta di CV da parte degli operatori privati.
La riduzione del numero di CV venduti dal GSE è stata parzialmente compensata dall'incremento del prezzo
di riferimento che è passato da 97,39 €/MWh del 2004 a 108,92 €/MWh del 2005.
39
Tab. 2.10 - Copertura onere acquisto di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99
per tipologia di fonte e di ricavo (gennaio - giugno 2006)
GWh
Mln€
€/MWh
Fonti Assimilate
20.117,8
1.974,3
98,14
Vendita energia e Regolazione CFD
20.117,8
1.126,1
55,97
Ricavi vendita CV
-
2,8
0,14
Esigenza gettito A3
-
845,4
42,02
Fonti Rinnovabili
4.822,9
859,4
178,19
Vendita energia e Regolazione CFD
4.822,9
270,0
55,97
Ricavi vendita CV
-
0,7
0,14
Esigenza gettito A3
-
588,8
122,08
Totale
24.940,7
2.833,7
113,62
Vendita energia e Regolazione CFD
24.940,7
1.396,0
55,97
Ricavi vendita CV
-
3,5
0,14
Esigenza gettito A3
-
1.434,2
57,50
4. Le previsioni sulle quantità e i prezzi dell'energia Cip6
Il volume dell'energia ritirata dal GSE ai sensi dell'art. 3, comma 12 del D.lgs 79/99 varia in funzione del
numero di impianti provvisti di convenzione di cessione destinata CIP6/92, della relativa potenza contrattualizzata e della durata delle convenzioni (che, fermo restando il riconoscimento della tariffa incentivata per i
primi otto anni di esercizio dell'impianto, in alcuni casi arriva fino a 15 o 20 anni).
Prendendo a riferimento il numero delle convenzioni in essere alla fine del 2005 (504 convenzioni corrispondenti ad una potenza contrattualizzata complessiva di 8.572 MW), la produzione storica degli impianti
e le date di scadenza delle rispettive convenzioni, si determina la produzione CIP6 attesa per gli anni futuri.
La figura 2.1 illustra l'andamento della produzione attesa Cip6 per gli anni 2006 - 2020 (i valori, tuttavia,
non tengono conto degli impianti già autorizzati in seguito alla c.d. “emergenza rifiuti”, ma non ancora in
esercizio).
40
Fig. 2.1 - Produzione attesa Cip6 2006 - 2020
GWh
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2007
2008
2006
0
L'ammontare dei costi corrispondente a tale profilo di energia è a sua volta determinabile associando a ciascuna delle convenzioni sopra considerate la relativa tariffa (al netto della componente incentivante per gli
eventuali periodi di convenzione eccedenti i primi 8 anni di esercizio).
La figura 2.2 riporta le stime dei costi per acquisto di energia Cip6 relativi al periodo 2006 - 2020 calcolati
con riferimento ai valori di acconto 2006 e suddivisi per tipologia di componente tariffaria (costo evitato di
impianto, esercizio, manutenzione e spese generali connesse; costo evitato di combustibile; ulteriore componente incentivante).
Ai fini della rappresentazione dei costi per gli anni successivi al 2006 si ipotizza un incremento annuo costante del 2% per le componenti tariffarie, costo evitato di impianto (CEI) e ulteriore componente (INC), che vengono aggiornate secondo la variazione dell'indice ISTAT dei prezzi al consumo.
Il costo evitato di combustibile (CEC), il cui aggiornamento è funzione dell'andamento del costo del gas per
forniture industriali, ha registrato negli ultimi anni tassi di variazione molto diversi e pertanto si ritiene opportuno ipotizzare 3 diversi scenari di evoluzione futura di questa componente:
1. SCENARIO BASE: il corrispettivo resta invariato in termini reali fino al 2020 a cui corrisponde una variazione nominale del 2% su base annua legata esclusivamente all'andamento atteso dell'inflazione;
2. SCENARIO ALTO: il corrispettivo cresce in termini reali ad un tasso del 2% annuo;
3. SCENARIO BASSO: il corrispettivo decresce in termini reali ad un tasso del 2% ovvero costante in termini nominali.
41
Fig. 2.2 - Proiezione costi acquisto energia Cip6 2006 - 2020
Mln€
6.000
5.000
4.000
INC
CEC
3.000
CEI
2.000
1.000
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
0
Ipotizzando che nel periodo considerato il ricavo medio unitario per la vendita al mercato dell'energia Cip6
(pari a 55,5 €/MWh per il 2006) segua gli stessi scenari di evoluzione del costo evitato di combustibile, si
determina il fabbisogno di A3 per la copertura dell'onere sostenuto dal GSE (al lordo di eventuali ulteriori ricavi derivanti dalla vendita dei CV di titolarità del GRTN), la cui proiezione è illustrata il Fig. 2.3.
Nel grafico sono rappresentate, oltre alla curva del fabbisogno corrispondente allo scenario base di evoluzione del costo del combustibile, anche quella corrispondente a uno scenario sfavorevole (ALTO) e quella corrispondente a uno scenario favorevole (BASSO).
Fig. 2.3 - Proiezione fabbisogno A3 2006 - 2020
Mln€
3.000
2.500
2.000
Scenario Alto
1.500
Scenario Base
1.000
Scenario Basso
500
42
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
0
L'evoluzione del fabbisogno di A3 riflette l'andamento decrescente del volume di energia Cip6 legato alla scadenza delle convenzioni, così come la progressiva riduzione del costo medio unitario di acquisto per effetto
della scadenza del periodo incentivante nelle convenzioni con durata eccedente i primi otto anni di esercizio.
In termini unitari la riduzione nel tempo dell'aliquota della componente A3 è accentuata dalla crescita dei consumi finali; ipotizzando un volume di consumi finali pari a 292 TWh nel 2006 e un tasso annuo di crescita
pari a 2,5% per gli anni successivi, l'aliquota A3 passa da 9,5 €/MWh nel 2006, a 6,6 €/MWh nel 2010, a
3,4 €/MWh nel 2015 fino a 0,9 €/MWh nel 2020 (valori relativi allo scenario base).
Fig. 2.4 - Proiezione aliquota media A3 2006 - 2020
€/MWh
12
10
8
Scenario Alto
6
Scenario Base
4
Scenario Basso
2
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
0
43
CAP. 3
IL SISTEMA DI INCENTIVAZIONE DELL'ENERGIA FOTOVOLTAICA
1. Le disposizioni normative e regolamentari
Il meccanismo d'incentivazione della tecnologia fotovoltaica, denominato “conto energia”, già previsto dal
decreto legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003, è diventato operativo solo in seguito all'entrata in vigore
del decreto attuativo del Ministero delle attività produttive del 28 luglio 2005. Questo nuovo schema, che
remunera con apposite tariffe l'energia elettrica prodotta, si applica esclusivamente agli impianti che usano
la tecnologia solare fotovoltaica. A valle del decreto ministeriale, è stata emessa la delibera dell'Autorità per
l'energia elettrica e il gas n. 188/05 che ha individuato nel GRTN, oggi GSE, il soggetto attuatore ed ha definito le modalità per l'erogazione delle tariffe incentivanti.
Nel solo periodo di operatività relativo al 2005 (19 settembre - 31 dicembre), le domande presentate hanno
sfiorato le 12.000 unità, per una potenza totale di oltre 345 MW, superiore al valore limite di 100 MW di
potenza cumulata incentivabile prevista dal DM 28/7/05.
A questo punto è risultato evidente che il quadro normativo di riferimento doveva essere modificato per adeguarlo alla nuova realtà ed evitare che le aspettative suscitate andassero deluse, superando il tetto previsto
dalla norma del 2005.
Il 6 febbraio 2006 il MAP ha emesso un nuovo decreto, entrato in vigore il 16 febbraio, con il quale ha elevato a 500 MW la potenza nominale cumulata incentivabile, introducendo, però, anche un limite annuale di
85 MW di potenza massima incentivabile a partire dal 2006 fino al 2012. In particolare, il nuovo decreto ha
sancito una sanatoria nei confronti delle domande presentate nel 2005 e non ammesse ai benefici delle tariffe incentivanti per esaurimento del limite di potenza cumulata di 100 MW. Inoltre, sono state introdotte
modifiche al precedente decreto, alcune delle quali con validità retroattiva e, pertanto, applicate anche alle
domande presentate nel 2005.
A seguire, anche l'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) ha emanato la delibera 40/06 per adeguare le modalità d'erogazione delle tariffe incentivanti al nuovo decreto MAP ed, inoltre, ha pubblicato la delibera 28/06 che disciplina lo scambio sul posto dell'energia (noto come “net metering”), estendendolo a tutti
gli impianti a fonte rinnovabile con potenza fino a 20 kW, inclusi quelli fotovoltaici.
2. Il funzionamento del meccanismo di sostegno
I provvedimenti legislativi emessi, cioè i decreti del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006, contengono i criteri di
funzionamento e le condizioni per accedere al meccanismo di incentivazione in conto energia. Gli aspetti principali che attualmente regolano il meccanismo d'incentivazione vengono brevemente illustrati di seguito.
45
Le tariffe incentivanti sono concesse ad impianti fotovoltaici con potenza compresa tra 1 e 1.000 kW collegati alle rete elettrica pubblica (DM 28/07/05).
La potenza cumulata incentivabile totale ed annuale, suddivisa per classi di potenza dell'impianto stabilite dal
legislatore, è indicata nella seguente tabella.
Tab. 3.1 - Potenza incentivabile, ex decreto 28 luglio 2005
Potenza
Capacità cumulabile
Potenza incentivabile
dell’impianto
totale
per anno 2006
kW
360 MW
60 MW
50 - 1000 kW
140 MW
25 MW
Totale
500 MW
85 MW
1 - 50
Sono ammessi all'incentivazione impianti realizzati con moduli costruiti sia con la tecnologia del silicio cristallino, conformi alla norma CEI EN 61215, che a film sottile, conformi alla norma CEI EN 61646. L'impiego
di quest'ultimo tipo di moduli è consentito solo nel caso in cui i soggetti responsabili siano persone giuridiche. Questa modifica ha valore retroattivo, a far data dall'entrata in vigore del DM 28/7/05.
I soggetti che vogliono godere dell'incentivo presentano apposita domanda di ammissione al GSE.
Le domande che superano la fase istruttoria sono inserite in apposite graduatorie fino al raggiungimento dei
limiti cumulati di cui sopra. Ad esse saranno riconosciute, per un periodo di venti anni, le tariffe incentivanti stabilite dal legislatore secondo lo schema di seguito riportato e relative alle domande presentate entro il 2006.
Tab. 3.2 - Incentivi per tipologia di impianto, ex decreto 28 luglio 2005
Impianto FV
Potenza in kW
Classe 1
1 ≤ P ≤ 20
Tariffe incentivanti € / kWh
0,445 (scambio sul posto dell’energia)
0,460 (non scambio sul posto dell’energia)
Classe 2
20 < P ≤ 50
Classe 3
50 < P ≤ 1000
0,46
0,490 (valore massimo – soggetto a gara)
Per le domande presentate negli anni successivi al 2006, il valore della tariffa incentivante sarà decurtato del
5% per ciascuno degli anni successivi al 2006. In aggiunta, il valore delle tariffe incentivanti sarà aggiornato, a decorrere dal 1° gennaio di ogni anno successivo al 2006, sulla base del tasso di variazione annua dei
prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall'ISTAT. Il valore delle tariffe incentivanti,
calcolato per il primo anno come sopra specificato, rimarrà costante per l'intero periodo di incentivazione.
46
Il nuovo decreto 6 febbraio 2006 ha inoltre stabilito che le tariffe incentivanti, indicate in tabella, sono incrementate del 10% qualora i moduli fotovoltaici siano integrati in edifici di nuova costruzione, ovvero in edifici esistenti oggetto di ristrutturazione, a partire dal 2012.
Gli incentivi in conto energia non sono cumulabili con i certificati verdi e con i certificati bianchi. Sono cumulabili, invece, con eventuali contributi in conto capitale (escludendo comunque i contributi nell'ambito del
programma “tetti fotovoltaici” del Ministero dell'ambiente) solamente se questi ultimi non superano il 20%
della spesa sostenuta. Inoltre, nel caso in cui il soggetto responsabile sia una persona fisica, è possibile cumulare l'incentivo con la detrazione Irpef attualmente del 36% del costo d'impianto su 10 anni. In questo caso,
tuttavia, la tariffa incentivante è ridotta del 30%.
Il titolare dell'impianto ottiene il vantaggio derivante dai ricavi della vendita dell'energia alla rete o dal risparmio sulla bolletta elettrica dell'energia autoconsumata o scambiata con la rete.
Per impianti di potenza fino a 20 kW che scelgono il servizio di scambio sul posto dell'energia, è stato precisato che l'energia ammessa a beneficiare degli incentivi è solo quella prodotta e autoconsumata direttamente dall'utente; l'eventuale surplus di energia immessa in rete e non consumata nei tre anni successivi non
riceve incentivi. In alternativa, si può optare per il regime di cessione dell'energia alla rete alle stesse condizioni degli impianti con potenza superiore a 20 kW. Con tale scelta tutta l'energia prodotta ha diritto agli
incentivi. Anche questa modifica ha valore a far data dall'entrata in vigore del DM 28/7/05.
Per impianti con potenza superiore a 50 kW l'obbligo, precedentemente stabilito dal decreto del 2005, di
costituire una fideiussione a favore del GSE di 1500 € per kW installato, da allegare alla domanda, è stato
sostituito dal decreto del 2006 con un semplice impegno a costituire una fideiussione di 1000 € per kW
installato, da inviare al GSE entro un mese dal ricevimento della comunicazione di ammissione agli incentivi. Le amministrazioni dello Stato, le regioni, le province, i comuni e gli EELL sono, infine, esentati da tale
obbligo.
Come già anticipato, l'AEEG ha emanato due delibere per regolamentare il conto energia: la prima (n.
188/05) per definire le modalità di erogazione delle tariffe incentivanti, la seconda (n. 40/06) per adeguarne
i contenuti alle novità del nuovo decreto MAP del febbraio 2006.
La regolazione dell'AEEG, in attuazione di quanto previsto all'art. 9 del DM 28 luglio 2005: a) individua nel
GSE il soggetto che eroga le tariffe incentivanti (c.d. soggetto attuatore); b) definisce le condizioni per accedere alle tariffe incentivanti; c) determina le modalità di erogazione delle tariffe incentivanti da parte del GSE
e d) stabilisce le modalità con le quali le risorse per l'erogazione delle tariffe incentivanti trovano copertura
nella componente A3. L'Autorità ha, infine, integrato il quadro regolamentare con un modello di domanda,
che elenca anche la documentazione da allegare, e una scheda tecnica che serve a raccogliere in maniera
ordinata e sistematica i dati caratteristici dell'impianto.
47
La delibera 40/06 ha chiarito uno degli aspetti controversi dell'intero meccanismo d'incentivazione, ovvero
quello relativo all'installazione, manutenzione e lettura delle misure del contatore, da posizionare a valle dell'inverter per contabilizzare l'energia ammessa a beneficiare delle tariffe incentivanti. In particolare, per
impianti fino a 20 kW, il soggetto responsabile deve avvalersi del distributore elettrico locale per le suddette
attività, mentre può avvalersene per impianti di potenza superiore a 20 kW, per i quali esiste l'obbligo di
espletare la pratica di apertura dell'officina elettrica presso l'UTF. Al distributore elettrico è riconosciuto un
canone annuo in relazione alle caratteristiche dell'allaccio in rete.
Inoltre, in linea con quanto prescritto dal DM 6/02/06 sono state definite le condizioni per beneficiare dell'incremento del 10% delle tariffe, spettante agli impianti integrati nelle strutture degli edifici di nuova
costruzione o oggetto di ristrutturazione, ai sensi del decreto legislativo n. 192/05. In particolare, un impianto è considerato integrato architettonicamente nella struttura che lo ospita se i moduli fotovoltaici sono
impiegati come elementi costruttivi, sostituendo componenti tradizionali altrimenti necessari.
Infine è stato eliminato l'obbligo da parte del soggetto responsabile di inviare al GSE il progetto definitivo
entro 60 giorni dal ricevimento della comunicazione di ammissione alle tariffe incentivanti, sostituito da quello dell'invio della documentazione finale di progetto alla conclusione dei lavori.
3. Il ruolo del GSE nella gestione del sistema d'incentivazione
Come anticipato, la delibera 188/05 dell'AEEG ha individuato nel GSE il “soggetto attuatore” per l'incentivazione del fotovoltaico.
Le attività del GSE sono, sinteticamente, le seguenti:
-
verifica delle domande di ammissione all'incentivazione;
-
comunicazione degli esiti delle valutazioni;
-
gestione dell'iter “post ammissione”: monitoraggio degli obblighi in capo al soggetto responsabile a
partire dalla comunicazione d'inizio lavori fino all'entrata in esercizio dell'impianto;
-
erogazione degli incentivi ventennali: stipula del contratto e sua gestione nel tempo;
-
verifiche sugli impianti in costruzione e in esercizio.
Per lo svolgimento delle attività di verifica di ammissibilità è stata costituita un'apposita commissione per il
fotovoltaico che, in relazione al considerevole numero di domande pervenute e al fine di agevolare lo svolgimento delle attività, è stata organizzata in sottocommissioni. Alla fine della fase istruttoria, le domande
ammesse agli incentivi sono state organizzate in due distinte graduatorie.
Entro i novanta giorni successivi alle scadenze di ogni trimestre utile previsto dalla normativa per la presentazione delle domande (31 marzo, 30 giugno, 30 settembre, 31 dicembre) il GSE comunica a tutti i soggetti responsabili l'esito, sia positivo che negativo, della domanda di incentivazione.
48
Successivamente all'ammissione alle tariffe incentivanti, si entra nella gestione dell'iter “post ammissione”,
che consiste nel monitoraggio delle condizioni previste dalla normativa: invio fideiussioni, inizio lavori, conclusione dei lavori ed entrata in esercizio e l'eventuale registrazione di eventi non previsti ma significativi ai
fini dello sviluppo dell'iniziativa.
A valle dell'entrata in esercizio dell'impianto e della stipula di una convenzione con il soggetto responsabile,
inizia la gestione commerciale del rapporto che si protrarrà per i venti anni di durata degli incentivi.
Parallelamente alla fase di erogazione delle tariffe, prosegue il controllo tecnico attraverso sopralluoghi sugli
impianti, per verificare “in loco” l'esistenza o il permanere dei requisiti necessari per la fruizione degli incentivi. Tali verifiche interessano anche la fase di costruzione degli impianti.
Accanto alle citate attività, direttamente collegate allo sviluppo delle singole iniziative, il GSE è chiamato a
svolgere anche un compito di monitoraggio sull'andamento globale del meccanismo d'incentivazione, che
prevede l'elaborazione di un apposito rapporto annuale da trasmettere ai Ministeri competenti, all'AEEG, alle
regioni e alle province autonome.
Il GSE ha, infine, predisposto sul proprio sito web il sistema informativo geografico ATLASOLE che rappresenta l'atlante degli impianti fotovoltaici ammessi all'incentivazione. ATLASOLE permette la consultazione
interattiva degli impianti fotovoltaici ammessi all'incentivazione su base comunale, provinciale e regionale.
L'applicazione ATLASOLE è costituita da un versatile programma di web-mapping in grado di rappresentare
gli impianti fotovoltaici, in progetto e in esercizio, per classi di potenza (fino a 20 kW, da 20 a 50 kW, da 50
a 1.000 kW) e per numerosità. ATLASOLE mette così a disposizione dei soggetti istituzionali interessati, degli
Enti locali, dei soggetti responsabili e degli altri utenti di internet un sistema informativo geografico che consente di monitorare nel tempo la diffusione degli impianti fotovoltaici sull'intero territorio nazionale. Le informazioni contenute e rappresentate nel sistema ATLASOLE verranno aggiornate periodicamente seguendo l'iter di ogni singolo impianto: dalla richiesta sino all'entrata in esercizio dell'impianto stesso.
4. La valutazione delle domande e la selezione dei progetti
La fase istruttoria, focalizzata sull'esame delle domande e dei relativi allegati, è effettuata sulla base di una
procedura specificatamente codificata in un documento che costituisce il riferimento per la verifica di ammissibilità.
La procedura definisce le regole che il GSE deve adottare nello svolgimento delle seguenti attività:
-
classificazione delle domande di incentivazione;
-
valutazione dell'ammissibilità delle domande di incentivazione;
-
formazione delle graduatorie degli impianti ammessi all'incentivazione;
-
comunicazioni ai soggetti responsabili.
49
Le domande, inviate al GSE, devono essere redatte secondo il formato allegato alla delibera 40/06 dell'AEEG
e corredate da:
-
un progetto preliminare inclusivo della nuova scheda tecnica;
-
l'autorizzazione sottoscritta dal proprietario dell'immobile (se non si è proprietari del sito d'installazione);
-
un preventivo di spesa dei costi da sostenere;
-
l'elenco delle autorizzazioni necessarie alla costruzione ed esercizio dell'impianto.
Per gli impianti di potenza superiore a 50 kW è necessario, inoltre, allegare:
-
la dichiarazione d'impegno a costituire una fideiussione a favore del GSE;
-
un'offerta economica in busta chiusa.
Le domande ammesse all'incentivazione sono, quindi, organizzate in due distinte graduatorie:
-
impianti con potenza nominale fino a 50 kW;
-
impianti con potenza nominale superiore a 50 kW.
Nella prima, le domande sono ordinate in base al numero progressivo identificativo fino al raggiungimento della
potenza cumulata annua incentivabile fissata dal DM 06/02/06 (selezione in base alla data di presentazione).
Nella seconda le domande sono ordinate in base al valore dell'offerta economica presentata dal soggetto
responsabile all'atto della presentazione della domanda e si attribuisce priorità alle domande con più basso
valore fino al raggiungimento della potenza cumulata annua incentivabile fissata dal DM 06/02/06 (selezione in base al prezzo offerto e, a parità di offerta, alla data di presentazione).
5. I risultati nel periodo settembre 2005 - luglio 2006
Nel primo periodo di operatività del “conto energia” si sono registrate quattro scadenze per la presentazione delle domande di ammissione alle tariffe incentivanti, ma di fatto, a causa delle modifiche normative introdotte dal DM del 6 febbraio 2006, è opportuno far riferimento a cinque distinti periodi:
-
nei primi tre, che comprendono il terzo ed il quarto trimestre del 2005 e l'intervallo temporale tra il
primo gennaio e il 15 febbraio 2006 (prima dell'entrata in vigore del nuovo decreto ministeriale), le
domande ammesse non hanno risentito del limite sulla potenza massima incentivabile;
-
nel quarto periodo, relativo alle domande presentate nel marzo 2006, le iniziative ammesse all'incentivazione sono state condizionate dal limite di potenza massima annua incentivabile di 85 MW (60 per
impianti fino a 50 kW e 25 per impianti maggiori di 50 kW), per cui molte iniziative tecnicamente
ammissibili non sono rientrate tra quelle incentivabili;
-
nel quinto periodo, relativo alla scadenza del giugno 2006, sono state presentate circa 8100 ulteriori
domande, ma queste ultime, pur registrate e protocollate, non sono state esaminate a causa del raggiungimento nel trimestre precedente dei limiti di potenza annua incentivabile. Tale evento, di fatto,
ha bloccato la possibilità di nuove richieste d'accesso agli incentivi per il restante 2006.
50
I risultati complessivi, relativi alla potenza degli impianti ammessi all'incentivazione, sono riassunti nella
seguente tabella.
Tab. 3.3 - Domande ammesse per trimestre
POTENZA CUMULATIVA IMPIANTI
LIMITI massimi
POTENZA
AMMESSI ALL'INCENTIVAZIONE (MW)
potenza cumulativa di
DISPONIBILE
Classe di
3° trim
4° trim
1° trim
potenza
2005
2005
2006
1 ≤ P ≤ 20 kW
14,0
26,7
10,6
51,4
20 < P ≤ 50 kW
46,6
110,0
80,6
237,2
50 < P ≤ 1.000 kW
27,0
43,7
28,3
Totale
87,7
180,5
119,5
tutti gli impianti che
a partire
possono ottenere
dall'anno 2007
Totale
l'incentivazione
360
71,4
99,1
140
40,9
387,7
500
112,3
Nei diagrammi successivi si mostra la distribuzione per regioni degli impianti ammessi, evidenziando anche
la densità di potenza per estensione del territorio e per abitante.
Fig. 3.1 Ripartizione della potenza cumulata degli impianti relativi alle domande ammesse per regione
MW
55
Domande AMMESSE 50 - 1.000 kW
50
45
17,4
Domande AMMESSE 20 - 50 kW
7,2
40
Domande AMMESSE 1 - 20 kW
19,0
35
9,3
30
25
2,7
0,4
4,8
1,4
4,8
1,5
4,2
3,8
2,7
1,7
1,6
3,7
5,2
SICILIA
SARDEGNA
VENETO
EMILIA ROMAGNA
CAMPANIA
CALABRIA
TRENTINO ALTO
ADIGE
TOSCANA
LOMBARDIA
9,8
8,5
BASILICATA
8,4
6,1
PUGLIA
5
0
3,5
9,7
12,4
12,1
6,9
2,6
2,0
6,4
4,7
2,8
2,1
3,4
2,3
2,5
1,9
1,7
1,5
0,5
1,3
1,0
0,3
1,1
0,4
0,0
0,0
0,0
VALLE D'AOSTA
14,2
0,6
3,9
5,5
MOLISE
13,5
10
4,5
LIGURIA
7,0
FRIULI VENEZIA
GIULIA
5,0
29,2
ABRUZZO
21,5
PIEMONTE
15
5,8
LAZIO
39,2
UMBRIA
30,4
MARCHE
20
51
Fig. 3.2 - Ripartizione del numero delle domande ammesse per regione
Numero
23
Domande AMMESSE 50 - 1.000 kW
26
1.100
4
900
800
Domande AMMESSE 20 - 50 kW
6
1.000
9
224
643
455
9
11
Domande AMMESSE 1 - 20 kW
338
288
700
4
8
600
804
590
152
500
5
2
5
193
839
400
300
9
147
620
262
273
670
649
10
214
590
523
200
180
475
392
291
267
100
10
148
257
309
225
157
200
4
37
280
5
100
1
32
211
184
LIGURIA
MOLISE
1
24
37
0,4
0,4
ABRUZZO
FRIULI VENEZIA
GIULIA
CALABRIA
TRENTINO ALTO
ADIGE
PIEMONTE
UMBRIA
CAMPANIA
MARCHE
TOSCANA
LAZIO
SARDEGNA
VENETO
BASILICATA
EMILIA ROMAGNA
LOMBARDIA
SICILIA
PUGLIA
0
0
0
1
VALLE D'AOSTA
1.300
1.200
Fig. 3.3 - Potenza ammessa nelle singole regioni rispetto alla superficie regionale
kW / kmq
5,0
4,8
4,5
4,0
3,5
3,0
2,7
2,5
2,0
1,8
1,8
1,7
1,5
1,6
1,5
1,3
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,8
0,7
0,7
0,6
0,5
0,5
MOLISE
PIEMONTE
LIGURIA
LOMBARDIA
TOSCANA
FRIULI VENEZIA
GIULIA
LAZIO
ABRUZZO
EMILIA ROMAGNA
CALABRIA
TRENTINO ALTO
ADIGE
VENETO
CAMPANIA
MARCHE
SARDEGNA
UMBRIA
SICILIA
PUGLIA
BASILICATA
52
VALLE D'AOSTA
0,0
0,0
Fig. 3.4 - Potenza ammessa nelle singole regioni rispetto alla popolazione
Watt / abitante
80
80
70
60
50
40
30
25
9
7
6
5
5
4
4
4
3
3
2
2
0
PIEMONTE
TOSCANA
FRIULI VENEZIA
GIULIA
VENETO
EMILIA ROMAGNA
MOLISE
ABRUZZO
CALABRIA
SICILIA
MARCHE
PUGLIA
TRENTINO ALTO
ADIGE
UMBRIA
SARDEGNA
BASILICATA
0
VALLE D'AOSTA
9
LOMBARDIA
10
LIGURIA
13
10
LAZIO
17
CAMPANIA
18
20
I grafici e le tabelle seguenti illustrano, infine, i risultati dell'attività svolta dal GSE per gli anni 2005 e 2006.
Tab. 3.4 - Esiti delle domande esaminate nel 2005 -2006
NUMEROSITA'
POTENZA (MW)
Classe di potenza
Domande
Presentate
Domande
Ammesse
Domande
Domande
idonee
Respinte
non ammesse
Domande
Presentate
Domande
Ammesse
1 kW ≤ P ≤ 20 kW
15.818
7.176
5.524
20 kW < P ≤ 50 kW
11.301
5.105
totale parziale
1 kW ≤ P ≤ 50 kW
27.119
50 kW < P ≤ 1.000 kW
Totale
Domande
Domande
idonee
Respinte
non ammesse
3.118
110,3
51,4
37,6
21,3
5.056
1.140
527,7
237,2
239,2
51,3
12.281
10.580
4.258
638,0
288,6
276,8
72,7
1.642
152
1.271
219
1.014,6
99,1
806,5
109,1
28.761
12.433
11.851
4.477
1.652,7
387,7
1.083,2
181,8
53
Fig. 3.5 - Ripartizione delle domande ammesse
Classi di potenza
numero
1 kW ≤ P ≤ 20 kW
7.176
20 kW < P ≤ 50 kW
5.105
50 kW < P ≤ 1.000 kW
41,1%
1,2%
152
57,7%
12.433
Classi di potenza
MW
1 kW ≤ P ≤ 20 kW
51,4
20 kW < P ≤ 50 kW
237,2
50 kW < P ≤ 1.000 kW
99,1
25,6%
13,3%
61,2%
387,7
Esaminando il dettaglio dei risultati dell'attività svolta nell'intero periodo settembre 2005-luglio 2006, è possibile osservare che:
-
le domande presentate, incluse quelle inoltrate nel giugno 2006, sono state circa 37.200, per una
potenza complessiva superiore a 2.200 MW;
-
le domande esaminate sono state circa 29.000, di cui 12.400 ammesse (43%). Queste ultime proseguono l'iter post ammissione, mentre le rimanenti risultano idonee, fuori graduatoria o respinte;
-
la potenza globale incentivabile nel 2006 è stata esaurita;
-
la potenza globale incentivabile ancora disponibile per i prossimi anni (112 MW) è di poco superiore
al limite fissato per un solo anno (85 MW). Anche tenendo conto del fatto che molti degli impianti
autorizzati non saranno costruiti e che, quindi, si libererà potenza da destinare a nuove iniziative, è
verosimile pensare che i 500 MW saranno raggiunti al massimo entro i prossimi due-tre anni.
L'analisi delle iniziative ammesse, in relazione alle classi di potenza su cui si articola il meccanismo d'incentivazione, evidenzia la seguente ripartizione.
Tab. 3.5 - Ripartizione percentuale degli impianti ammessi
Tipologia di impianto (classe)
54
% potenza ammessa
Potenza media dell'impianto
Impianti da 1-20 kW
13%
7 kW
Impianti da 20-50 kW
61%
46 kW
Impianti superiori a 50 kW
26%
650 kW
I dati mostrano una marcata preferenza degli operatori per impianti di media e grande taglia, visti come
un'opportunità imprenditoriale in grado di garantire un congruo ritorno del capitale investito. Da notare che
le iniziative di soggetti interessati a realizzare impianti di piccola taglia, prevalentemente finalizzati alla produzione di energia per i propri fabbisogni elettrici, rappresentano un'esigua percentuale diversamente da
quanto accade in Germania e Giappone - paesi leader nella diffusione del fotovoltaico che hanno sperimentato con successo il meccanismo d'incentivazione in “conto energia” - dove gli impianti di piccola taglia rappresentano la quota predominante della potenza installata.
6. La promozione del sistema fotovoltaico: aspetti economici e prospettive di sviluppo
In Italia, prima dell'entrata in vigore del “conto energia”, l'incentivazione della tecnologia fotovoltaica è stata
affidata principalmente al programma nazionale e regionale "tetti fotovoltaici", che dal 2001 ha concesso
contributi in conto capitale fino al 75% del costo d'impianto. L'incentivazione in conto capitale continua
ancora ad essere utilizzata da singole province, che autonomamente emanano bandi a valere sulla legge
10/91, o da alcune regioni che inseriscono regolarmente gli impianti fotovoltaici tra quelli ammissibili a finanziamenti nell'ambito dei programmi operativi plurifondo regionali.
Tale schema, però, non ha rappresentato uno strumento efficace per la promozione della tecnologia fotovoltaica ed è stato sostituito con il meccanismo del “conto energia”, che elimina alcune criticità dei contributi in “conto capitale”, facendo leva sulle seguenti caratteristiche.
L'incentivo è concesso all'energia effettivamente prodotta dall'impianto per un periodo definito, comparabile con la sua vita tecnica: ciò costituisce una garanzia affinché il proprietario s'impegni a realizzare ed esercire al meglio l'impianto. Eventuali inefficienze in sede di realizzazione e gestione ricadono sul proprietario
che si assume i rischi economici dell'iniziativa.
Il recupero del costo dell'impianto, totalmente anticipato dall'investitore, è legato all'entità e alla durata delle
tariffe incentivanti, che devono essere sufficienti a garantire un congruo ritorno economico della spesa iniziale.
L'incentivazione è valida su tutto il territorio nazionale per un orizzonte temporale di media/lunga durata: è
possibile per gli operatori del mercato pianificare con sufficiente certezza le proprie attività, strategie ed investimenti.
I tempi di attesa per la conoscenza dell'esito della verifica della domanda sono limitati ai tre mesi necessari
per completare la fase istruttoria per l'ammissibilità, notevolmente ridotti rispetto a quelli richiesti per l'espletamento dei bandi di gara pubblici.
L'impegno economico per gli incentivi in conto energia non è a carico dei conti pubblici ma distribuito sulle
bollette di tutti i consumatori elettrici (componente A3).
Il valore della tariffa incentivante mostra notevoli vantaggi economici per l'operatore in quanto consente di
recuperare l'investimento in tempi relativamente brevi. Di seguito si illustra la valutazione di progetti di investimento in impianti fotovoltaici.
55
Tab. 3.6 - Elementi principali nella valutazione dell'investimento
Ricavi
Fattori influenzanti
-
Producibilità dell'impianto:
latitudine, esposizione, corretta installazione, prestazioni e
affidabilità dei componenti, manutenzione dell'impianto
-
Incentivo:
entità delle tariffe, durata
-
Utilizzo dell'energia:
scambio sul posto, autoconsumo, cessione in rete
-
Vita dell'impianto:
garanzia delle prestazioni dei componenti principali (moduli)
-
Investimento iniziale:
soluzioni impiantistiche, dimensione dell'impianto, IVA
-
Esercizio e manutenzione:
soluzioni impiantistiche, dimensione impianto, polizze assicurative
Costi
Altri aspetti
-
Copertura finanziaria:
capitale proprio, finanziamento da parte di terzi, leasing
-
Riduzione carico fiscale:
eventuali detrazioni fiscali IRPEF, strategie d'ammortamento degli
investimenti per imprese
Per iniziative che prevedono l'installazione di impianti di media e grande taglia, i parametri sopra menzionati devono essere attentamente valutati caso per caso poiché possono portare ad un ampio ventaglio di ritorni economici. Se, invece, ci si limita a focalizzare l'attenzione su un impianto di piccola taglia - destinato a
soddisfare i fabbisogni di elettricità di una famiglia media italiana e che utilizza lo scambio di energia sulla
rete - è più agevole effettuare una valutazione “standard”, basata sulle ipotesi sottostanti.
Tab. 3.7 - Ipotesi per la valutazione di un progetto standard
potenza nominale impianto fotovoltaico:
2,5 kW
producibilità annua (Italia centrale):
3.250 kWh
spazio occupato dai moduli:
20 - 25 m2
vita utile dell'impianto:
25 anni
incentivo annuo:
1.446 €
risparmio annuo sulla bolletta:
552 €
costo totale impianto:
16.250 € + IVA (10%)
costo annuo di esercizio e manutenzione:
1% del costo totale impianto
copertura finanziaria:
capitale proprio
56
In questo scenario base, senza prevedere alcuna attualizzazione dei flussi di cassa monetari, si ottengono i
seguenti valori di redditività:
-
tempo di ritorno dell' investimento:
11 anni
-
guadagno dopo 25 anni:
14.700 €
-
tasso di rendimento:
6,7 %
secondo il seguente schema rappresentativo.
Fig. 3.6 - Flusso di cassa del capitale proprio cumulato e non utilizzato
euro
15.000
10.000
5.000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
anni
-5.000
-10.000
-15.000
-20.000
Scenario base
Aggiungendo l'ipotesi di usufruire del recupero IRPEF del 36% del costo d'impianto, suddiviso su 10 anni
(possibilità confermata nella legge finanziaria 2006), controbilanciato però da una riduzione della tariffa
incentivante del 30 % (come previsto dal DM 28/7/2005), la redditività dell'iniziativa si modifica in:
-
tempo di ritorno dell'investimento:
10 anni
-
guadagno dopo 25 anni:
13.120 €
-
tasso di rendimento interno:
6,8 %
secondo la rappresentazione nella figura che segue.
57
Fig. 3.7: Flusso di cassa del capitale proprio cumulato e non utilizzato
euro
15.000
10.000
5.000
anni
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
-5.000
-10.000
-15.000
-20.000
Scenario modificato con recupero IRPEF (36% su dieci anni)
Anche le esperienze internazionali mostrano un'attenzione crescente alla diffusione del solare fotovoltaico.
Lo scenario internazionale è caratterizzato da un mercato in rapidissima crescita (34% nel 2005 rispetto al
2004) nei paesi OCSE, guidato da due paesi: la Germania ed il Giappone, seguiti da altri, storicamente impegnati nel settore, come USA e Australia, o emergenti, quali la Spagna, la Francia e la Grecia. I due Paesi leader, da soli, coprono circa l'80% della nuova capacità annua installata e assorbono gran parte della produzione mondiale dei moduli, attualmente limitata da una carenza di silicio da fusione, principale materia prima
per la produzione delle celle. Questo insieme di circostanze ha generato nell'ultimo anno una tensione sui
prezzi, con rincari del costo dei moduli fotovoltaici di circa il 15%.
Per quanto riguarda l'Italia, l'auspicio di tutti è che il nuovo meccanismo in conto energia rappresenti il punto
di partenza per un maggiore sviluppo rispetto al passato (di cui la Tab. 3.8 riporta i dati) dell'elettricità prodotta da impianti fotovoltaici, anche alla luce delle potenzialità offerte dallo sfruttamento del sole nel nostro paese.
Tab. 3.8 - Potenza installata e produzione elettrica da solare fotovoltaico in Italia 1998-2004
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Potenza installata (MW)
17,7
18,5
19,0
20,0
22,0
26,0
30,8
Impianti connessi alle reti
7,4
7,6
7,9
8,4
10,3
14,3
18,8
Impianti non connessi
10,3
10,9
11,1
11,6
11,7
11,7
12,0
Produzione lorda (GWh)
14,5
15,1
15,6
16,5
18,5
22,6
27,3
Impianti connessi alle reti
7,0
7,2
7,5
9,0
10,0
14,1
18,6
Impianti non connessi
7,5
7,9
8,1
8,5
8,5
8,5
8,7
Fonte: Enea
58
Nel settore fotovoltaico italiano operano circa 100 aziende di dimensioni medio/piccole, con un totale di circa
1000 addetti: un numero ancora modesto, se confrontato con gli oltre 20.000 operatori del mercato tedesco e giapponese. In Italia sono presenti due produttori di moduli, affiancati da alcuni piccoli assemblatori,
ma l'attuale capacità produttiva annua complessiva non raggiunge i 20 MW. Dal confronto di questi dati con
le ottimistiche prospettive derivanti dai notevoli ed imprevisti risultati dei primi mesi di operatività del “conto
energia”, si evidenziano alcune criticità, che rischiano di rallentare i programmi realizzativi:
-
la difficoltà di reperire sul mercato italiano una quantità di moduli adeguata alle richieste del conto
energia: per il 2006 le previsioni di disponibilità dei moduli spaziano da 40 a 70 MW;
-
il ridotto numero di installatori qualificati presenti sul territorio;
-
l'eventuale tendenza alla crescita del prezzo dei moduli, che rappresenta circa il 60% del valore dell'impianto “chiavi in mano”.
Oltre al superamento di tali criticità legate a fattori di mercato è indispensabile effettuare anche un'attenta
azione di monitoraggio degli effetti del nuovo quadro normativo italiano per il fotovoltaico, individuando
tempestivamente gli aspetti che rischiano di renderlo inefficace e suggerendo possibili rimedi e correzioni. Al
riguardo, l'esperienza dei primi mesi di funzionamento del “conto energia” evidenzia già alcuni punti di
riflessione, che riguardano:
-
l'insorgenza di possibili fenomeni speculativi che, concentrando su pochi operatori una notevole percentuale della potenza ammessa agli incentivi, creano distorsione e confusione sul mercato;
-
l'esigenza di maggiore semplicità nel meccanismo d'incentivazione e l'attivazione di strumenti quali il
credito al consumo soprattutto per favorire le iniziative dirette dei consumatori e la diffusione degli
impianti di piccola taglia;
-
l'individuazione di un meccanismo di incentivazione maggiormente orientato alle dinamiche del mercato, prevedendo per esempio un aggiustamento della tariffa sulla base delle migliori offerte di prezzo presentate dagli operatori.
In ogni caso, nel breve termine l'obiettivo da raggiungere è quello di trasformare le centinaia di megawatt
incentivati previsti dalla normativa in effettivi impianti di silicio in grado di produrre chilowattora puliti e rinnovabili.
59
CAP. 4
IL MECCANISMO DELLE QUOTE OBBLIGATORIE DI ENERGIA RINNOVABILE
1. Gli obiettivi del legislatore e le linee fondamentali del meccanismo
Il D.lgs. 79/99 di liberalizzazione del settore elettrico ha introdotto un nuovo sistema per la promozione delle
fonti rinnovabili a copertura del fabbisogno elettrico italiano, rispetto agli strumenti già utilizzati dal legislatore. Il nuovo meccanismo nasce innanzitutto dall'obiettivo di coniugare e trovare un giusto equilibrio tra gli
obiettivi di tutela dell'ambiente, collegati agli impegni del protocollo di Kyoto, e gli obiettivi di efficienza e di
riduzione dei costi dell'energia connessi al processo di liberalizzazione del settore elettrico.
Al fine di promuovere la diffusione di elettricità da fonti rinnovabili si impone un obbligo di immissione di
una quota annuale di produzione verde ai produttori e importatori di energia non rinnovabile (c.d. energia
“convenzionale”).
Con la finalità di stimolare comportamenti efficienti e trasparenti, il sistema prevede che l'incentivo all'energia rinnovabile prodotta sia rappresentato da un titolo (c.d. Certificato Verde) vendibile separatamente rispetto all'energia prodotta. Dall'obbligo di acquisto e dal diritto di vendita deriva la nascita di un nuovo mercato per lo scambio dei certificati.
Il legislatore ha optato, quindi, per uno strumento centrato su una logica di mercato in cui è l'incontro della
domanda e dell'offerta dei diritti di produzione dell'energia elettrica rinnovabile a determinare il corrispettivo per la remunerazione di tale attività, rendendone i costi maggiormente trasparenti rispetto ad altri strumenti di incentivazione.
Il sistema dei certificati verdi è generalizzato alle fonti energetiche definite all'art. 2, comma 1, lett. a) (fonti rinnovabili) e all'art. 17 (rifiuti ammessi) del D.lgs. 387/03. Inoltre, l'articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto
2004, n. 239 ha disposto che “hanno diritto alla emissione dei certificati verdi previsti dall'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successive modificazioni, l'energia elettrica prodotta con l'utilizzo dell'idrogeno ovvero con celle a combustibile nonché l'energia prodotta da impianti di cogenerazione abbinati a teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento”.
Il sistema non è, quindi, differenziato rispetto alle caratteristiche tecnologiche dell'impianto o alla tipologia
di fonte rinnovabile che lo alimenta, prevedendo il riconoscimento di un titolo (certificato) per la produzione
di ogni singola quantità minima di elettricità (inizialmente fissata dal decreto 11 novembre 1999 in un valore pari o multiplo di 100 MWh, successivamente ridotto a 50 MWh o multipli di detta grandezza dall'articolo 1, comma 87, della legge 239/2004). Il valore dell'incentivo, cioè il prezzo del certificato verde, si forma
sul mercato dei CV, organizzato dal GME (per ulteriori informazioni si consulti il sito www.mercatoelettrico.org). I costi dell'incentivazione vengono, invece, sostenuti da produttori e importatori da fonti non rinnovabili su cui ricade l'obbligo di acquisizione dei CV.
61
Il meccanismo di funzionamento è delineato dall'art. 11 del D.lgs. 79/99 e si fonda sui seguenti elementi fondamentali:
1) i produttori e gli importatori di energia elettrica non rinnovabile operanti nel mercato italiano hanno
l'obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, a partire dal 2001, una quota annuale di energia rinnovabile fissata dal legislatore e calcolata rispetto all'energia convenzionale prodotta o importata nell'anno precedente;
2) l'obbligo viene calcolato rispetto alla produzione nazionale e all'importazione di energia elettrica nell'anno precedente, per valori eccedenti i 100 GWh, al netto della cogenerazione riconosciuta (Cfr.
Capitolo 6), degli autoconsumi di centrale (quindi rispetto alla produzione netta) e delle esportazioni;
3) la quota annuale d'obbligo, fissata inizialmente dal D.lgs. 79/99 al 2% dell'energia non rinnovabile
calcolata come descritta al punto precedente, è stata successivamente aggiornata dall'art. 4 del D.lgs
387/03 prevedendo, a partire dal 2004 e fino al 2006, un incremento annuale di 0,35 punti percentuale e rimandando a successivi decreti la determinazione dei valori per i trienni successivi;
4) l'obbligo per i produttori e gli importatori di energia non rinnovabile non è assoluto, nel senso che i
soggetti obbligati non devono necessariamente produrre in proprio l'energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico, ma possono anche acquistare la quota o i relativi diritti, in tutto o in parte, da
altri titolari di certificati o nel mercato organizzato dei CV. L'acquisto da terzi titolari di CV può avvenire anche attraverso negoziazione diretta. Nel mercato dei CV, oltre ai soggetti privati, offre CV anche
il GSE (titolare dei CV per la produzione dagli impianti di cui all'art. 3, comma 7, della legge 481/95,
c.d. Cip6 alimentati a fonti rinnovabili ed entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999). Un ulteriore
modo per adempiere l'obbligo è, infine, quello di importare energia elettrica rinnovabile da Paesi esteri, che adottino analoghi strumenti di promozione delle fonti rinnovabili e che riconoscano pari possibilità ad impianti ubicati in Italia secondo un principio di reciprocità. In tal modo ai soggetti obbligati
è concessa la facoltà di scegliere se investire nella costruzione di impianti alimentati da fonti rinnovabili o acquistare da terzi i certificati verdi, secondo le proprie valutazioni di investimento.
2. L'attuazione del sistema delle quote obbligate con certificazione e il ruolo del GSE
In base a quanto previsto dal D.lgs. 79/99, che prevedeva l'adozione di direttive ministeriali per l'attuazione
del sistema, i principi di fondo sono stati sviluppati nel dettaglio dalle direttive definite dal Decreto MICA
dell'11 novembre 1999, così come modificato dal decreto ministeriale 18 marzo 2002 e dal D.lgs 387/03. I
decreti 11 novembre 1999 e 18 marzo 2002 sono stati aggiornati e sostituiti dal decreto del Ministero delle
attività produttive del 24 ottobre 2005, anche alla luce dell'adozione della direttiva 2001/77/CE con il D.lgs.
387/03 e di quanto previsto all'art. 1, comma 87, della legge 239/04.
Sulla base di quanto previsto dalle direttive ministeriali (art. 3 del decreto 24 ottobre 2005, recante quantificazione dell'energia soggetta all'obbligo), i produttori e gli importatori obbligati trasmettono al GSE le informazioni necessarie alla quantificazione dell'energia elettrica prodotta o importata non rinnovabile soggetta
62
all'obbligo, nel rispetto della definizione dei sistemi di cogenerazione fissati dall'AEEG. I dati trasmessi e autocertificati dai soggetti obbligati si riferiscono all'anno precedente quello di immissione di produzione rinnovabile ed evidenziano separatamente l'energia importata e quella prodotta da ciascun impianto.
L'art. 3 del decreto 24 ottobre 2005, recante “Quantificazione dell’energia soggetta all’obbligo”, specifica
che l'obbligo di produzione da fonti rinnovabili può essere rispettato, in tutto o in parte, importando elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili. Gli impianti devono essere ubicati in paesi che
adottino analoghi strumenti di incentivazione e a condizioni di reciprocità. La richiesta di verifica della produzione rinnovabile da tali impianti va accompagnata da informazioni specifiche. Gli importatori possono
richiedere (art. 3) l'esenzione dall'obbligo con riferimento all'energia importata se rinnovabile e anche in questo è necessaria specifica documentazione. Le informazioni vengono trasmesse al GSE che ne tiene conto ai
fini della quantificazione dell'energia soggetta o esonerata dall'obbligo.
L'art. 4 stabilisce che l'energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico nel rispetto dell'obbligo deve
essere prodotta da Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili (c.d. IAFR), anche destinati in tutto o in parte
all'autoproduzione, entrati in esercizio, a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento o riattivazione, dopo il 1° aprile 1999 o da impianti che, pure entrati in esercizio prima del 1° aprile 1999, successivamente operino come centrali ibride.
L'art. 5 del decreto 24 ottobre 2005 prevede che la produzione netta di energia elettrica da IAFR ha diritto,
per i primi otto anni di esercizio successivi alla data di entrata di esercizio dell'impianto, ai certificati verdi,
cioè all'emissione di un titolo che attesti la produzione annuale rinnovabile di tale impianto per un valore pari
o multiplo di 50MWh. Lo stesso articolo stabilisce, altresì, che la produzione netta di energia elettrica di
impianti alimentati a biomasse e rifiuti (che hanno ottenuto la relativa qualifica) ha diritto ai CV, per i primi
otto anni di esercizio successivi alla data di entrata di esercizio dell'impianto. In aggiunta, su richiesta del produttore, questi impianti godono del diritto ai certificati verdi per un periodo ulteriore di quattro anni e in
misura corrispondente al 60% della produzione energetica annua netta realizzata in ciascuno dei predetti
quattro anni. E' da segnalare, infine, che l'art. 267, comma 4, let. d) del D.lgs. n. 152 del 3 aprile 2006 (c.d.
Testo Unico in materia ambientale) fissa il criterio orientato ad un'estensione generale della validità dei CV
dagli attuali otto anni ad un periodo di dodici anni.
All'interno di questi aspetti di funzionamento, le direttive attribuiscono al GSE le funzioni di: verificare le
caratteristiche degli impianti e rilasciare la qualifica IAFR necessaria per il riconoscimento della produzione
rinnovabile, emettere e annullare i certificati verdi.
In sintesi il meccanismo di promozione attraverso quote obbligate di elettricità rinnovabile con lo strumento
dei CV prevede che:
-
sui produttori e importatori di energia non rinnovabile ricada un obbligo di immissione di energia
63
rinnovabile determinato anno per anno;
-
i soggetti possano adempiere l'obbligo producendo direttamente energia rinnovabile e richiedendo
per tale produzione l'emissione dei relativi certificati verdi che verranno utilizzati per il raggiungimento dell'obbligo attraverso l'annullamento presso il proprio conto titoli gestito dal GSE;
-
i soggetti obbligati possano adempiere l'obbligo importando direttamente energia rinnovabile, riconosciuta tale sulla base delle procedure stabilite dalla regolazione e gestite dal GSE;
-
i soggetti obbligati possano alternativamente acquistare i certificati verdi emessi dal GSE a favore di soggetti terzi o attraverso contrattazione bilaterale con tali produttori o nel mercato dei CV in cui offrono
titoli operatori privati e il GSE (relativamente agli impianti Cip6 di cui il GSE gestisce la produzione).
All'interno di tale sistema, quindi, il GSE:
a) valuta le informazioni inviate dai soggetti obbligati ai fini della quantificazione dell'energia nazionale
e delle importazioni non rinnovabili quale base di calcolo della quota annuale obbligatoria;
b) emette e annulla, su richiesta dei produttori, i certificati verdi relativi alla produzione di energia da IAFR
e alla produzione degli impianti rinnovabili di propria competenza (Cip6), relativamente alla quota
necessaria al raggiungimento dell'obbligo nazionale;
c) rilascia la qualifica IAFR agli impianti riconosciuti in possesso dei requisiti stabiliti dalla regolamentazione;
d) valuta la quota annuale di energia prodotta da cogenerazione da escludere nel calcolo dell'energia
soggetta ad obbligo.
In questo capitolo ci occuperemo esplicitamente delle attività svolte in attuazione delle competenze di cui ai
punti a) e b) rimandando, rispettivamente ai capitoli 5 e 6, le attività di cui ai punti c) e d).
3. La quantificazione dell'energia soggetta all'obbligo
Il GSE provvede alla verifica annuale di adempimento dell'obbligo di cui all'articolo 11 del D.lgs. 79/99. A tale
fine, entro il 31 marzo di ogni anno (n), i produttori e gli importatori di energia convenzionale trasmettono
autocertificazione dei dati e delle informazioni necessarie al calcolo dell'energia soggetta all'obbligo e riferita a produzione e importazione dell'anno precedente (n-1), nonché i certificati verdi corrispondenti alla quota
annuale obbligatoria relativa alla produzione dell'anno n-2.
Il risultato della verifica, comunicato dal GSE, è positivo se i CV trasmessi eguagliano o superano il valore
della quota di immissione di energia elettrica rinnovabile a cui i singoli richiedenti sono obbligati. In caso
di esito negativo, il soggetto obbligato è tenuto a compensare, nel termine di 30 giorni, la differenza evidenziata dalla verifica del GSE, tramite l'acquisto sul mercato e l'invio al GSE dei CV corrispondenti alla
quota mancante.
In caso di mancato rispetto dell'obbligo o di omessa trasmissione delle informazioni, previa comunicazione
del GSE, l'AEEG diffiderà il soggetto inadempiente. Il decreto di approvazione delle regole del mercato elet-
64
trico prevede la limitazione della partecipazione dei soggetti inadempienti al medesimo mercato.
Il D.lgs 387/03 rafforza il sistema sanzionatorio per i soggetti inadempienti prevedendo (art. 4, commi 2 e 3)
che, a decorrere dal 2004, il GSE - a seguito della verifica - comunichi i nominativi degli inadempienti
all'Autorità che applica le sanzioni ai sensi alla legge 481/1995. Sono considerati inadempienti anche i soggetti che omettono di presentare l'autocertificazione, per la quantità di certificati correlata al totale di elettricità importata o prodotta nell'anno precedente dal soggetto.
Ai fini del calcolo dell'energia rinnovabile e dei CV corrispondenti il GSE, una volta verificati i dati autocertificati, procede a moltiplicare la produzione e l'importazione soggetta ad obbligo ed eccedente i 100 GWh,
per la quota percentuale obbligatoria dell'anno in corso e di riferimento. Il numero di certificati è calcolato
tenendo conto della taglia del CV, fissata a 50 MWh.
La seguente tabella, prendendo ad esempio la produzione e importazione dell'anno 2004 ai fini del calcolo
dell'obbligo, riassume il percorso per pervenire al calcolo dei CV corrispondenti alla quota d'obbligo.
Tab. 4.1 - Calcolo dell'energia elettrica soggetta all'obbligo e dei CV corrispondenti
Produttori
GWh
Prod.Termica netta
232.860
Biomasse e rifiuti
-5.250
Produzione non rinnovabile
227.610
Produzione > 100 GWh
213.506
Prod.esente(Cogeneraz.)
Importatori
N°
GWh
Totale
N°
GWh
Import.Totale
46.426
Import.>100 GWh
45.033
33.194
Import.Esente
34.970
68.164
Franchigia
2.872
Franchigia
4.165
7.037
Energia soggetta
177.440
Energia soggetta
5.898
En. Calcolata 2,35%
4.170
En. Calcolata 2,35%
138
4.308
n° C.Verdi
83.391
n° C.Verdi
2.772
86.163
42
28
N°
274.036
49
14
258.539
183.338
91
42
Gli operatori elettrici che hanno superato, per il 2004, la soglia dei 100 GWh annui di energia prodotta o importata e quindi soggetti ad autocertificazione sono stati 91. Gli operatori sono suddivisi in produttori e importatori, anche alla luce della differente documentazione da presentare. In accordo con la normativa vigente:
-
i dati relativi ai produttori si riferiscono alla produzione di energia elettrica da fonti non rinnovabili
(quindi al netto non solo delle fonti rinnovabili non fossili ma anche di biomasse e rifiuti per cui è riconosciuto il regime riservato alle fonti rinnovabili) al netto degli autoconsumi di centrale e della quota
di cogenerazione esente;
-
i dati relativi agli importatori si riferiscono alle importazioni di energia non rinnovabile, al netto delle
importazioni di energia riconosciuta come rinnovabile.
65
Di seguito si indica il numero di produttori e importatori che hanno presentato autocertificazione nel 2005
con riferimento ai dati 2004.
Tab. 4.2 - Soggetti che hanno presentato autocertificazione nel 2005
Unità
Energia
n.
%
GWh
%
Produttori
42
46,2
213.506
82,6
Importatori
49
53,8
45.033
17,4
Totale
91
100
258.539
100
Si osserva che quasi l'83% del totale di energia autocertificata è stata dichiarata dai produttori, mentre gli
importatori, pur rappresentando la categoria prevalente (54%), hanno complessivamente dichiarato - in
energia - una quota pari a circa il 17%, dato in linea con la quota di importazioni complessive a copertura
del consumo interno lordo di elettricità (pari nello stesso anno al 16%).
Per la determinazione dell'energia effettivamente soggetta all'obbligo, sui dati di autocertificazione presentati dagli operatori, il GSE opera la detrazione della produzione riconosciuta come cogenerazione ai sensi
delle deliberazioni dell'AEEG, delle importazioni esenti in quanto riconosciute come produzione da fonte rinnovabile e della franchigia spettante a ciascun soggetto. Tale operazione ha comportato una riduzione dell'energia elettrica non rinnovabile soggetta all'obbligo da 258,5 a 183,4 TWh.
Applicando la percentuale obbligatoria stabilita dal legislatore e pari, per l'anno 2004, al 2,35% dell'energia
soggetta all'obbligo (183,4 TWh) si determina la quantità di energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico nell'anno successivo e pari, quindi, per l'anno 2005 a 4.308 GWh, ovvero a 86.163 Certificati Verdi.
Il riquadro seguente evidenzia il numero dei soggetti obbligati, la quantità di energia non rinnovabile soggetta
ad obbligo e la quota di elettricità rinnovabile da immettere nel sistema elettrico espressa in unità di CV.
Tab. 4.3 - Energia soggetta ad obbligo e CV corrispondenti
Operatori
Energia soggetta ad
Energia rinnovabile in unità
obbligo (2004)
di CV (2005)
n.
%
GWh
n.
%
Produttori
28
66,6
177.440
83.391
96,8
Importatori
14
33,4
5.898
2.772
3,2
Totale
42
100
183.338
86.163
100
Si osserva che dei 91 operatori che hanno presentato l'autocertificazione per il 2004 l'obbligo è rimasto in
capo a 42 operatori elettrici, di cui 28 produttori e 14 importatori. In termini di energia, l'onere maggiore
ricade sui produttori, con il 97%, mentre agli importatori rimane una quota di obbligo pari al 3%.
66
Per concludere, si riporta un quadro riepilogativo dell'energia soggetta ad obbligo e della quota rinnovabile
immessa nel sistema elettrico nel periodo 2002-2005 sulla base dei dati 2001-2004.
Tab. 4.4 - Energia rinnovabile immessa nel sistema elettrico nel periodo 2002-2005
Energia soggetta (TWh)
2001
2002
2003
2004
161,6
173,5
194,7
183,4
2%
2%
2%
2,35%
3,2
3,5
3,9
4,3
Percentuale di obbligo definita dal
legislatore
Energia rinnovabile immessa
nell’anno successivo (TWh)
Dal 2001 ad oggi, il calcolo delle importazioni considerate rinnovabili è avvenuto sulla base di quanto stabilito dalle direttive originarie fissate con il DM 11/11/99, così come modificato dal DM 18/03/02. Il decreto
prevede l'inoltro al GSE di due dichiarazioni: a) una dell'operatore estero dalla quale risultino la quantità di
elettricità venduta e i dati identificativi degli impianti di produzione; b) l'altra rilasciata dal gestore della rete
del paese in cui è ubicato l'impianto che attesti la provenienza da fonte rinnovabile dell'energia elettrica prodotta e che riporti i dati identificativi dell'impianto. Qualora il gestore estero sia anche titolare dell'impianto,
occorre anche una certificazione dei dati da parte dell'autorità nazionale competente.
Il D.lgs. 387/03, nel recepire le indicazioni della direttiva 2001/77/CE, all'art. 20 prevede che gli importatori
di energia elettrica soggetti all'obbligo possano richiederne l'esenzione per la parte di energia prodotta da
fonti rinnovabili. La richiesta deve, tuttavia, essere corredata da copia conforme della garanzia di origine rilasciata ex art. 5 direttiva 2001/77/CE nel paese ove è ubicato l'impianto. In caso di paese terzo l'esenzione è
subordinata alla stipula di un accordo tra MAP, oggi MSE, e Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio con i competenti ministeri dello Stato di origine.
Nell'anno 2004 il dato di importazione esente di 34,9 TWh è, però, stato certificato secondo le modalità previste dai decreti 11/11/99 e 18/03/02. La certificazione dell'energia importata da fonti rinnovabili attraverso
la garanzia di origine introdotta dal D.lgs. 387/03 è, infatti, operativa a partire dal 2005.
Più esplicitamente, l'art. 11 del D.lgs. 387/03, in attuazione dell'articolo 5 della direttiva 2001/77/CE, individua
il GSE quale soggetto designato al rilascio della “garanzia di origine di elettricità prodotta da fonti energetiche
rinnovabili” cui ha diritto, su richiesta del produttore, l'energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e la produzione imputabile da impianti misti (non vi hanno invece diritto, ai sensi dell'articolo 17, i rifiuti).
La garanzia di origine (c.d. GO) - che sostituisce la certificazione di provenienza definita nell'ambito delle precedenti direttive ministeriali - serve esclusivamente a dimostrare l'origine da fonte rinnovabile dell'energia
prodotta. Nella garanzia di origine sono indicati: ubicazione dell'impianto; la fonte rinnovabile; la tecnolo-
67
gia utilizzata; la potenza nominale dell'impianto; la produzione netta di energia ovvero, per le centrali ibride, la produzione imputabile. Su richiesta del produttore viene indicato l'avvenuto ottenimento di CV o di
altri titoli.
Il rilascio di GO, CV e altri titoli da parte del GSE è subordinato alla verifica di attendibilità dei dati forniti e
alla conformità con i decreti legislativi 79/99 e 387/03.
Con accordo del MSE, del MATT e delle autorità competenti dello stato estero, possono essere definite condizioni e modalità per il reciproco riconoscimento della GO rilasciata da paesi non membri dell'UE.
4. Le attività di emissione dei CV
I produttori di energia da fonti rinnovabili titolari di impianti qualificati IAFR possono richiedere al GSE l'emissione di certificati verdi "a consuntivo" (in base all'energia effettivamente prodotta dall'impianto nell'anno precedente rispetto a quello di emissione) oppure a "preventivo" in base alla producibilità attesa dell'impianto. I certificati "a preventivo" possono essere richiesti per l'anno in corso o per l'anno successivo.
Il GSE emette, entro trenta giorni dalla ricezione della richiesta, i certificati verdi spettanti, arrotondando la
produzione di energia ai 50 MWh con criterio commerciale. Il GSE rilascia i certificati previa verifica dell'attendibilità dei dati forniti e può disporre controlli sugli impianti in esercizio o in costruzione.
Il periodo di riconoscimento dei CV è fissato in otto anni (dodici in base a quanto previsto dal D.lgs. 152/06),
al netto dei periodi in cui gli impianti sono fermi a causa di eventi calamitosi dichiarati tali dalle autorità competenti. Tale periodo può essere incrementato di ulteriori quattro anni e per il 60% della produzione nel caso
di impianti alimentati da biomassa e rifiuti. Sulla base degli stessi criteri, il GSE rilascia i CV relativi agli impianti Cip6 che ne hanno diritto.
I CV rilasciati per la produzione di un anno possono essere usati anche per ottemperare l'obbligo relativo ai
due anni successivi.
I produttori che hanno richiesto l'emissione di certificati verdi a preventivo dovranno inviare copia della
dichiarazione presentata all'Ufficio tecnico di finanza attestante l'effettiva produzione di energia elettrica realizzata nell'anno cui si riferiscono i certificati verdi. Nel caso in cui l'impianto, per qualsiasi motivo, non produca effettivamente energia in quantità pari o superiore ai certificati emessi ed il produttore non sia in grado
di restituire i certificati in eccesso, il GSE compensa la differenza trattenendo certificati verdi di competenza
del medesimo produttore relativi ad eventuali altri impianti per il medesimo anno. La compensazione, in mancanza di certificati per l'anno di riferimento, può essere fatta anche nei due anni successivi. Viceversa, nel
caso in cui l'effettiva produzione dell'impianto sia stata superiore alla producibilità attesa, il GSE emette all'atto della compensazione il maggior numero di certificati spettanti.
Contestualmente all'emissione di certificati verdi il GSE attiva a favore del produttore un "conto proprietà"
68
per il deposito dei certificati stessi. Il GSE mantiene traccia delle emissioni dei CV e delle relative transazioni
servendosi di un sistema informatico dedicato attraverso cui i titolari del conto proprietà accedono, previa
assegnazione di un codice identificativo da parte del GSE. Il conto proprietà è attivato dal GSE a favore dei
produttori che eserciscono impianti all'atto della prima emissione dei certificati; a favore di produttori soggetti all'obbligo all'atto della ricezione dell'autocertificazione relativa alla produzione e importazione non rinnovabile; a favore di soggetti che intendono effettuare attività di trading di CV, su richiesta degli operatori
stessi. E' possibile consultare via internet, tramite l'accesso riservato, lo stato del proprio conto sia per inserire acquisizioni e/o cessioni di certificati verdi sia per verificare in maniera diretta e immediata le operazioni
avvenute quali emissioni, o successive transazioni.
Nel periodo 2002-2005 il GSE ha emesso a favore di produttori privati l'ammontare di CV riportato nei
seguenti riquadri, che mostrano il numero di CV emessi per fonte e per tipologia di investimento.
Tab. 4.5 - CV emessi dal GSE a favore di produttori privati per fonte di alimentazione dell'impianto
Biomasse e
Idrica
Geotermica
Eolica
Rifiuti
Solare
Totale
2002
8.594
3.799
3.231
2.761
8
18.393
2003
12.201
9.611
3.589
5.173
16
30.485
2004
29.402
12.396
9.108
9.696
16
60.618
2005
33.904
11.217
28.950
14.108
21
88.200
Tab. 4.6 - CV emessi dal GSE a favore di produttori privati per tipologia di investimento
A
B
BP
C
D
E
Totale
2002
3.680
106
2.818
824
9.843
1.122
18.393
2003
2.436
114
6.703
1.364
17.822
2.046
30.485
2004
14.634
338
10.705
1.677
31.421
1.843
60.618
2005
6.348
676
21.013
2.067
55.059
3.037
88.200
Legenda
A: Potenziamento/Ripotenziamento
BP: Rifacimento parziale di impianto geo e idro.
D: Nuova costruzione
B: Rifacimento
C: Riattivazione
E: Impianti termoelettrici che operano in co-combustione
Prendendo a riferimento l'anno 2005, si evince che gli impianti IAFR per i quali è stato emesso il maggior
numero di CV sono gli idroelettrici che rappresentano il 38,4% del totale, seguiti nell'ordine dagli eolici, dagli
impianti termoelettrici a biomasse e rifiuti, dai geotermoelettrici e dalla produzione degli impianti fotovoltaici come mostrato in figura 4.1.
69
Fig. 4.1 - Numero CV emessi nel 2005 secondo fonte
Fonte
n°
Idrica
33.904
Geotermica
11.217
Eolica
28.950
Biogas
5.028
Biomasse
6.165
Rifiuti urbani
2.915
Solare
21
Totale
88.200
0,0%
5,7%
7,0% 3,3%
38,4%
12,7%
32,8%
Rispetto invece alla categoria di intervento, gli impianti IAFR per i quali è stato emesso il maggior numero di
certificati sono quelli di nuova costruzione (63%) e i rifacimenti parziali di impianti (24%), come illustrato
nella figura 4.2. Il peso degli impianti di nuova costruzione è riconducibile principalmente alla diffusione di
impianti eolici, mentre i rifacimenti riguardano prevalentemente gli impianti idroelettrici.
Fig. 4.2 - Numero CV emessi nel 2005 secondo tipologia di investimento
Categoria
Potenziamento
Rifacimento Totale
Rifacimento Parziale
Riattivazione
Nuova Costruzione
Co-combustione
Totale
3,4%
7,2%
6.348
0,8%
23,8%
676
21.013
2.067
55.059
3.037
62,4%
88.200
2,3%
Oltre ai CV emessi su richiesta dei produttori privati, il GSE emette a suo favore i CV riferiti alla produzione
rinnovabile degli impianti Cip6 entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 nella misura necessaria a compensare, annualmente, il deficit tra offerta e domanda di certificati verdi corrispondenti alla copertura dell'obbligo imposto dalla normativa, secondo gli indirizzi ministeriali.
Nella tabella seguente sono indicati l'ammontare della produzione annuale da impianti Cip6 alimentati da
fonti rinnovabili con diritto ai CV, ovvero riferita alla produzione di impianti entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999, il numero di CV potenzialmente disponibili e i CV effettivamente emessi.
70
Tab. 4.7 - Impianti Cip6 e certificati verdi
Produzione Cip6
CV disponibili
CV
Anno di
con diritto ai CV
(unità pari a 50 MWh)
venduti
emissione
(TWh)
2002
5,3
106.000
46.758
2003
5,7
114.000
39.606
2004
6,8
136.000
18.552
2005
7,3
146.000
641
(unità)
5. Il prezzo di riferimento dei CV calcolato dal GSE
I CV sono commercializzati in un mercato parallelo separato da quello dell'elettricità, attraverso la piattaforma di negoziazione dei CV organizzata dal GME, oppure mediante contratti bilaterali.
Nel mercato dei CV la domanda è formulata dai produttori ed importatori soggetti all'obbligo di immissione
di energia rinnovabile. L'offerta è, invece, effettuata dai soggetti che producono elettricità attraverso impianti che hanno ottenuto la qualifica IAFR e i CV per la produzione da tali impianti.
Le direttive ministeriali, per accompagnare il decollo del mercato dei CV in considerazione della scarsa quantità di offerta nella fase iniziale degli investimenti, hanno introdotto alcune regole di transizione. In particolare, al fine di compensare una eventuale offerta insufficiente nella fase di avvio del nuovo meccanismo di
incentivazione, si è stabilito che gli impianti Cip6 entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 avessero diritto ai
CV e che questi fossero emessi a favore del GSE con la finalità di copertura dell'offerta in caso di scarsità
rispetto agli obblighi imposti. Inoltre, anche al fine di fornire agli operatori indicazioni utili per la valutazione
del prezzo di collocamento dei titoli sul mercato dei CV, è stato stabilito che il GSE immettesse i CV di propria competenza sul mercato, esclusivamente attraverso la piattaforma GME, ad un prezzo di offerta fisso,
determinato in base ai principi stabiliti dalla normativa.
Il GSE determina e pubblica annualmente il prezzo di vendita dei CV emessi in proprio favore. In particolare,
seguendo i criteri indicati all'art. 9 del D.M. 11/11/99 e all'art. 6 del D.M. 18/3/2002, il GSE ha pubblicato
nel mese di ottobre 2005 il prezzo di offerta dei propri CV (prezzo di riferimento) per l'anno 2005.
Il valore, pari a 108,92 €/MWh, è calcolato come differenza tra:
-
il costo medio unitario dell'energia CIP6 acquistata dal GSE nell'anno 2005, prodotta dai soli impianti a fonti rinnovabili che godono di incentivo, calcolato utilizzando i valori di acconto 2005 comunicati dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (159,09 €/MWh) e
-
il ricavo medio unitario derivante dalla cessione della stessa energia nell'anno 2005 alle condizioni previste dal decreto MAP del 24 dicembre 2004 (50,17 €/MWh).
Rispetto al prezzo di riferimento per l'anno 2004 (97,39 €/MWh) si è registrato un incremento pari a 11,53
€/MWh riconducibile a:
71
-
l'aggiornamento dei valori di acconto delle tariffe CIP6 tra il 2004 e il 2005 (per un effetto pari a
+5,66 €/MWh sul costo medio annuo di ritiro dell'energia da fonti rinnovabili incentivate);
-
l'incremento, nel mix delle fonti rinnovabili incentivate, della produzione da biomasse e rifiuti che è
quella a più elevata remunerazione (nel 2005 il peso di tale produzione rappresenta il 52% delle fonti
rinnovabili incentivate rispetto al 44% del 2004 per un effetto pari a +5,01 €/MWh sul costo medio);
-
la riduzione del prezzo di vendita dell'energia CIP6 per le diverse modalità di collocazione dell'energia sul mercato (-0,86 €/MWh sul ricavo medio di vendita dell'energia).
Il prezzo dei CV del GSE costituisce una sorta di price cap per l'intero mercato fino a ché l'offerta dei privati
non sarà in grado di compensare la domanda necessaria a raggiungere la quota minima obbligatoria. In tale
situazione, infatti, il prezzo dei CV del GSE, resi disponibili per coprire l'intera domanda, rappresenta il prezzo al di sotto del quale vi è domanda per i CV di produttori privati. Anche nel 2005, in un contesto in cui
l'offerta di CV da parte dei privati non è stata sufficiente a soddisfare pienamente la domanda, il prezzo pubblicato dal GSE ha costituito di fatto il prezzo di riferimento per tutto il mercato.
Per concludere, nella tabella seguente si riportano i dati sull'andamento della domanda e dell'offerta di CV
e del prezzo di offerta dei CV nella disponibilità del GSE nel periodo 2002-2005.
Tab. 4.8 - Domanda, offerta e prezzo di riferimento
CV di operatori
Prezzo CV
Anno di
coprire l'obbligo
CV necessari a
CV del
privati esercenti
del GSE
emissione
(domanda)
GSE
IAFR
(€/MWh)
2002
64.648
46.758
17.890
84,18
2003
69.412
39.606
29.806
82,4
2004
76.516
18.552
57.964
97,39
2005
86.163
641
85.522
108,92
6. Il meccanismo di formazione del valore dell'incentivo
Il valore dell'incentivo, ovvero l'ulteriore ricavo conseguibile rispetto al prezzo medio di vendita di energia
elettrica al mercato (c.d. costo CV), si forma dall'equilibrio tra domanda e offerta dei certificati. Il costo CV
rappresenta il costo medio totale dell'offerta rinnovabile, in quanto il meccanismo di formazione è lo stesso
per tutte le fonti e le tecnologie di impianto.
La domanda complessiva di energia rinnovabile nel mercato dei CV è pari all'obbligo, cioè all'energia elettrica rinnovabile totale che i produttori e gli importatori da fonti convenzionali devono immettere annualmente nel sistema elettrico italiano. L'energia elettrica rinnovabile è dispacciata prioritariamente, di conseguenza
la produzione da impianti rinnovabili non partecipa alla formazione del meccanismo del prezzo di vendita
dell'energia elettrica nella borsa elettrica. Tutto quello che i produttori incassano in più rispetto al prezzo
medio nazionale fornisce, pertanto, la stima dell'incentivo medio. Una situazione limite è quella in cui la
72
domanda obbligata eguaglia la quantità di energia elettrica immessa nel sistema elettrico direttamente, tramite autoproduzione, dai soggetti obbligati e remunerata al prezzo di vendita dell'energia; in questo caso
il ricavo aggiuntivo o costo CV è pari a zero. Si tratta, tuttavia, di una situazione limite che non si è verificata in questi ultimi anni ed è prevedibile non si verificherà per un certo numero di anni in futuro. Una ulteriore situazione limite è quella in cui la domanda obbligata è completamente soddisfatta dai CV venduti dal
GSE ed emessi a fronte della produzione rinnovabile CIP6. In questa situazione il prezzo è pari al prezzo di
riferimento determinato dal GSE con le modalità descritte al precedente paragrafo (c.d prezzo CV da CIP6).
Si tratta di un prezzo massimo dei CV in quanto il GSE vende i CV a quel prezzo solo a copertura della
domanda residua non coperta dall'offerta degli operatori privati. Anche questa situazione estrema di prezzo massimo non si è verificata e non si verificherà in futuro in quanto meno efficiente di altre per gli acquirenti.
I soggetti obbligati possono assolvere l'obbligo, quindi coprire la domanda di CV:
-
acquistando CV nella titolarità di altri produttori, con negoziazione diretta o tramite la società GME
nel mercato organizzato dei CV;
-
producendo in proprio l'energia elettrica rinnovabili, cioè investendo direttamente nella generazione
di energia elettrica da impianti a fonte rinnovabile.
Un primo valore rilevante ai fini della valutazione dell'incentivo CV è, quindi, il prezzo di vendita dell'energia
elettrica rinnovabile da produttori terzi (c.d. prezzo CV da IAFR). I prezzi offerti da produttori terzi (in borsa
e nelle negoziazioni), influenzati comunque dal prezzo di riferimento (prezzo CV da CIP6), si sono attestati,
negli anni 2002-2005, su valori del 4-8% al di sotto del prezzo CV da CIP6.
Un secondo valore rilevante da considerare è, infine, il c.d. costo opportunità, cioè quello derivante dalla valutazione di convenienza, da parte dei soggetti obbligati, di produrre in proprio l'energia elettrica rinnovabile
piuttosto che acquistarla da produttori terzi. Questo valore dipende dal costo unitario totale di produzione
di energia elettrica da IAFR (costo al MWh) rispetto al prezzo di acquisto nel mercato (prezzo CV da IAFR) o
dal GSE (prezzo CV da CIP6). In tale ambito occorre evidenziare che, essendo l'incentivo un valore medio di
settore in quanto generato dall'insieme dei costi di produzione da impianti rinnovabili, il soggetto obbligato
avrà convenienza a produrre attraverso gli impianti a minore costo al MWh. La decisione di investimento sarà,
inoltre, influenzata dalle potenzialità di sfruttamento delle risorse nel medio-lungo termine, alla luce dell'aumento della quota obbligata e della qualificazione degli impianti attivati a partire dal 1999. La fonte idrica e
geotermica, fonti tradizionali già ampiamente sfruttate, presentano minori potenzialità di nuova produzione.
Alla luce di questi due elementi (redditività e potenzialità), le fonti più vantaggiose risultano essere l'eolica e
le biomasse/rifiuti. Sulla base di diverse stime di settore la fonte eolica presenta un costo totale al MWh tra
i 65 e i 75 €/MWh, mentre gli impianti a biomasse/rifiuti tra gli 85 e i 95 €/MWh. La tendenza degli ultimi
anni mostra la convenienza di questi impianti, che rappresentano la quota principale di impianti qualificati
IAFR di nuova costruzione e una costante crescita della qualifica negli anni (Cfr. Capitolo 5). L'incentivo CV
sulla base del costo opportunità è pari al costo unitario totale di generazione delle rinnovabili al netto del
prezzo medio di vendita nel mercato dell'energia elettrica.
73
Se si analizza l'andamento complessivo è possibile fare le seguenti considerazioni:
a) dal 2002 al 2005 è aumentata l'autoproduzione, passata da una quota del 24,1% dell'offerta complessiva nel 2002 ad una quota del 35,2% nel 2005 (anno per cui occorre evidenziare che la domanda obbligata è aumentata dello 0,35% rispetto agli anni precedenti) ad evidenza di una maggiore
convenienza a produrre in proprio rispetto all'acquisto sul mercato dei CV.
b) I CV da CIP6 si sono notevolmente ridotti negli anni passando dal 72,3% nel 2002 allo 0,7% nel
2005 a fronte degli investimenti in IAFR da parte degli operatori obbligati e non. E' prevedibile che
dal 2007 i CV da CIP6 non saranno venduti nel mercato in quanto la domanda sarà coperta da CV
da IAFR e da autoproduzione. Il prezzo dei CV da CIP6 determinato dal GSE rimarrà comunque un
prezzo di riferimento per il mercato fino a quando resterà in vita il meccanismo di incentivazione
CIP6 (decadenza delle convenzioni di cessione), in quanto comunque noto agli operatori. Questo
prezzo è anche destinato a salire se si tiene conto che la maggior parte degli impianti rinnovabili
CIP6 sono alimentati a biomasse e rifiuti, fonti che godono degli incentivi più elevati e dell'effetto
della componente variabile di costo evitato (costo del combustibile), anche se a tassi medi annui più
bassi negli anni più lontani rispetto a quelli più recenti.
c) A fronte della riduzione dei CV da CIP6 e della crescita dell'autoproduzione dei soggetti obbligati,
sono aumentati anche i CV da IAFR, passati dal 24,1% nel 2001 al 64,1% nel 2005. La quantità
negoziata direttamente attraverso contratti bilaterali è mediamente molto più elevata di quella
offerta in borsa, nel 2005, ad esempio è pari all'86% del totale. I prezzi dei CV da IAFR si sono attestati mediamente al 95% del valore dei CV da CIP6 ed è prevedibile che questo sconto possa
aumentare ulteriormente nei prossimi anni per effetto dell'aumento dell'offerta rispetto alla
domanda.
Le due seguenti tabelle illustrano, rispettivamente, l'andamento dell'offerta di energia rinnovabile nel mercato dei CV nel periodo 2002-2005 e i diversi prezzi dell'energia rinnovabile (costo energia + costo CV) rispetto al valore dell'energia nel mercato elettrico (solo costo energia).
Tab. 4.9 - Offerta di energia elettrica rinnovabile
2002
n. CV
(taglia 50MW)
74
2005
valore %
n. CV
(taglia 50MW)
valore %
CV da
autoproduzione
2.336
3,6%
30.327
35,2%
CV da CIP6
46.758
72,3%
641
0,7%
CV da IAFR
15.554
24,1%
55.195
64,1%
TOTALE
(domanda)
64.648
100,0%
86.163
100,0
Tab. 4.10 - Prezzi dell'energia elettrica prodotta da impianti rinnovabili raffrontati al PUN nel 2005
(valori in €/MWh)
Prezzo offerta energia CV da Cip 6
108,92
Prezzo offerta energia CV da IAFR*
104,40
Prezzo medio di generazione rinnovabile (incentivo
CV da costo opportunità)**
75,00
Prezzo medio di acquisto dell'energia elettrica
(PUN)
58,59
* prezzo nel mercato dei CV organizzato dal GME
** ottenuto ponderando i costi medi totali di generazione da valutazioni IEA rispetto alla distribuzione delle fonti in Italia
Fonte: IEA, GSE, GME
75
CAP. 5
LA QUALIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI ALIMENTATI DA FONTI RINNOVABILI
1. Normativa e finalità
L'articolo 11 del D.lgs. 79/99 ha introdotto l'obbligo per i produttori e gli importatori di energia elettrica di
immettere nella rete di trasporto energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili.
I successivi decreti applicativi MICA 11/11/1999 e MAP 18/03/2002 hanno specificato che i produttori, per la
richiesta dei certificati al GSE, devono chiedere al GSE l'apposita qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili (IAFR).
La qualifica ha lo scopo di caratterizzare tecnicamente l'impianto per stabilire, in funzione delle diverse categorie d'intervento e per le diverse tipologie di centrali, la producibilità annua che ha diritto al rilascio dei
Certificati Verdi.
In seguito all’adozione del D.lgs. 387/03 possono richiedere la qualifica anche le centrali ibride ovvero quelle che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli
impianti di co-combustione (all'articolo 2 - 387/03). Inoltre sono stati ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili anche i rifiuti specificati all'art. 17, commi 1 e 3, del D.lgs. 387/03 ed individuati
dai relativi decreti attuativi.
In aggiunta l'art. 1, comma 71, della legge 239/04, ha stabilito che usufruiscano del regime riservato alle
fonti rinnovabili anche l'energia elettrica prodotta con l'utilizzo dell'idrogeno e l'energia prodotta da impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento.
Il 24 ottobre 2005 sono stati emessi dal MAP due nuovi decreti: il primo di aggiornamento dei decreti
11/11/1999 e 18/03/2002 (cfr. Capitolo 4) e il secondo che ha introdotto la qualifica per le nuove tipologie
d'impianto indicate dal suddetto art. 1.
In sintesi la normativa vigente assegna al GSE il compito di qualificare gli impianti di produzione, sulla base
delle disposizioni contenute nel:
-
decreto MAP 24/10/05 recante “Aggiornamento delle direttive per l'incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ai sensi dell'articolo 11 comma 5 del decreto legislativo 16 marzo
1999, n° 79”, relativo agli impianti a fonte rinnovabile ed a rifiuti ammessi a beneficiare del regime
delle fonti rinnovabili;
77
-
decreto MAP 24/10/2005 recante “Direttive per la regolamentazione dell'emissione dei certificati verdi
alle produzioni di energia di cui all'articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto 2004 n. 239” relativo agli impianti a idrogeno, celle a combustibile ed agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento.
In particolare il decreto 24/10/2005 relativo agli impianti a fonte rinnovabile e rifiuti ha introdotto le seguenti principali novità rispetto ai decreti precedenti in materia di modalità di qualificazione:
-
l'introduzione per gli impianti idroelettrici del rifacimento parziale particolarmente oneroso, quale
nuova tipologia di intervento che abilita a richiedere la qualificazione ed il successivo rilascio dei CV.
Si tratta di un intervento che implica ricostruzioni di notevole complessità e costi specifici non inferiori
a 2 Mln€/MW;
-
una ridefinizione del potenziamento degli impianti idroelettrici che deve essere caratterizzato da un
costo specifico minimo di 0,1 Mln€/MW ed ai quali vanno riconosciuti CV corrispondenti al 5% della
produzione netta;
-
la previsione di una più articolata tempistica di esistenza minima degli impianti e dei tempi di realizzazione dell'intervento quale requisito cui è legato il riconoscimento della qualifica;
-
i requisiti per la qualificazione degli impianti alimentati dai rifiuti, così come definiti dal d.lgs. 387/03,
ammessi a godere del regime riservato alle fonti rinnovabili;
-
l'approvazione espressa dei Ministeri dello sviluppo economico e dell'ambiente, previo parere reso dall'osservatorio nazionale sulle fonti rinnovabili e l'efficienza negli usi finali dell'energia, delle procedure tecniche di qualificazione per l'espletamento delle funzioni assegnate al GSE.
Inoltre, ai sensi dell'art. 11 del D.lgs. 387/03, il GSE identifica gli impianti che producono energia elettrica da
fonte rinnovabile ai fini del rilascio della Garanzia d'Origine.
Tenuto conto delle premesse e delle competenze del GSE, il capitolo è stato così articolato:
-
il paragrafo 2 illustra i requisiti e le modalità adottate per la qualificazione degli impianti alimentati da
fonti rinnovabili (IAFR) e da rifiuti e descrive le modalità di calcolo dell'energia prodotta per l'attribuzione di CV;
-
il paragrafo 3 riporta la sintesi dei risultati delle attività di qualificazione dal 2001 al giugno 2006 e
analizza le caratteristiche principali degli impianti qualificati;
-
78
il paragrafo 4 descrive le attività sviluppate dal GSE per il rilascio della Garanzia d'Origine.
2. Qualificazione degli impianti e metodo di calcolo della produzione ammessa al rilascio
dei certificati verdi
2.1 Gli impianti ammessi alla qualificazione
La qualificazione per il rilascio dei certificati verdi è prevista dalla normativa per le seguenti classi di impianti:
A. alimentati da fonti rinnovabili e da rifiuti;
B. di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, a idrogeno e a celle a combustile.
A) Impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR) e da rifiuti
Ai fini della qualifica IAFR, sono considerate rinnovabili - ai sensi dell'art. 2, comma 1, lettera a) del D.lgs.
387/03 - «le fonti energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas). In particolare,
per biomasse si intende: la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall'agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani».
Tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili sono stati inclusi
anche i rifiuti individuati dal decreto MATT 05/04/2006 n. 186 - Regolamento recante modifiche al decreto
ministeriale 5 febbraio 1998 “Individuazione dei rifiuti non pericolosi sottoposti alle procedure semplificate
di recupero, ai sensi degli articoli 31 e 32 del decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22” e dal Decreto MAP
05/05/2006 “Individuazione dei rifiuti e dei combustibili derivati dai rifiuti ammessi a beneficiare del regime
giuridico riservato alle fonti rinnovabili”.
Possono, inoltre, richiedere la qualifica anche le centrali ibride, ossia quelle definite all'articolo 2, comma 1,
lettera d) del D.lgs. 387/03 come «centrali che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli impianti di co-combustione, vale a dire gli impianti che producono
energia elettrica mediante combustione di fonti non rinnovabili e di fonti rinnovabili».
B) Impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento, a idrogeno e a celle a combustile
Ai sensi dell'articolo 1, comma 71 della L. 239/04, usufruisce del regime riservato alle fonti rinnovabili anche
l'energia elettrica prodotta con l'utilizzo dell'idrogeno e l'energia prodotta in impianti statici con l'utilizzo dell'idrogeno ovvero con celle a combustibile nonché l'energia prodotta da impianti di cogenerazione abbinati
al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento.
79
2.2 Le procedure di qualificazione
Ai sensi dell'articolo 11, comma 1 del decreto 24/10/2005 relativo alle fonti rinnovabili e ai rifiuti e all'articolo 6, comma 1 del decreto 24/10/2005 relativo agli impianti a idrogeno, a celle a combustibile e di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, il GSE ha elaborato e presentato all'approvazione del Ministero dello
sviluppo economico e del Ministero dell'ambiente due procedure tecniche per la qualifica degli impianti per
il rilascio dei certificati verdi.
Dette procedure, attualmente all'esame di MSE e MATT, una volta approvate, verranno pubblicate sul sito del
GSE e rese operative. In attesa dell’approvazione il GSE sta procedendo, su indicazione del MSE, solo alla qualifica degli impianti a fonte rinnovabile e a rifiuti.
Conseguentemente l'attività di qualifica riguardanti gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, a idrogeno e a celle a combustile non è stata resa operativa dal GSE e quindi nel presente rapporto
non viene trattata.
Per l'ottenimento della qualifica il produttore presenta al GSE apposita domanda, per ogni specifico impianto e completa di tutta la documentazione prevista dal DM 24/10/2005. Al GSE dovrà essere, altresì, comunicata ogni variazione relativa agli impianti, ivi inclusa l'avvenuta entrata in esercizio.
Le richieste di qualifica sono, quindi, valutate dalla commissione di qualificazione del GSE che si avvale di un
segretariato e di un team di esperti. In particolare ogni richiesta di qualifica è affidata operativamente ad un
referente tecnico abilitato a contattare l'operatore che ha presentato la domanda di qualifica.
Il GSE deve pronunciarsi entro 90 giorni dal ricevimento della domanda, intendendosi la stessa accolta in
mancanza di un pronunciamento entro il termine suddetto (la valutazione della domanda è sottoposta, ai
sensi del D.M. 24/10/2005, articolo 4, comma 3, al principio del silenzio assenso).
L'esito della qualificazione può:
-
essere positivo;
-
essere esito negativo in quanto non sono rispettati i requisiti esposti nei decreti. Di tale esito viene
inviata comunicazione anche al MSE ed al MATT per le rispettive azioni di competenza;
-
determinare il non accoglimento della domanda di qualifica IAFR nei casi in cui la documentazione
presentata dal produttore risulti mancante di elaborati o documentazione sostanziali per il riconoscimento della qualificazione. Nella risposta dovranno essere indicati gli elaborati e/o documenti mancanti. I documenti inviati resteranno a disposizione presso gli uffici del GSE per il ritiro da parte del
produttore e qualora il produttore intenda presentare una nuova domanda di riconoscimento per lo
stesso impianto, la nuova domanda deve essere corredata da tutta la documentazione necessaria;
-
portare alla sospensione dell'istruttoria di qualifica IAFR, con richiesta di integrazione della documentazione, qualora la documentazione presentata dal produttore sia mancante di alcuni elementi docu-
80
mentali per poter verificare i requisiti per il rilascio della qualifica IAFR. Il GSE in questo caso indica
quali dati e quali documenti sono necessari per poter procedere alla qualifica. Sino a quando le ulteriori informazioni richieste non saranno pervenute al GSE, l'istruttoria per il riconoscimento della qualifica IAFR è sospesa e il computo dei 90 giorni assegnati al GSE riprenderà a decorrere dalla data di
ricevimento delle informazioni integrative. Le informazioni integrative dovranno pervenire entro 60
giorni dalla richiesta, altrimenti la domanda di qualifica è considerata non accolta.
2.3 Le tipologie di impianto e le categorie d'intervento ammesse alla qualifica
Le tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR) e da rifiuti (con relative sub-tipologie) che possono richiedere la qualifica sono riportati nella tabella 5.1.
Tab. 5.1 - Classificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili e rifiuti
Tipologia Impianto
Idroelettrico
Eolico
Sub - Tipologia Impianto
Fonte
•
Acqua Fluente
Idrica
•
A Serbatoio
•
A Bacino
•
Acquedotto
•
On – Shore
•
Off – Shore
Geotermoelettrico
Solare
Termoelettrico
Ibrido*
-
Co-combustione**
-
Altro
-
Eolica
Geotermica
•
Fotovoltaico
•
Fototermoelettrico
•
A vapore
•
A combustione interna
•
A ciclo combinato
•
A gas
Biomasse2
•
Altro
Biogas3
-
Solare
Rifiuti1
Fonte Convenzionale
+
Fonte Rinnovabile
Marino
-
Maree
Moto ondoso
1) Rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili:
sono i rifiuti previsti dall'art. 17, comma 1 e comma 3 del Dlgs. n. 387/2003 ed elencati nel DM 5/2/1998, come modificato dal DM 5/4/2006 n. 186, e nel DM 5/5/2006.
2) Le Biomasse si suddividono in:
2a) Biomasse combustibili: materiale vegetale prodotto da coltivazioni dedicate o da trattamento meccanico di coltivazioni agricole non dedicate, da interventi selvicolturali, da lavorazione meccanica di legno vergine e prodotti agricoli, sansa di oliva disoleata;
2b) Biocombustibili liquidi: biodiesel, bioetanolo e biometanolo, olii di semi, ecc.
81
2c) Biomasse da rifiuti etichettati con la lettera B nell'allegato 1 del DM 5/5/2006
2d) Parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani non compresi nell'allegato 1 del DM 5/5/2006
3) I Biogas possono essere:
3a) biogas da discarica, biogas da fanghi di depurazione, biogas da deiezioni animali, biogas da rifiuti agro - industriali
(a matrice organica)
3b) biogas da sostanze organiche non costituite da rifiuti
* Gli impianti Ibridi sono impianti che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, inclusi gli impianti di co-combustione.
** Per co-combustione si intende la combustione contemporanea di combustibili non rinnovabili e di combustibili solidi,
liquidi o gassosi, ottenuti da fonti rinnovabili. La sub-tipologia di impianto è la stessa degli impianti termoelettrici.
Gli impianti, in esercizio o in progetto, che possono ottenere la qualifica sono quelli alimentati da fonti rinnovabili o da rifiuti ammessi a beneficiare del regime d'incentivazione riservato alle fonti rinnovabili, che sono
entrati o che entreranno in esercizio, effettuando il primo parallelo con la rete elettrica, successivamente al
1° aprile 1999, a seguito delle seguenti categorie d'intervento :
A potenziamento
B rifacimento (totale)
BP rifacimento parziale (impianti idroelettrici e geotermoelettrici)
C riattivazione
D nuova costruzione
E impianti termoelettrici ibridi che operano in co-combustione dopo il 1° aprile 1999.
Il riquadro successivo illustra in sintesi le caratteristiche della tipologia di interventi previsti dal decreto ministeriale 24/10/2005 di aggiornamento delle direttive per l'incentivazione dell'energia elettrica prodotta da
fonti rinnovabili ai sensi dell'articolo 11 comma 5 del D.lgs. 79/99, con indicazione dei riferimenti normativi.
82
Tab. 5.2 - Interventi previsti ai fini del riconoscimento della qualifica degli impianti (DM 24/10/2005)
Categoria di Intervento
Descrizione
A Potenziamento / Ripotenziamento di
Impianto (art. 2, comma 1f)
Potenziamento, o ripotenziamento, è l'intervento tecnologico su un
impianto, esistente da almeno cinque anni, tale da consentire una producibilità aggiuntiva dell'impianto medesimo.
B
Rifacimento è l'intervento impiantistisco tecnologico su un impianto esistente che comporta la sostituzione con componenti nuovi o la totale ricostruzione delle principali parti dell'Impianto tra le quali, ove presenti, almeno le seguenti:
Rifacimento di Impianto
(art. 2, comma 1g)
a. per impianti idroelettrici: le opere idrauliche ed il gruppo turbina
alternatore per impianti di potenza minore (maggiore) di 10 MW
esistenti da almeno 15 (30) anni;
b. per impianti eolici: l'alternatore, il moltiplicatore l'inverter ed il
mozzo dell'impianto esistente da almeno 10 anni;
c. per impianti geotermici: i pozzi di produzione e reiniezione, l'alternatore, la turbina ed il condensatore di tutti i gruppi dell'impianto
esistente da almeno 15 anni;
d. per impianti fotovoltaici: tutte le cellule fotovoltaiche e l'inverter
dell'impianto esistente da almeno 15 anni;
e. per impianti utilizzanti rifiuti o biomasse anche in co-combustione:
l'alternatore, la turbina, il generatore di vapore, il forno di combustione, le griglie ed il gassificatore per impianti esistenti da almeno
10 anni;
f. per impianti utilizzanti biogas: le opere di presa, convogliamento e
condizionamento e tutti i gruppi motore alternatore dell'impianto
esistente da almeno 10 anni .
BP Rifacimento Parziale di Impianto per
gli impianti idroelettrici e per gli
impianti geotermoelettrici
Impianti Idroelettrici
L'intervento su un impianto idroelettrico esistente è definito un rifacimento parziale quando si verificano almeno le seguenti condizioni:
a) l'impianto di potenza minore (maggiore) di 10 MW ed entrato in
esercizio da almeno 15 (30) anni;
b) prevede la completa sostituzione con nuovo macchinario di tutti i
gruppi turbina - alternatori esistenti.
Per quanto riguarda il punto b) si precisa che le parti murate (inghisate)
delle turbine nelle strutture civili della centrale, come ad esempio spirali e
diffusori delle turbine Francis, potranno essere lasciate in opera e riutilizzate nella prevista sostituzione delle stesse.
Impianti Geotermoelettrici
L'intervento su un impianto geotermoelettrico esistente è definito un rifacimento parziale quando si verificano almeno le seguenti condizioni:
a) l'impianto è entrato in esercizio da almeno 15 anni;
b) prevede la completa sostituzione con nuovo macchinario dei gruppi turbina - alternatori esistenti.
C
Riattivazione di Impianto
(art. 2, comma 1i)
Per riattivazione si intende la messa in servizio di un impianto dismesso da
oltre cinque anni, come risulta dalla documentazione presentata all'Ufficio
Tecnico di Finanza (chiusura dell'officina elettrica o dichiarazione di produzione nulla per cinque anni consecutivi).
D Nuova Costruzione di Impianto
Rientrano in tale categoria gli impianti di nuova costruzione, alimentati da
fonti rinnovabili o ammessi.
E
Quest'ultima categoria comprende gli impianti termoelettrici esistenti che
producono energia con incremento di utilizzo di biomasse oppure di combustibili, anche gassosi, derivati dai rifiuti.
Co-combustione in Impianti
Termoelettrici ibridi esistenti
(art. 4, comma 2)
83
2.4 Il calcolo dell'energia elettrica per l’emissione dei CV
Per gli impianti nuovi, riattivati oppure completamente rifatti, alimentati da fonti rinnovabili o da rifiuti, tutta
l'energia elettrica prodotta annualmente ha diritto al rilascio dei certificati verdi.
Nel caso di impianti potenziati, l'energia riconosciuta ai fini dei certificati verdi è pari al 5% dell'energia prodotta per gli impianti idroelettrici mentre per tutte le altre tipologie di impianti è pari alla differenza tra la
produzione netta annua effettivamente conseguita dopo l'intervento e la media della produzione degli ultimi cinque anni significativi antecedenti il potenziamento.
Per gli impianti idroelettrici e geotermoelettrici sottoposti a rifacimento parzialmente l'energia riconosciuta deriva da una formula binomia, dove il primo termine valuta l'aumento di energia prodotta rispetto alla media degli
ultimi dieci anni significativi antecedenti l'intervento ed il secondo termine tiene conto dell'investimento e delle
modalità gestionali dell'impianto.
Per gli impianti ibridi termoelettrici nuovi l'energia riconosciuta è soltanto quella imputabile alla fonte rinnovabile o ai rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili, qualora la quota di energia elettrica attribuibile alla fonte convenzionale sia superiore al 5% del totale. Diversamente l'energia è considerata
tutta rinnovabile. Agli impianti termoelettrici entrati in esercizio prima del 1° aprile 1999 che successivamente
a tale date operano in modalità ibrida è riconosciuto solo il 50% dell'incremento della produzione da fonte rinnovabile rispetto alla media della produzione da fonte rinnovabile del triennio antecedente il 1° aprile 1999.
La tabella 5.3 riporta una sintesi delle modalità di calcolo dell'energia “ECV” riconosciuta al rilascio dei CV
per impianti a fonte rinnovabile o a rifiuti.
Tab. 5.3 - Produzione ECV riconosciuta al rilascio dei certificati verdi
Energia ECV
ECV = EA
ECV = 0,05*EA
ECV = EA - E5
ECV = (EA - E10) + k (0,2+g) E10
ECV = EA
ECV = (EA - E10) + V E10
ECV = K [(EA - ENR) - ER3]
Categoria di Intervento
B, C, D
A idroelettrici
A
BP - Idroelettrico
BP - Idroelettrico particolarmente oneroso ( Cs ≥ 2 M€/MW)
BP - Geotermoelettrico
E - Ibridi in esercizio prima del 01/04/1999
Simbologia
ECV Energia che ha diritto al rilascio dei CV
EA Energia netta prodotta
E5 Media della produzione netta degli ultimi 5 anni utili precedenti l'intervento
E10 Media della produzione netta degli ultimi 10 anni utili precedenti l'intervento
k Coefficiente di utilizzazione dell'impianto
g Coefficiente di graduazione dei costi (impianto idroelettrico)
V Coefficiente di graduazione dei costi (impianto geotermoelettrico)
K = 0,5
Cs Costo specifico
ENR Energia non Rinnovabile
ER3 Media della produzione netta degli ultimi 3 anni utili da fonte rinnovabile
Nota: I valori dei coefficienti k, g e V sono riportati nel Decreto MAP 25/10/2005
84
3. I risultati dell'attività di qualificazione ai fini dell'emissione dei CV
Analizzando il periodo di operatività dei CV, dall'inizio del 2000 ad oggi, appare evidente l'impegno crescente
rappresentato dall'attività di qualificazione degli impianti all'interno del GSE. A questo proposito si evidenzia che:
-
sono state esaminate circa 1.630 domande di qualifica degli impianti, di cui 1.272 approvate al
30/06/2006 (l'andamento nel tempo di tutte le qualificazioni effettuate dal 2001 in poi è riportato
nella Fig. 5.1);
-
sono stati svolti presso la sede del GSE oltre 300 incontri, richiesti dai titolari degli impianti, per fornire chiarimenti in merito all'istruttoria di qualifica;
-
sono stati effettuati oltre 200 sopralluoghi sui siti degli impianti, necessari per la verifica tecnica degli
interventi presentati nelle domande di qualifica ed effettuati soprattutto per i rifacimenti parziali o
totali e sugli impianti ibridi;
-
è stato sviluppato un nuovo sistema informativo, denominato RINNOVA, per la gestione del processo
di qualificazione degli impianti e del successivo rilascio dei certificati verdi, nel quale sono state implementate le novità introdotte dai nuovi decreti 24/10/2005.
Fig. 5.1 Progressione numero impianti qualificati
Esercizio
Numero
Progetto
Totale
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Dic. 2001
Dic. 2002
Dic. 2003
Dic. 2004
Dic. 2005 Giu. 2006
I risultati della qualifica degli impianti al 30 giugno 2006 sono presentati sinteticamente nelle tabelle successive.
Si tratta di dati aggregati - riportati in funzione della fonte energetica oppure della categoria dell'intervento effettuato - riferiti al numero degli impianti in esercizio o a progetto, alla potenza ed alla producibilità annuale calcolata ed indicata dagli operatori in funzione della tipologia dell'impianto e della categoria d'intervento.
85
Le fonti energetiche considerate, sono le fonti rinnovabili non fossili così come definite dal D.Lgs 387/07 e i
rifiuti inseriti separatamente come fonte ammessa a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili.
Nella fonte rinnovabile biogas sono compresi anche i gas di discarica ed i gas residuati dai processi di depurazione.
Per la corretta comprensione dei dati riportati nelle tabelle seguenti, si precisa che, mentre la potenza indicata nelle tabelle si riferisce alla potenza complessiva degli impianti a seguito dell'intervento effettuato, la
producibilità riportata non sempre coincide con l'intera producibilità degli impianti. Infatti, come riportato
dettagliatamente nella precedente tabella 5.4, per gli impianti qualificati la produzione Ecv riconosciuta al
rilascio dei certificati verdi varia in funzione della categoria d'intervento effettuata.
Fig. 5.2 - Impianti qualificati al 30 giugno 2006 - secondo fonte energetica
Numero
Fonte
Idrica
Geotermica
Eolica
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
Totale
Potenza (MW)
Fonte
Idrica
Geotermica
Eolica
Biogas*
Biomasse**
2%
Esercizio
574
12
82
134
36
19
22
Solare
Rifiuti
Totale
6.984,0
Totale
15%
9%
66%
1%
879
Esercizio
4.010,7
380,0
1.003,3
124,9
683,5
2,2
779,5
Producibilità (GWh)
Fonte
Idrica
Geotermica
Eolica
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
3%
4%
Esercizio
3.212,1
943,2
2.440,1
745,3
1.297,8
2,7
521,8
9.162,9
Progetto
135
0
176
31
28
16
7
4%
7%
2%
8%
34%
0%
45%
393
11%
0%
10%
2%
58%
14%
5%
Progetto
832,8
0,0
4.974,3
40,2
796,5
2,5
44,3
1%
12% 0%
12%
0%
1%
74%
6.690,6
14%
6%
0%
35%
8%
27%
10%
Progetto
1.381,2
0,0
11.394,3
247,1
1.658,4
2,8
315,6
11%
2%
2%
0%
9%
76%
14.999,3
Note * La potenza degli impianti in esercizio è comprensiva di 9 MW di impianti ibridi.
** La potenza degli impianti è comprensiva di: 6 MW impianti ibridi in esercizio - 340 MW in progetto
86
0%
Rispetto ai risultati della qualificazione, riportati nella figura 5.2, si possono sottolineare due aspetti:
1. la producibilità annua degli impianti in esercizio è pari a 9,2 TWh mentre quella degli impianti a progetto è di 15,0 TWh;
2. il valore della producibilità qualificata a progetto è fortemente condizionato dell’effettiva realizzazione dei progetti ed in particolare agli impianti eolici.
Con riferimento al primo punto è importante sottolineare che la significativa differenza tra l'energia qualificata in esercizio alla fine del 2005, pari a 7,87 TWh, e l'energia riconosciuta in certificati verdi per la produzione di impianti IAFR nell'anno 2005, pari a 4,41 TWh, è da imputare principalmente ai seguenti motivi:
-
la produzione effettivamente realizzata da ciascun impianto risulta in generale minore di quella qualificata, in quanto questa rappresenta la producibilità massima attesa indicata nei documenti di progetto presentati dagli Operatori al momento della qualifica;
-
le producibilità qualificate si riferiscono all'intero anno mentre per gli impianti che effettuano il primo
parallelo a seguito di intervento completato nel corso dell'anno in generale gli operatori chiedono i
certificati verdi successivamente a tale data ed a volte anche a partire dall'anno successivo, al fine di
evitare di richiedere certificati verdi per il periodo di collaudo dell'impianto durante il quale l'efficienza produttiva dell'impianto non è ottimale;
-
nel caso siano stati rilasciati CV a preventivo in misura superiore a quelli spettanti in base alla produzione effettiva, il GSE può provvedere alla compensazione attraverso una riduzione dei CV emessi nell'anno successivo.
Per quanto riguarda il secondo punto, si deve rilevare che, nonostante gli impianti eolici da soli rappresentino, allo stato attuale, il 76% della producibilità totale qualificata a progetto, verosimilmente, nei prossimi
anni, soltanto una quota parte dei circa 5.000 MW degli impianti eolici qualificati riuscirà effettivamente ad
entrare in esercizio e ad usufruire quindi dei previsti certificati verdi. Si precisa, infatti, che la qualificazione
degli impianti, prima dell'emanazione del decreto 24/10/05, veniva rilasciata in base alla sola licenza edilizia
oppure alla delibera comunale o alla convenzione con il Comune interessato e spesso l'impianto non veniva
realizzato a causa di difficoltà che insorgevano nella fase autorizzativa. Si deve far presente, però, che oggi
con il D.M. 24/10/05 la qualificazione cessa di validità se l'impianto non entra in esercizio nei tempi stabiliti.
Ciò consentirà al GSE di fornire informazioni più precise circa l'efficacia del meccanismo dei CV in termini di
nuova capacità di generazione rinnovabile installata.
La successiva figura illustra nel dettaglio i risultati dell'attività di qualificazione relativi agli impianti a biomasse. Per la biomassa viene, quindi, riportata una ulteriore suddivisione come sub-fonte energetica: biomasse
combustibili (legno vergine, cippato, trucioli, sansa ecc.), biocombustibili liquidi (olio di palma, olio di colza,
olio di girasole, biodiesel, ecc.) oppure biomasse da rifiuti (individuate secondo la definizione del DM
5/05/2006 Allegato 1).
87
Fig. 5.3 - Impianti a biomasse qualificati al 30 giugno 2006 - Secondo sub-fonte energetica
Sub-Fonte
Biomasse combustibili
Biocombustibili liquidi
Biomasse da rifiuti
4%
17%
Numero
Esercizio
22
8
6
Progetto
12
15
61%
Totale
36
53%
28
Potenza (MW)
Sub-Fonte
Biomasse combustibili
Biocombustibili liquidi
Biomasse da rifiuti
Totale
43%
1
22%
16%
Esercizio
308,3
28,6
346,6
45%
51%
683,5
1%
Progetto
662,3
129,9
4,3
796,6
83%
4%
Sub-Fonte
Biomasse combustibili
Biocombustibili liquidi
Biomasse da rifiuti
2%
9%
Producibilità (GWh)
Esercizio
1.070,2
107,3
120,4
8%
Progetto
671,8
956,7
29,9
41%
57%
Totale
1.297,8
1.658,4
83%
Dalla figura 5.3 si evince che più dell'80% della produzione da biomasse proviene da quelle cosiddette combustibili.
La successiva figura riporta infine, gli esiti delle attività di qualificazione degli impianti classificati secondo le
diverse tipologie di intervento identificate dalla regolazione.
88
Fig. 5.4 - Impianti qualificati al 30 giugno 2006 - Secondo categoria di intervento
Numero
Categoria
Potenziamento
Rifacimento Totale
Rifacimento Parziale
Riattivazione
Nuova Costruzione
Co-combustione
Totale
Potenza (MW)
Categoria
Potenziamento
Rifacimento Totale
Rifacimento Parziale
Riattivazione
Nuova Costruzione
Co-combustione
Totale
Producibilità (GWh)
Categoria
Potenziamento
Rifacimento Totale
Rifacimento Parziale
Riattivazione
Nuova Costruzione
Co-combustione
Totale
Esercizio
133
18
94
72
555
7
1%
15%
2%
11%
8%
63%
879
Progetto
9
14
46
15
308
1
2%
0%
4%
78%
393
1%
Esercizio
3.182,2
15,7
822,9
79,9
1.721,0
1.162,3
17%
45%
25%
1%
12%
0%
6.984,0
Esercizio
851,5
94,8
1.690,4
441,1
5.941,7
143,4
4%
12%
Progetto
69,1
42,2
534,2
45,4
5.759,7
240,0
4%
1%
8%
1%
85%
6.690,6
2% 9%
0%
1%
18%
5%
65%
9.162,9
Progetto
65,5
229,0
621,8
301,0
13.746,9
35,0
14.999,3
0%
2%
4%
2%
92%
Con riferimento alla figura 5.4 si deve sottolineare che l'aumento complessivo di potenza nel sistema elettrico nazionale a seguito degli interventi sugli impianti a fonti rinnovabili, a partire dalla data del 1° aprile
1999, è dovuto principalmente alla realizzazione di nuovi impianti e riattivazioni e solo secondariamente agli
interventi di potenziamento e di rifacimento parziale o totale.
Infatti, si evidenzia che le potenze in esercizio indicate per le categorie d'intervento relative ai potenziamenti e rifacimenti parziali o totali, nel complesso circa 4.021 MW, sono quelle totali ottenute dopo l'intervento
effettuato, comprensive delle potenze precedenti gli interventi, mentre l'incremento reale di potenza è dell'ordine di 255 MW dovuto essenzialmente ai rifacimenti parziali ed ai potenziamenti.
È importante segnalare, infine, che gli interventi di rifacimento parziale sugli impianti idroelettrici e geotermoelettrici, che possono essere realizzati solo su impianti che hanno almeno quindici o trenta anni
di esercizio, pur non incrementando significativamente la loro potenza, garantiscono un prolungamento della vita utile degli impianti con il conseguente risultato di impedire che si riduca la potenza disponibile.
89
In base alle considerazioni precedenti nella successiva figura 5.5 si riportano i dati relativi ai soli impianti nuovi
o riattivati che possono essere considerati un efficace indicatore della capacità del sistema d'incentivazione
con certificati verdi di promuovere l'installazione di nuova potenza elettrica da fonti rinnovabili in Italia.
Fig. 5.5 - Impianti Nuovi o Riattivati al 30 giugno 2006 - secondo fonte energetica
Numero
Fonte
Idrica
Geotermica
Eolica
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
Totale
Potenza (MW)
Fonte
Idrica
Geotermica
Eolica
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
Totale
3%
Esercizio
350
2
81
125
32
19
18
3%
20%
56%
13%
0%
627
Esercizio
303,1
80,0
1.003,0
116,0
182,2
2,2
114,4
Progetto
74
0
172
30
26
16
5
8%
5% 2%
23%
9%
0%
53%
323
6%
0%
17%
10%
4%
6%
57%
1.800,9
Producibilità (GWh)
Fonte
Esercizio
Idrica
1.173,3
Geotermica
426,0
Eolica
2.439,8
Biogas
702,7
Biomasse
1.164,8
Solare
2,7
Rifiuti
473,6
Totale
5%
Progetto
227,4
0,0
4.959,6
34,6
551,9
2,5
29,1
0% 1%
10%
4% 0%
1%
84%
5.805,1
7%
0%
18%
18%
7%
11%
39%
6.382,8
Progetto
682,3
0,0
11.358,4
215,6
1.590,4
2,8
198,6
11%
2%
1%
0%
5%
0%
81%
14.048,0
Conseguentemente, per le tipologie di intervento di nuova costruzione o riattivazione, la potenza aggiuntiva per gli impianti a fonte rinnovabile in esercizio (esclusi i rifiuti) è risultata complessivamente pari a circa
1.686 MW così suddivisi in ordine decrescente: eolico 1.003 MW, idroelettrico 303 MW, biomasse 182 MW,
biogas 116 MW, geotermica 80 MW e fotovoltaica 2 MW.
Per la fonte biomasse, utilizzata anche da impianti nuovi ibridi in co-combustione, la potenza totale indicata, riferita come già detto all'impianto nel suo complesso, risulta maggiore di quella attribuibile potenzialmente alla sola fonte rinnovabile biomasse.
La quota di potenza di potenza degli impianti in co-combustione non attribuibile alla fonte rinnovabile, è, al
90
momento, trascurabile per gli impianti in esercizio, mentre risulta significativa per gli impianti previsti a progetto (oltre 300 MW su un totale di circa 551 MW), in quanto è stata programmata la realizzazione di un
nuovo impianto termoelettrico in co-combustione, di taglia notevole, alimentato da una percentuale piuttosto bassa di biomasse rispetto al combustibile convenzionale.
Nella tabella 5.6 è riportata la situazione degli impianti qualificati al 30 giugno 2006 secondo fonte energetica e zona geografica. La maggior parte delle centrali idroelettriche risulta ubicata nel nord Italia, mentre nel
meridione e nelle isole la maggior parte delle centrali eoliche. Le centrali a biogas, a biomasse e a rifiuti sono
localizzate in tutta la penisola con una prevalenza nel nord. La Toscana ha, come noto, il primato della fonte
geotermoelettrica.
Tab. 5.6 - Impianti qualificati al 30 giugno 2006 - secondo fonte energetica
Numero
Fonte
Potenza [MW]
Producibilità [GWh]
Esercizio
Progetto
Esercizio
Progetto
Esercizio
Progetto
471
104
3.752,7
705,2
2.750,4
1.132,4
Geotermica
0
0
-
-
-
-
Eolica
6
3
5,1
7,7
10,1
17,5
Biogas
98
13
89,4
16,6
535,2
104,6
Biomasse
25
13
589,3
113,7
799,3
835,3
Solare
4
2
0,5
0,2
0,5
0,2
Rifiuti
13
4
734,5
28,5
392,4
197,9
617
139
5.171,4
871,7
4.487,9
2.287,9
Idrica
74
15
105,5
16,6
218,6
52,2
Geotermica
12
0
380,0
-
943,2
-
Eolica
3
13
3,7
296,8
8,2
709,6
Biogas
Idrica
Italia Settentrionale
21
3
21,1
3,3
123,7
24,1
Biomasse
3
2
4,6
5,8
19,4
41,6
Solare
2
0
0,1
-
0,1
-
Rifiuti
4
1
25,0
3,7
60,8
32,0
119
34
539,9
326,3
1.373,9
859,5
29
16
152,5
111,0
243,1
196,5
0
0
-
-
-
-
Eolica
73
160
994,5
4.669,9
2.421,7
10.667,1
Biogas
15
15
14,4
20,4
86,4
118,4
Italia Centrale
Idrica
Geotermica
Biomasse
8
13
89,7
677,1
479,1
781,5
Solare
13
14
1,6
2,3
2,1
2,6
Rifiuti
5
2
20,0
12,1
68,7
85,7
Italia Meridionale e Insulare
143
220
1.272,7
5.492,7
3.301,1
11.851,8
ITALIA
879
393
6.984,0
6.690,6
9.162,9
14.999,3
91
4 Il rilascio della garanzia d'origine
Il D.lgs. 387 del 29/12/2003 “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità” ha assegnato al GSE il compito di rilasciare la Garanzia di Origine (GO) dell'elettricità prodotta da fonti rinnovabili.
La GO, che ha lo scopo di promuovere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, non prevede
l'attribuzione di incentivi economici diretti. L'obiettivo di questo sistema è quello di definire regole tecniche,
comuni in ambito europeo, per il riconoscimento dell'energia prodotta da fonti rinnovabili.
Ai sensi dell'articolo 11 comma 1 del Decreto 24/10/2005 il GSE ha elaborato una nuova procedura tecnica
per il rilascio della GO.
Dette procedure, attualmente all'esame del Ministero dello (sviluppo economico e dell'ambiente e della tutela del territorio), previo parere dell'osservatorio di cui all'articolo 16 del D.lgs. 29/12/2003, n. 387, una volta
approvata verrà resa operativa e pubblicata sul sito del GSE. In attesa dell’approvazione il GSE come previsto
dalla normativa, sta procedendo al rilascio della GO seguendo le indicazioni del D.lgs. 387/03 e del decreto
24/10/2005.
Si fa presente che, ai sensi del D.lgs. 387/03, la GO sostituisce la certificazione di provenienza definita nell'ambito delle direttive di cui all'art. 11, comma 5, del D.lgs. 16 marzo 1999, n. 79.
L'operatore può richiedere la Garanzia di Origine dell'elettricità prodotta annualmente da fonti rinnovabili per
un impianto già in esercizio alla data di presentazione della domanda al GSE. Le fonti rinnovabili, ad esclusione dei rifiuti di cui all'art. 17 del D.lgs. 387/03, e la tipologia degli impianti a fonti rinnovabili idonei al rilascio della GO sono le stesse rispetto a quelle definite per la qualificazione degli impianti IAFR.
Similmente a quanto previsto per il rilascio dei CV, le attività principali del GSE previste per il rilascio della GO
sono:
-
identificazione di Impianto alimentato da fonti Rinnovabili per la Garanzia d'Origine (IRGO)
-
rilascio della GO annuale su comunicazione della produzione rinnovabile a cura dell'operatore.
Vista la similitudine del processo del rilascio della GO e dei CV, il GSE ha organizzato i due processi di riconoscimento con modalità tecniche e procedurali analoghe. Si precisa che la GO può essere rilasciata:
-
su tutta l'energia elettrica prodotta annualmente negli impianti solari, eolici, idroelettrici, geotermoelettrici, termoelettrici alimentati da biomasse legnose, da biocombustibili e da biogas;
-
sulla sola quota di energia elettrica prodotta annualmente imputabile alla parte biodegradabile dei
rifiuti (industriali e urbani) utilizzati negli impianti termoelettrici;
-
sulla sola quota di energia elettrica imputabile alla fonte rinnovabile negli impianti ibridi.
Al 30 Giugno 2006, su richiesta degli operatori sono stati identificati dal GSE, 66 impianti idroelettrici, 2
impianti a biogas e 1 impianto eolico, complessivamente per circa 1.339 MW di potenza.
92
Per l'anno 2005 il GSE ha rilasciato la garanzia di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile per
3,2 TWh.
La garanzia di origine di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, rilasciata in altri Stati membri
dell'Unione europea a seguito del recepimento della direttiva 2001/77/CE, è riconosciuta anche in Italia. Gli
operatori, sottoposti all'obbligo di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 79/99, che importano energia
elettrica da Stati membri dell'UE, per ottenerne l'esenzione devono presentare al GSE la GO rilasciata nei
paesi membri in cui è localizzato l'impianto da cui è prodotta l'energia importata.
93
CAP. 6
LA PROMOZIONE DELLA COGENERAZIONE
1. Le politiche comunitarie a favore della cogenerazione
La cogenerazione è definibile come la produzione di energia elettrica e calore in un unico impianto. Pur non
rappresentando una fonte alternativa, la cogenerazione consente di incrementare l'efficienza nell'utilizzo dei
combustibili fossili fino all'80 per cento, con conseguente riduzione dei costi, anche ambientali, rispetto alle
forme tradizionali di produzione separata di energia elettrica e di calore.
Le proprietà particolari della cogenerazione, sotto il profilo dell'efficienza energetica e del minore impatto
ambientale, sono ampiamente riconosciute ed incentivate, sia in ambito comunitario che nazionale. In particolare, le potenzialità della produzione combinata di calore ed elettricità sono state riconosciute dal legislatore nazionale e da quello comunitario nel quadro delle politiche attuative del Protocollo di Kyoto.
Diversamente da quanto stabilito con il provvedimento Cip6/92 che di fatto equipara le fonti rinnovabili a
quelle assimilate, la più recente normativa, pur riconoscendo le potenzialità della cogenerazione, non opera
una completa equiparazione della stessa all'energia prodotta da fonti rinnovabili. Infatti, l'elettricità prodotta in cogenerazione non ha diritto ai CV pur essendo esclusa dall'obbligo di quota rinnovabile. Ha, però,
dispacciamento prioritario anche se successivo a quello accordato alla produzione da fonte rinnovabile e
gode di una serie di misure di sostegno anche se inferiori rispetto a quelli previsti per le fonti rinnovabili.
Il legislatore, pertanto, pur riconoscendo la rilevanza della cogenerazione non le ha attribuito il medesimo
peso accordato alle energie rinnovabili. Tale scelta è legata sia a motivazioni di carattere ambientale (le fonti
rinnovabili garantiscono una minore emissione di gas serra) che a ragioni di tipo economico (la cogenerazione richiede tempi più brevi di ritorno degli investimenti).
La Commissione europea ha avviato il dibattito sulla promozione della cogenerazione con la comunicazione
"Una strategia comunitaria per promuovere la produzione combinata di calore e elettricità ed eliminare gli
ostacoli al suo sviluppo" (COM(97) 514 def.) del 15 ottobre 1997, nel quale è stata presentata una strategia
comunitaria volta a promuovere la produzione combinata di calore e di elettricità (combined heat and powerCHP) e a sostenerne l'introduzione sul mercato interno. In considerazione dell'alto rendimento energetico
della CHP la comunicazione ha proposto misure per raddoppiare la percentuale di penetrazione della stessa
nel mercato energetico comunitario. L'obiettivo è stato ribadito nel “Piano di azione per la promozione dell'efficienza energetica nella Comunità europea”, COM(2000)247, del 26 aprile 2000.
Il Parlamento europeo, nel condividere gli obiettivi della Commissione, ha sottolineato che lo sviluppo della
cogenerazione di energia elettrica e termica (CHP), unitamente ad altre misure volte ad incoraggiare l'efficienza energetica a livello di domanda e di offerta, è determinante per promuovere un'economizzazione
95
sostenibile dell'energia; ha accolto positivamente l'idea di una proposta per potenziare le misure comunitarie volte a favorire l'utilizzo della cogenerazione e ha chiesto la rapida adozione di una direttiva sulla promozione della cogenerazione; ha individuato nella promozione della cogenerazione uno degli obiettivi centrali per soddisfare il Protocollo di Kyoto.
La politica comunitaria per la promozione della cogenerazione ha trovato, quindi, compimento con l'emanazione della direttiva 2004/8/CE del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 febbraio, 2004 recante
norme sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia e che modifica la direttiva 92/42/CEE.
La direttiva, evidenziando come il ricorso alla cogenerazione sia sottodimensionato e come l'uso crescente
della cogenerazione orientato verso il risparmio di energia primaria possa costituire un elemento importante
del pacchetto di misure necessarie per rispettare il protocollo di Kyoto, individua nella promozione della cogenerazione uno strumento per il raggiungimento degli obiettivi più ampi di efficienza energetica e di miglioramento della sicurezza gli approvvigionamenti. Le aziende sono indirizzate allo sviluppo, nel mercato interno, della cogenerazione ad alto rendimento di calore ed energia, (ottimizzazione della domanda di calore
utile e del risparmio di energia primaria), in questo tenendo conto delle specifiche situazioni nazionali e, in
particolare, delle condizioni climatiche ed economiche degli Stati membri.
La direttiva si applica esclusivamente:
-
alla cogenerazione definita come la generazione simultanea in un unico processo di energia termica
ed elettrica e/o di energia meccanica;
-
alle tecnologie di cogenerazione di cui all'allegato I della direttiva (turbina a gas a ciclo combinato con
recupero di calore; turbina a vapore a contropressione; turbina a condensazione a estrazione di vapore; turbina a gas con recupero di calore; motore a combustione interna; microturbine; motori Stirling;
pile a combustibile; motori a vapore; cicli Rankine a fluido organico; ogni altro tipo di tecnologia o
combinazione di tecnologie che rientrano nelle definizioni di cui all'art. 3, lett. a) della direttiva).
Ai sensi della direttiva, per aversi cogenerazione ad alto rendimento, la produzione delle unità di cogenerazione deve fornire un risparmio di energia primaria pari almeno al 10% rispetto ai valori di riferimento per la
produzione separata di elettricità e di calore. Anche la produzione mediante unità di piccola cogenerazione
e di micro-cogenerazione che forniscono un risparmio di energia primaria può essere definita cogenerazione
ad alto rendimento.
Analogamente a quanto previsto dalla direttiva 2001/77/CE per l'energia da fonti energetiche rinnovabili,
l'articolo 5 della direttiva 2004/8/CE impone agli Stati membri di garantire l'origine dell'elettricità prodotta
dalla cogenerazione ad alto rendimento secondo criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori, stabiliti da
ciascuno Stato membro.
96
2. La regolamentazione nazionale della cogenerazione
La produzione combinata di energia e calore, peraltro già incentivata quale fonte assimilabile alle rinnovabili nel quadro del provvedimento Cip6/92, ha ricevuto una regolamentazione dettagliata da parte del legislatore nazionale con il decreto legislativo 79/99 e i relativi provvedimenti attuativi. È, infine, in via di adozione
la direttiva 2004/8/CE.
Con delibera 42 del 19 marzo 2002 l'Autorità per l'energia elettrica e il gas ha definito la cogenerazione, ai
sensi dell'articolo 2, comma 8, del decreto legislativo n. 79/99 e dell'articolo 2, lett. g), del decreto legislativo n. 164/00 come il sistema integrato di produzione combinata di energia elettrica o meccanica e di energia termica, entrambe considerate energie utili, realizzato dalla sezione di un impianto per la produzione
combinata di energia elettrica e calore, che, a partire da una qualsivoglia combinazione di fonti primarie di
energia e con riferimento a ciascun anno solare, soddisfi entrambe le condizioni concernenti il risparmio di
energia primaria (IRE) e il limite termico (LT) come definite dalla medesima delibera. Pertanto, si ha un impianto con caratteristiche di cogenerazione quando gli indici IRE e LT sono maggiori dei valori limite definiti dalla
delibera. In tal caso l'impianto in questione accede ai benefici previsti dalla normativa ed elencati di seguito.
a) L'esenzione dall'obbligo di acquisto dei certificati verdi
A questo aspetto è stato dato ampio spazio nel precedente capitolo 4.
b) Il dispacciamento prioritario
Ai sensi dell'articolo 3, comma 3, del D.lgs. 79/99 l'AEEG, nel fissare le condizioni atte a garantire a tutti gli
utenti della rete la libertà di accesso a parità di condizioni, l'imparzialità e la neutralità del servizio di trasmissione e dispacciamento, prevede l'obbligo di utilizzazione prioritaria dell'energia elettrica prodotta a
mezzo di fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediante cogenerazione.
L'Autorità, con la delibera 168/03 come modificata dalla delibera 201/04, nel fissare le condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle relative risorse in base al criterio del merito economico, ha riconosciuto priorità, a parità di
prezzo, alle offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonte rinnovabile e, successivamente,
di produzione di cogenerazione.
c) Condizioni particolari per gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA
Relativamente agli impianti di cogenerazione di potenza inferiore ai 10 MVA, la delibera dell'AEEG 23 febbraio 2005, n. 34/05 prevede che, su richiesta del produttore, l'energia sia ritirata dal gestore di rete ad un
prezzo pari a quello di cessione dall'AU alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato.
d) Diritto al rilascio dei CV per la cogenerazione abbinata al teleriscaldamento
L'articolo 1, comma 71, della legge 239/2004, prevede che l'energia prodotta da impianti di cogenerazione
abbinati al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il tele-
97
riscaldamento ha diritto alla emissione dei certificati verdi. Come evidenziato nel precedente capitolo 5 il
meccanismo non è ancora operativo.
e) La qualifica di cliente idoneo nel mercato del gas
Per la sola quota di gas utilizzata in cogenerazione, l'articolo 22, comma 1, lettera b), del decreto legislativo
n. 164/00 prevede l'attribuzione della qualifica di cliente idoneo alle imprese che acquistano il gas per la
cogenerazione di energia elettrica e calore, indipendentemente dal livello di consumo annuale, e limitatamente alla quota di gas destinata a tale utilizzo.
f) Il riconoscimento dei titoli di efficienza energetica
Il Ministro delle attività produttive con D.M. 20 luglio 2004 ha ricompreso la cogenerazione tra le tipologie
di interventi e misure per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nell'attività di distribuzione del gas naturale. L'articolo 10 del decreto prevede il rilascio di titoli di efficienza energetica (certificati
bianchi) a fronte della certificata riduzione dei consumi di energia in seguito alla realizzazione di interventi
che introducono sistemi di cogenerazione.
Per poter godere dei benefici previsti dagli articoli 3, comma 3, e 11 commi 2 e 4, del decreto legislativo n.
79/99 e dell'articolo 22 del decreto legislativo n. 164/00, i soggetti con sezioni di produzione in cogenerazione, devono ottenere il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore, ai sensi
dell'articolo 4 della delibera dell'AEEG 42/02 e successive modifiche e integrazioni.
Da ultimo si segnala che l'articolo 21 della legge 18 aprile 2005, n. 62 - Comunitaria 2004 - dispone il recepimento della direttiva 2004/8/CE, delegando il Governo a emanare uno o più decreti legislativi attuativi in
cui sono individuate misure per la promozione e lo sviluppo della cogenerazione ad alto rendimento coerenti con il quadro normativo e regolatorio nazionale sul mercato interno dell'energia elettrica e con le misure
per la riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra. Si prevedono, inoltre, l'avvio di un regime di garanzia
d'origine dell'elettricità prodotta dalla cogenerazione ad alto rendimento, l'istituzione di un sistema nazionale per l'analisi delle potenzialità della cogenerazione e per il monitoraggio sulle realizzazioni e sull'efficacia delle misure adottate, l'agevolazione dell'accesso alla rete dell'elettricità da cogenerazione ad alto rendimento e la semplificazione degli adempimenti amministrativi e fiscali per la realizzazione di unità di piccola
cogenerazione e microcogenerazione.
La delibera 42/02 stabilisce che un impianto produce con caratteristiche di cogenerazione quando il suo
Indice di Risparmio di Energia (IRE) ed il suo Limite Termico (LT), sono rispettivamente maggiori di due valori
limite fissati nella delibera stessa.
L'indice IRE esprime il risparmio percentuale di combustibile primario che un certo impianto ha realizzato
durante un anno solare. Il risparmio è valutato rispetto a due ipotetici impianti, uno dei quali produce esclusivamente energia elettrica e l'altro soltanto energia termica. Il consumo complessivo di combustibile di que-
98
sti due impianti è confrontato, a parità di energia elettrica e di energia termica prodotte, con il consumo
effettivo dell'impianto cogenerativo.
L'IRE include anche l'eventuale risparmio che l'impianto realizza evitando, in tutto o in parte, le perdite dovute alla trasformazione, al trasporto e alla distribuzione dell'energia elettrica prodotta. Infatti, un coefficiente
denominato “p”, inserito nella formula, permette di dare un peso diverso all'energia elettrica prodotta, a
seconda che essa sia utilizzata in alta, media o bassa tensione.
L'indice LT esprime l'incidenza percentuale della produzione termica rispetto all'energia totale prodotta dall'impianto, rispetto cioè alla somma dell'energia elettrica e di quella termica. La fissazione di un valore limite serve ad evitare che possano considerarsi di cogenerazione impianti che producono una percentuale
modesta di energia termica.
La delibera 42/02 stabilisce che i produttori che intendano avvalersi dei benefici sopra elencati dichiarino ogni anno
al GSE le quantità di energia elettrica e calore prodotte durante l'anno solare precedente, e la quantità di energia primaria consumata per produrle. Le dichiarazioni devono essere accompagnate da informazioni tecniche riguardanti
l'impianto, quali: schema di funzionamento, taglie del macchinario, metodi di misura impiegati ed altre ancora.
Sulla base di tali dati, il GSE verifica che gli indici IRE e LT siano superiori ai rispettivi valori minimi e riconosce la produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione.
3. I risultati delle attività di verifica della cogenerazione nel periodo 2003-2005
Come visto nel capitolo 4, il GSE raccoglie i dati relativi ai sistemi di produzione in cogenerazione anche al fine della
verifica dell'obbligo relativo all'immissione di energia rinnovabile nel sistema elettrico attraverso il riconoscimento
dei certificati verdi. La verifica viene effettuata rispetto ai dati trasmessi dai produttori e relativi all'anno precedente. Il GSE esamina singolarmente le richieste formulate dai produttori verificando, per ciascuna sezione di impianto, il possesso dei requisiti necessari per essere considerata sistema di cogenerazione nell'anno considerato.
Nel 2004 sono pervenute al GSE dichiarazioni per 215 sezioni di cui:
-
203 sezioni hanno soddisfatto i requisiti di cogenerazione;
-
3 sezioni non hanno soddisfatto i requisiti;
-
9 sezioni con documentazione insufficiente.
La produzione relativa a questi impianti di cogenerazione, riferita all’anno 2003, è stata di circa 36 TWh elettrici e
36 TWh termici, consumando combustibile per complessivi 108 TWh. L'energia elettrica prodotta in cogenerazione
è stata pari, sempre nel 2003, al 13% dell'intera produzione elettrica nazionale e al 15% della produzione di origine termoelettrica. L'indice IRE “equivalente” (riferito all'insieme di tutti gli impianti di cogenerazione) è stato di poco
inferiore al 26%: la cogenerazione ha quindi consentito di risparmiare combustibile per quasi 38 TWh. Gli impianti
riconosciuti di cogenerazione relativamente alla produzione 2003 hanno una potenza installata complessiva di 6.400
MW, che rappresenta circa l'8% del parco totale di generazione italiano e l'11% del parco termoelettrico.
Nel 2005 sono pervenute richieste per 278 sezioni di impianto di cui:
-
235 sezioni hanno soddisfatto i requisiti di cogenerazione;
-
11 sezioni non hanno soddisfatto i requisiti;
99
-
per 32 sezioni la documentazione pervenuta è risultata insufficiente.
La corrispondente produzione in cogenerazione nel 2004 è stata di circa 37 TWh elettrici e 37 TWh termici,
consumando combustibile per complessivi 107 TWh. L'indice IRE equivalente è stato pari al 27% circa, corrispondente ad oltre 38 TWh di energia primaria risparmiata.
La potenza installata passa da 6.400 a 6.700 MW, facendo registrare un incremento modesto del 4,7%.
Infine, nel 2006, sono pervenute richieste per 364 sezioni d’impianto di cui:
-
304 sezioni hanno soddisfatto i requisiti di cogenerazione;
-
10 sezioni non hanno soddisfatto i requisiti;
-
per 50 sezioni la documentazione pervenuta è risultata insufficiente.
La produzione in cogenerazione nel 2005 è stata di circa 43 TWh elettrici e 37 TWh termici, consumando
combustibile per complessivi 117 TWh. L'indice IRE equivalente è stato pari al 24% circa, corrispondente ad
quasi 37 TWh di energia primaria risparmiata. Si osserva quindi una sostanziale coerenza con le corrispondenti grandezze del periodo precedente.
La potenza installata passa da 6.700 a circa 8.100 MW con un incremento significativo del 21% rispetto
all'anno precedente.
La figura 6.1 illustra i combustibili impiegati dagli impianti di cogenerazione e il loro andamento nel triennio
2003-2005.
Fig. 6.1 - Principali combustibili impiegati dagli impianti di cogenerazione nel periodo 2003-2005
TWh
80,4
Gas naturale
58,9
54,5
20,9
30,3
Combustibile di processo
33,0
10,9
14,0
15,5
Olio combustibile
2,2
2,3
1,9
Coke di petrolio
Gasolio
1,4
1,2
1,1
1,4
Carbone
0,4
GPL
0,4
Olio Vegetale
0
2005
10
20
2004
30
40
50
60
70
80
2003
Il gas naturale risulta il combustibile maggiormente utilizzato, seguito dai combustibili di processo e dall'olio
combustibile. Mentre questi ultimi mostrano un andamento decrescente nel tempo, il gas naturale continua
invece a far registrare tassi di crescita positivi.
100
La figura 6.2, infine, mostra la ripartizione della potenza installata rispetto ai tipi di unità di cogenerazione e l'andamento nei tre anni considerati.
Fig. 6.2 - Potenza installata per tipo di unità di cogenerazione nel periodo 2003-2005
MW
Turbogas ciclo combinato
4.208
3.329
3.000
1.914
Vapore ciclo combinato
1.566
1.460
983
1.085
Vapore ciclo semplice
1.300
615
Turbogas ciclo semplice
363
320
Motori combustione interna
323
300
409
-
500
2005
1.000
1.500
2004
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
2003
Le unità di cogenerazione più consistenti sono le turbine a gas a ciclo combinato, seguite dalle turbine a
vapore a ciclo combinato e semplice. Le unità che fanno registrare il maggiore tasso di crescita sono le turbine a gas a ciclo semplice, tipiche degli impianti di taglia media e piccola, che quasi raddoppiano nel periodo considerato.
In generale, l'incremento degli impianti di cogenerazione - e di conseguenza delle attività di verifica del GSE
- è riconducibile non solo a vantaggi di natura economica ma anche alle forme di sostegno che tali impianti ricevono nel sistema energetico nazionale.
L'aumento, in particolare, degli impianti di piccola e media taglia è dovuto anche all'introduzione di nuovi
benefici previsti dalla normativa a partire dal 2004 e cioè:
-
l'entrata in vigore della legge 23 agosto 2004, n. 239, che riconosce il diritto alla emissione di certificati verdi agli impianti di cogenerazione associati a reti di teleriscaldamento;
-
la nuova disciplina introdotta dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas con la delibera 34/05, che,
sotto opportune condizioni, remunera in modo particolarmente conveniente l'energia elettrica prodotta in regime di cogenerazione da impianti di potenza inferiore a 10 MVA.
I due provvedimenti hanno completato, estendendolo agli impianti medio-piccoli, il quadro legislativo di
incentivazione alla cogenerazione, che in precedenza era di fatto orientato soprattutto agli impianti di grande taglia (esonero dall'obbligo di acquisto di certificati verdi; diritto alla priorità di dispacciamento).
101
CONSIDERAZIONI CONCLUSIVE
La pubblicazione del primo rapporto del Gestore dei Servizi Elettrici sulle attività del 2006 avviene in un
momento di grande attualità per la tematica delle fonti rinnovabili, a causa delle sue molteplici implicazioni sul
sistema ambientale, sociale ed economico. Lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico nazionale
assume inoltre un ruolo centrale nell’ambito degli impegni assunti dall’Italia con la ratifica del protocollo di
Kyoto. La loro diffusione è uno degli strumenti per il raggiungimento degli obblighi di riduzione delle emissioni nei settori a maggior impatto sui cambiamenti climatici, tra i quali particolarmente rilevante quello della
produzione termoelettrica. L’aumento dell’impiego di fonti rinnovabili, infatti, riduce il consumo dei combustibili fossili e per questa via le emissioni di gas serra.
Ai risultati positivi sull’ambiente si aggiunge l’effetto in termini di maggiore sicurezza degli approvvigionamenti
energetici del sistema italiano, fortemente condizionati dalle importazioni di fonti fossili. Produrre energia rinnovabile consente una minore dipendenza dall’andamento dei prezzi di approvvigionamento di energia primaria, la cui crescita è stata in generale condizionata dal forte rialzo del prezzo del petrolio degli ultimi dieci
anni.
Un ulteriore strumento per il rispetto del protocollo di Kyoto è rappresentato dallo sviluppo della cogenerazione, per il maggiore rendimento energetico e le minori emissioni di gas dei sistemi di produzione combinata di elettricità e calore.
Nel duplice intento di perseguire le finalità ambientali di riduzione delle emissioni climalteranti e inquinanti e
quelle economiche di maggiore competitività e diversificazione dei mercati, il legislatore ha introdotto, in anni
recenti, meccanismi di promozione delle energie rinnovabili e della cogenerazione nel settore elettrico.
Gli strumenti di sostegno sono stati molteplici: l’iniziale riconoscimento di tariffe incentivanti per la cessione
dell’energia elettrica alla rete, introdotte nel 1992 con il provvedimento Cip6 per un’ampia gamma di fonti
(tra cui anche le c.d. assimilate); il meccanismo delle quote annuali obbligatorie di immissione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili e relativa introduzione del mercato dei certificati verdi, avviato
con la liberalizzazione del settore elettrico; specifici meccanismi di incentivazione per il solare fotovoltaico e
per la cogenerazione. Agli incentivi economici si affiancano altri strumenti di sostegno quali la priorità nel
dispacciamento, condizioni favorevoli di connessione degli impianti alle reti, tariffe garantite di cessione alla
rete dell’energia elettrica prodotta per gli impianti di piccole dimensioni.
Gli obiettivi programmati di aumento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili sono stati raggiunti solo parzialmente, mentre si sono aggravate le condizioni ambientali del pianeta e della qualità dell’aria. A questo aspetto si aggiunge il problema della sicurezza degli approvvigionamenti energetici che ha condizionato e condiziona le priorità e le scelte di politica energetica europea e nazionale.
In Italia la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è cresciuta negli ultimi 15 anni passando da 35
TWh nel 1990 a circa 50 TWh nel 2005. Tuttavia, nello stesso periodo, l’aumento dei consumi ha lasciato
103
sostanzialmente invariata la quota delle fonti rinnovabili a copertura del fabbisogno di energia elettrica.
Le fonti rinnovabili tradizionali idrica e geotermica, a causa del forte sfruttamento di tali risorse sul territorio
(per l’idrica fin dagli anni ’60), presentano ridotti margini per ulteriori sviluppi.
Le fonti di più recente introduzione hanno fatto registrare invece importanti tassi di crescita, particolarmente
consistenti sia per l’eolico, la cui produzione elettrica è più che quadruplicata dal 2000 al 2005, che per le biomasse/rifiuti, più che triplicata rispetto al valore del 2000.
Le fonti naturali solare ed eolica e le fonti energetiche derivanti dall’agricoltura (biomasse forestali, biomasse
e biogas da scarti agricoli), pur in presenza di forti potenzialità di sviluppo nel nostro Paese, presentano tuttavia livelli di diffusione decisamente inferiori rispetto ad altri Paesi europei. Sarebbe opportuno, quindi, dare
impulso ad un loro maggiore utilizzo per usi elettrici e per usi termici, potenziandone la diffusione e favorendo i sistemi di produzione combinata di elettricità e calore.
Il Gestore dei Servizi Elettrici ha un ruolo importante nello scenario delle fonti rinnovabili e della cogenerazione nel settore elettrico. Il GSE, in particolare, gestisce l’energia elettrica prodotta da impianti Cip6; svolge il
compito di “soggetto attuatore”, ruolo attribuito dall’Autorità per l’energia elettrica ed il gas, nell’ambito del
sistema di incentivazione dell’energia fotovoltaica; qualifica gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e ne riconosce la produzione ai fini del rilascio dei certificati verdi; verifica gli obblighi di immissione di elettricità rinnovabile ricadente su produttori e importatori; emette i certificati verdi e colloca sul mercato i CV relativi agli
impianti Cip6; riconosce la qualifica agli impianti di cogenerazione; rilascia la garanzia di origine della produzione rinnovabile; emette i certificati RECS scambiati in Europa su base volontaria.
In qualità di soggetto fortemente impegnato nel settore, il GSE può fornire un contributo sempre più attivo
nel quadro delle iniziative di promozione e diffusione delle rinnovabili e della cogenerazione.
La politica energetica nazionale attraversa una fase di importanti cambiamenti per effetto delle iniziative legislative finalizzate alla revisione della disciplina dei settori energetici (disegno di legge n. 691 di iniziativa del
Ministro dello Sviluppo Economico) e alla messa a punto della normativa per l’attuazione del protocollo di
Kyoto (disegno di legge n. 786 di iniziativa del senatore Ronchi). Ambedue i progetti di legge prevedono, tra
l’altro, la revisione e l’estensione del quadro normativo in materia di fonti rinnovabili. Ai due disegni generali
si aggiungono una serie di misure specifiche, alcune delle quali giunte ad uno stadio maturo nell’iter di approvazione (decreto legislativo di attuazione della direttiva 2004/8/CE in materia di cogenerazione; nuovo decreto ministeriale in materia di incentivi al fotovoltaico; decreto legislativo in materia di efficienza energetica e utilizzo di fonti rinnovabili negli edifici).
E’ opportuno che la definizione del quadro normativo relativo allo sviluppo delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica negli usi finali tenga conto dello scenario complessivo e della correlazione tra le diverse discipline, in una visione unitaria delle problematiche che consenta di cogliere i vantaggi offerti da un sistema energetico aperto alla concorrenza e, allo stesso tempo, di contenere gli effetti negativi delle attività energetiche
sull’ambiente e sulla salute.
104
Per concludere si richiamano brevemente alcune azioni che sarebbe opportuno intraprendere nel percorso di
riforma delle politiche di sviluppo delle fonti rinnovabili.
1) Intervenire su alcuni aspetti del meccanismo di incentivazione degli impianti Cip6, in particolare rafforzando il ruolo del GSE nella gestione dell’energia prodotta da tali impianti.
2) Rivedere il meccanismo dei certificati verdi in seguito all’esperienza maturata, tenendo conto delle specificità delle diverse fonti e favorendo lo sviluppo di quelle più efficienti.
3) Completare il sistema di incentivazione di specifiche fonti (biomasse e biogas) e di sviluppo della microcogenerazione, così come previsto dal D.lgs. 387/03.
4) Rivedere alcune caratteristiche del vigente sistema di incentivazione del fotovoltaico, quali il valore degli
incentivi e il tetto di potenza annuale ammissibile e favorire un maggiore sviluppo dei piccoli impianti
sugli edifici.
5) Dare piena attuazione sul territorio a quanto previsto dall’art. 12 del D.lgs. 387/03, in materia di razionalizzazione e semplificazione delle procedure di autorizzazione alla costruzione ed esercizio degli
impianti alimentati da fonti rinnovabili.
6) Promuovere l’innovazione delle tecnologie relative alle fonti rinnovabili e sperimentare nuove soluzioni
di utilizzo di tale energia nel nostro Paese che tengano conto delle specificità ambientali del territorio
nazionale, anche con l’obiettivo di favorire la crescita dell’industria di produzione degli impianti e della
relativa componentistica.
7) Diffondere la conoscenza sulle potenzialità e sugli effetti dell’utilizzo delle energie rinnovabili nel sistema nazionale, favorendo in tal modo un uso consapevole delle energie rinnovabili per uno sviluppo
sostenibile.
Il Gestore dei Servizi Elettrici auspica di aver fornito, attraverso la documentazione presentata all’interno del
presente Rapporto, un utile contributo al dibattito in corso sui meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili.
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® GSE 2006 - Gestore dei Servizi Elettrici
Pubblicazione fuori commercio
Stampa: Arti Grafiche Tilligraf Srl - Roma
Finito di stampare: novembre 2006