POLITECNICO DI MILANO Facoltà di Ingegneria dei Processi Industriali

Corso di Laurea in Ingegneria Elettrica

ANALISI DEI MECCANISMI D’INCENTIVAZIONE

DELLE FONTI RINNOVABILI.

STUDIO PREVISIONALE DELL’ANDAMENTO DEL

MERCATO DEI CERTIFICATI VERDI.

Relatore Tesi di Laurea di Chiar.mo Prof. Ing. Alberto BERIZZI Ugo AMBROSETTI

Matricola 673808

ANNO ACCADEMICO 2006/2007

«Colui che vuol vivere con piacere e libertà

deve avere sempre presente

davanti ai suoi occhi il lavoro del giorno.

Non il lavoro di ieri, altrimenti

finisce per disperarsi, non quello di domani,

altrimenti rischia di diventare un

visionario, non quello che termina con l’oggi,

che è un lavoro terreno, ma

neppure soltanto quello che perdura

nell’eternità, perché tramite questo egli

non può dar forma alle sue azioni.

Felice è l’uomo che può riconoscere nel

lavoro dell’Oggi una porzione legata

al lavoro di una vita, e un’incarnazione del

lavoro dell’Eternità ».

J.C. Maxwell

1

I

INDICE: CAPITOLO 1 - STORIA DEL MERCATO ELETTRICO ITALIANO 1.1 DALLE ORIGINI ALLA NAZIONALIZZAZIONE……………………………………….…...3 1.2 LA NAZIONALIZZAZIONE E IL MONOPOLIO LEGALE DELL’ENEL…………………...4 1.3 IL PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE E PRIVATIZZAZIONE……………………….…..7 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..….…12 CAPITOLO 2 - REGOLAMENTAZIONE AMBIENTALE ED EFFICIENZA ENERGETICA 2.1 IL MERCATO DELLE EMISSIONI…………………………………………………………...13 2.1.1 Il protocollo di Kyoto 2.1.2. L’Italia: schema di piano d’assegnazione nazionale 2.2 IL MERCATO DELL’EFFICIENZA ENERGETICA…………………………………………25 2.2.1 I Decreti 20 luglio 2004 2.2.2 Titoli di efficienza energetica (Certificati Bianchi) Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..….…28 CAPITOLO 3 - MECCANISMI D’INCENTIVAZIONE DELLE FONTI RINNOVABILI 3.1 LE VECCHIE FORME D’INCENTIVAZIONE BASATE SUL CIP6-92………………….…29 3.2 LA SITUAZIONE ATTUALE: DAL CIP6-92 AI CERTIFICATI VERDI……………….…...31 3.3 IL SISTEMA DEI CERTIFICATI VERDI……………………………………………………..31 3.4 IL MECCANISMO DEL CONTO ENERGIA…………………………………………………45 3.5 ALTRI SISTEMI D’INCENTIVAZIONE EUROPEI………………………………………….46 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..….…48 CAPITOLO 4 - LE FONTI RINNOVABILI IN ITALIA 4.1 QUADRO GENERALE………………………………………………………………………...49 4.2 ENERGIA IDROELETTRICA…………………………………………………………………50 4.3 ENERGIA EOLICA…………………………………………………………………………….55 4.4 ENERGIA FOTOVOLTAICA………………………………………………………………….59 4.5 ENERGIA GEOTERMICA…………………………………………………………………….62 4.6 BIOENERGIE…………………………………………………………………………………..65 4.7 SVILUPPO SOSTENIBILE: L’ITALIA E LA DIRETTIVA 2001/77/CE…………………….69 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..….…71 CAPITOLO 5 - IL PROGRAMMA CIP 6-92 5.1 ANALISI STORICA …………………………………………………………………………...72 5.1.1 Gli impianti 5.1.2 Un primo bilancio 5.1.3 La remunerazione degli impianti CIP6 5.1.4 La situazione normativa 5.1.5 La situazione attuale 5.2 ANALISI PREVISIONALE……………………………………………………………………87 5.2.1 I dati di riferimento

II

5.2.2 Taratura del modello e analisi di sensitività 5.2.3 Risultati delle simulazioni 5.2.4 Conclusioni Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..…...101 CAPITOLO 6 - ANALISI STORICA DEL MERCATO DEI CERTIFICATI VERDI 6.1 ANALISI STORICA DELLA DOMANDA DEI CV…………………………………………102 6.2 ANALISI STORICA DELL’OFFERTA DEI CV……………….…………………………..….107 6.3 ANALISI STORICA DEGLI IMPIANTI QUALIFICATI IAFR……………………………..113 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..…...122 CAPITOLO 7 - PREVISIONE DELLA DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI 7.1 MODELLI NUMERICI PER IL CALCOLO DELLA DOMANDA…………………………123 7.2 PREVISIONE DELLA DOMANDA DI CV………………………………………………….133 7.2.1 Scenario tendenziale 7.2.2 Scenario con limitazioni all’import rinnovabile 7.2.3 Scenario con solo CV da produzione nazionale 7.3 CONCLUSIONI…………………………..……...…………………………………………...142 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..…...143 CAPITOLO 8 - PREVISIONE DELL'OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI 8.1 OFFERTA DI BREVE PERIODO (2006-2007)………………………………………………144 8.2 OFFERTA DI MEDIO PERIODO (2007-2010)………………………………………………148 8.2.1. Scenario Base 8.2.2. Scenario Alto 8.2.3. Scenario Basso Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..…...156 CAPITOLO 9 - PREVISIONI DI PREZZO 9.1 ANALISI STORICA…………………………………………………………………………..157 9.2 SITUAZIONE ATTUALE…………………………………………………………………….159 9.3 PREVISIONE PREZZO CV GSE (2007-2013)………………………………..………………160 9.4 PREVISIONE PREZZO CV (2007-2013) ………...………………………………………….162 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………….…167 CAPITOLO 10 – CONCLUSIONI 10.1 PROBLEMI LEGATI ALLA DOMANDA DI CV………………………………………….168 10.2 PROBLEMI LEGATI ALL’OFFERTA DI CV……………………………………………...169 10.3 PROBLEMI LEGATI AL PREZZO DEI CV………………………………………………..169 10.4 PROPOSTE PER LO SVILUPPO DEL SISTEMA…………………………….……………170 10.5 EMENDAMENTI RONCHI-FERRANTE…………………………………………………..172 Riferimenti Bibliografici………………………..……………………………………………..…...175

PREFAZIONE:

In questo elaborato, volto allo studio dei sistemi d’incentivazione delle fonti rinnovabili in Italia, si

è cercato di inquadrare nel contesto storico i vari programmi istituiti e di analizzare i dati disponibili

al fine di costruire un insieme di scenari previsionali che possano risultare attendibili.

Nel primo capitolo è presentata l’analisi dell’evoluzione storica del mercato dell’energia elettrica in

Italia, dagli albori a oggi, indicando le motivazioni che hanno spinto all’avvio del programma

CIP6/92 nella fase di monopolio ENEL e le ragioni per le quali lo stesso programma risultava

coerente di fronte alle necessità di un mercato liberalizzato.

L’evoluzione storica mostra inoltre un notevole aumento d’interesse per le problematiche

ambientali; quindi nel secondo capitolo vengono descritte le principali politiche energetiche volte

alla progressiva diminuzione delle emissioni di sostanze inquinanti (in particolare il protocollo di

Kyoto) e all’efficienza dei cicli produttivi (certificati bianchi).

Il terzo capitolo introduce i principali meccanismi d’incentivazione delle fonti rinnovabili

(programma CIP6/92, certificati verdi, conto energia) cercando di definirne i tratti chiave utili a

comprendere i principali fattori che li governano e confrontandoli con i sistemi impiegati in altri

paesi europei.

Il capitolo quattro, che conclude la sezione introduttiva, descrive la situazione del rinnovabile in

Italia, analizzando dal punto di vista tecnico le differenti soluzioni produttive e presentando un

quadro generale dello sviluppo delle stesse negli ultimi anni.

Nel quinto capitolo viene descritto nel dettaglio il “vecchio” meccanismo d’incentivazione basato

sulla delibera CIP6/92. Quest’analisi si rende necessaria in quanto molti impianti di produzione

risultano ancora incentivati con questo sistema; inoltre, ricopre una notevole importanza per la

definizione del valore dei Certificati Verdi. In questo studio si sono riscontrate notevoli difficoltà

nella ricerca di dati affidabili e nella loro rielaborazione, causa le continue modifiche sul piano

normativo e i pesanti sfasamenti temporali tra l’inserimento degli impianti produttivi in questo

programma e la loro effettiva entrata in esercizio. Lo studio storico e previsionale è stato svolto sino

al 2015 (che non rappresenta comunque l’anno di riferimento per il termine del processo

d’incentivazione), e nonostante i fattori d’incertezza precedentemente esposti i risultati ottenuti

risultano in linea che le previsioni fatte dal GSE.

I capitoli successivi presentano lo studio svolto sul mercato dei certificati verdi composto da quattro

parti fondamentali: l’analisi storica, lo studio della domanda e dell’offerta di CV e la definizione del

prezzo degli stessi. Essendo un meccanismo di recente attuazione, la base dei dati storici è piuttosto

limitata ma appare l’unico strumento valido per comprendere a fondo il funzionamento di questo

2

sistema e per testare i modelli di calcolo impiegati per la creazione di scenari previsionali. L’analisi

si estende fino al 2012 ed è articolata sulla base di più scenari sviluppati in funzione delle principali

variabili legati all’evoluzione del parco di produzione e delle ristrutturazioni normative che si

prospettano. Molti dati necessari per questa analisi, come per lo studio del precedente sistema

d’incentivazione, sono spesso noti soltanto agli operatori del mercato stesso, per questo motivo è

risultato essenziale al fine del completamento del lavoro la collaborazione con APER (Associazione

Produttori di Energia da fonti Rinnovabili).

Il capitolo conclusivo riassume i punti di forza e le mancanze del meccanismo dei certificati verdi,

indicando alcune possibili soluzioni per rendere più efficiente il sistema e la descrizione di un

nuovo disegno legislativo che, se attuato, porterà grandi novità dal 2009.

3

CAPITOLO 1 - STORIA DEL MERCATO ELETTRICO ITALIANO

1.1 DALLE ORIGINI ALLA NAZIONALIZZAZIONE (1881 - 1961) [1] [2]

Nel 1881 venne fondato a Milano il Comitato promotore per l’applicazione dell’energia elettrica in

Italia. Lo sviluppo industriale e l’incremento demografico aumentarono notevolmente la domanda di

energia elettrica e nel 1903 fu approvata una legge volta a far sì che i servizi pubblici servizi

divenissero controllati direttamente dai comuni: nacquero così le municipalizzate. Nel periodo tra il

1895 e il 1912, la potenza elettrica installata crebbe del 15% in media all’anno, cioè quattro volte il

P.I.L. dell’epoca.

Nel 1915, con l’avvento del primo conflitto Mondiale e i relativi problemi di approvvigionamento del

combustibile fossile, necessario per gli impianti termoelettrici, diventò fondamentale l’apporto

dell’energia idroelettrica e nel contempo entrarono in funzione le prime innovative centrali

geotermoelettriche.

Nel 1921 venne creata la Conférence Internationale des Grands Réseaux Electriques (CIGRE) volta a

favorire gli scambi di energia elettrica. I primi scambi con l’estero si ebbero già dal 1926 e anche allora

i livelli di energia importata superavano quelli dell’esportazione.

Negli anni 1922-25, sotto il regime fascista, a seguito dell’introduzione di concessioni particolarmente

favorevoli, si ampliò il numero delle società operanti nel settore elettrico. I gruppi elettrici più

importanti erano: l’Edison, la Società Adriatica di Elettricità (SADE), la Società Idroelettrica

Piemontese (SIP) e la Società Meridionale dell’Elettricità (SME).

A seguito della crisi americana del 1929, l’Italia, perso il sostegno dei capitali statunitensi, cercò di

attuare una riforma volta alla radicale modificazione di tutto il settore industriale attraverso la

fondazione nel 1933 dell’Istituto Ricostruzione Industriale (IRI), organo poi trasformato in ente

permanente che aveva il compito di gestire tutte le imprese di pubblica utilità. Lo Stato prese il

controllo diretto, oltre che di SIP e SME, anche del 30% dell’industria elettrica italiana mentre Edison,

SADE e diverse altre restarono sotto il controllo di privati. Nel frattempo il parco centrali aveva

continuato ad ampliarsi, proseguendo nel suo sviluppo ormai tipicamente disomogeneo: i tre quarti

della produzione di energia elettrica erano concentrati in Piemonte, Lombardia e Veneto.

3

Con la Seconda Guerra Mondiale, il parco di generazione subì ingenti danni. Venne infatti distrutto un

quarto della potenza installata, soprattutto termoelettrica, in quanto questi impianti per loro natura

erano situati nei pressi di obiettivi bellici (porti ed industrie).

Nel 1944 nacque il Comitato Interministeriale Prezzi (CIP), ente che regolerà le tariffe elettriche fino

al 1995 quando verrà rimpiazzato dall’Authority.

Al termine del conflitto e dopo l’introduzione del regime democratico lo stato decise di convertire l’IRI

in uno strumento di ammodernamento del Paese, con lo scopo di riassettare il settore industriale.

Nel periodo successivo, il cosiddetto “miracolo economico italiano” la richiesta di energia elettrica sia

a livello industriale che domestico aumentò notevolmente e sorsero molte nuove centrali di produzione

termoelettriche, e già dal 1966 superò la produzione idroelettrica coprendo quasi il 50% del fabbisogno

interno.

Nel 1957 nacque la Commissione europea dell’energia atomica (EURATOM), già preceduta in Italia

dal Comitato nazionale ricerche nucleari (CNRN). Nel 1956, per prima, l’Edison Volta, attraverso la

Società elettronucleare italiana (Selni), firmava con l’americana Westinghouse un preliminare per

l’acquisto di una centrale nucleare, poi realizzata a Trino Vercellese. Nel 1958 gli inglesi della Nuclear

Power Plant Company e la Società italiana meridionale per l’energia atomica (SIMEA), compartecipata

da ENI, Agip-nucleare e IRI, firmavano un contratto per la costruzione dell’impianto di Latina, la cui

tecnologia si basava sull’uranio naturale. Il terzo impianto termonucleare, quello di Garigliano, nasceva

da un programma della Banca mondiale, il cui progetto, denominato Energia nucleare Sud Italia

(ENSI), venne condotto per la parte italiana dal CNRN e dalla Società elettronucleare nazionale (Senn)

del gruppo IRI, e la cui realizzazione fu affidata alla General Electric CO. La realizzazione di questi

tre progetti avvenne in tempi brevissimi (circa quattro anni). L’Italia con referendum del 1987

rinuncerà poi all’impiego di tecnologie produttive termonucleari.

1.2 LA NAZIONALIZZAZIONE E IL MONOPOLIO LEGALE DELL’ENEL

(1962 - 1990) [1] [2]

Con la Legge 6 dicembre 1962, n. 1643 (cosiddetta Legge di Nazionalizzazione) furono nazionalizzate,

cioè entrarono a far parte del patrimonio statale, circa 1250 aziende e società operanti nel settore

elettrico che passeranno poi in gestione all'Ente Nazionale per 1'Energia Elettrica (ENEL), istituito con

la funzione di “assicurare con costi minimi di gestione una disponibilità di energia elettrica adeguata

per quantità e prezzo alle esigenze di un equilibrate sviluppo economico del Paese”. L'ente controllava

4

tutte le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasmissione, distribuzione e

vendita dell'energia elettrica sul territorio nazionale, cioè tutte le attività della filiera elettrica, con

alcune deroghe in merito a produzione, distribuzione (ma non trasporto) e vendita concesse ai seguenti

soggetti:

- le aziende municipalizzate che avessero presentato domanda di concessione entro 2 anni dall'entrata

in vigore della Legge (produttori o produttori-distributori di energia elettrica);

- le imprese minori che avessero prodotto o prodotto e distribuito meno di 15 GWh/anno nel biennio

1959-1960;

- gli autoproduttori ovvero quelle imprese che producevano energia elettrica destinata a soddisfare il

fabbisogno energetico relativo a processi produttivi delle imprese stesse o di consorziate o consociate,

limitatamente alla copertura dei propri fabbisogni, a condizione che utilizzassero almeno il 70%

dell'energia prodotta e comunque con 1'obbligo di cedere all'ENEL le eccedenze di tale produzione.

Figura 1.1 – Assetto del mercato elettrico 1962-1991 [1]

All'ENEL venne affidato il compito di portare 1'energia elettrica in tutta Italia in maniera affidabile e

sicura, sia sotto il profilo tecnico che economico. Confrontando la situazione del sistema elettrico del

1963, agli inizi della nazionalizzazione, con la situazione del 1992, si nota che i risultati ottenuti furono

5

tali da rendere la rete italiana competitiva con le principali reti europee e mondiali, sia per il livello di

estensione che per l’efficienza del nostro sistema elettrico. L’integrazione verticale tra le diverse fasi

delle filiera elettrica diedero eccellenti risultati su problemi di modellistica, dispacciamento,

unificazione, standardizzazione di schemi e componentistica, affidabilità e sicurezza. Vennero tuttavia

trascurate le ricerche nel settore della distribuzione (qualità del servizio, microproduzione diffusa, fonti

rinnovabili, accumulo), probabilmente ritenute meno remunerative in quel periodo storico.

1963 1992POTENZA EFFICIENTE LORDA INSTALLATA MW 19.716 64.845i cui impianti ENEL MW 13.202 52.734RETE ELETTRICA a 132 kV km 14.446 32.474a 220 kV km 8.840 10.852a 380 kV km 247 8.630PRODUZIONE LORDA GWh 71.344 226.243DOMANDA GWh 70.207 244.787IMPORTAZIONI NETE GWh 1.299 35.300

Tabella 1.1 - Lo sviluppo dell’ENEL 1963-1992 (fonte ENEL) [2]

1963 1995 Variazione %Sviluppo linee elettriche [km] 360000 >1000000 178Energia Fatturata [TWh] 50 229 385Quota Energia Mezzogiorno [TWh] 10 72 620Potenza efficiente netta [MW] 13000 54000 316Produzione Lorda [TWh] 48 191 298Rendimento netto Termoelettriche [%] 32,8 37,7 15Perdite in rete [% su P richiesta] 11,1 6,8 -39Popolazione non servita [Mpersone] 1,7 0,1 -94Utenti/Dipendenti 192 296 54Costo kWh venduto (indice) 100 62 -38

Tabella 1.2 – Indici di risultato per l’ENEL 1963-1995 (fonte ENEL) [2]

Solo dopo 13 anni la situazione di monopolio dell'Ente statale cominciò ad attenuarsi. L'aggravarsi del

problema del conferimento dei Rifiuti Solidi Urbani nelle discariche e la contemporanea crescita della

domanda di energia elettrica (che ENEL, da sola, non sarebbe mai riuscita a soddisfare) furono le

6

principali cause dell'approvazione della Legge n. 393/75: essa prevedeva che Comuni e Province

potessero produrre energia elettrica tramite 1'incenerimento di rifiuti urbani.

Negli anni seguenti fu approvato un secondo provvedimento, atto a favorire un tipo di produzione che

fosse maggiormente efficiente e "pulita", senza però fornire incentivi: la Legge n. 308/82 liberalizzò la

produzione da fonti rinnovabili e con cogenerazione per impianti di potenza non superiore a 3 MW.

Nei primi anni '90 cominciavano a farsi strada nell'opinione pubblica i concetti di ecologia,

ecocompatibilità, sviluppo sostenibile, "effetto serra". A partire dal 9 gennaio 1991, con la Legge n.

9/91 avvenne 1'eliminazione di ogni vincolo di autoconsumo sulla produzione di energia elettrica,

consentendo la produzione anche al solo scopo di venderla ad ENEL; e, relativamente alla produzione

di energia elettrica da fonte rinnovabile od assimilata:

- venne estesa la liberalizzazione disposta dalla Legge n. 308/82 a tutti gli impianti, prescindendo da

qualsiasi limite di potenza;

- venne confermato 1'obbligo di cedere ad ENEL tutta l’energia prodotta o comunque quella

eccedente i fabbisogni degli autoproduttori.

La Legge diede un notevole impulso all'autoproduzione d'energia elettrica, concedendo anche

finanziamenti a fondo perduto per la costruzione di nuovi impianti di generazione alimentati da fonti

rinnovabili o assimilate pari al 30% della spesa totale. Tali meccanismi, previsti dal provvedimento

attuativo del CIP n. 6/92, verranno descritti nel Cap. 5.

1.3 IL PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE E PRIVATIZZAZIONE

(1991 – 2005) [3] [4]

Il Decreto Legge 11 luglio 1992, n. 333, convertito poi in Legge 8 agosto 1992, n. 359, sancì la fine del

monopolio ENEL che durava dal 1962. L'Ente Nazionale per 1'Energia Elettrica venne trasformato in

Società per Azioni, denominata ENEL S.p.A. e passò dalla posizione di riservatario a quella di

concessionario del servizio elettrico.

Nell'opera di liberalizzazione del mercato, si decise il collocamento azionario di una prima tranche di

ENEL S.p.A. pari al 35,5% del capitale e di costringere ad una suddivisione della società in tante altre

quante sono le macro-attività che caratterizzano la filiera, cioè produzione, trasmissione, distribuzione

e vendita. L'intento era quello di rendere indipendenti le diverse aziende, in modo da evitare vantaggi

reciproci derivanti dall'appartenenza alla stessa proprietà, favorendo il passaggio al libero mercato.

7

Con la legge n. 481 del 14 novembre 1995 viene istituita l'Autorità per 1'Energia Elettrica ed il Gas

(AEEG), organo preposto alla regolamentazione e il controllo del mercato elettrico italiano.

Figura 1.2 – Assetto del mercato elettrico 1991-1999 [1]

Il recepimento della Direttiva comunitaria 92/96/CE nell’ordinamento giuridico italiano avviene con

l’approvazione del Decreto legislativo 76/99, meglio conosciuto come “Decreto Bersani”, il quale si

propone di liberalizzare e ristrutturare il mercato elettrico italiano. La liberalizzazione, cioè l’apertura

del mercato alla concorrenza, interessa le sole attività di produzione e vendita, mentre trasmissione e

dispacciamento sono riservate allo Stato ed attribuite in concessione al Gestore della Rete di

Trasmissione Nazionale (GRTN) e la distribuzione attribuita su concessione dal Ministero

dell’Industria Commercio ed Artigianato (MICA).

La ristrutturazione prevede invece: dal lato della domanda, la creazione di una distinzione fra clienti

“vincolati” e clienti “idonei” (destinata progressivamente a sparire): i primi non ammessi ad operare sul

libero mercato ma soggetti a tariffe regolamentate, i secondi (fra cui sono ricompresi i consorzi) liberi

di scegliersi sul mercato il proprio fornitore; dal lato dell’offerta: la disintegrazione verticale delle fasi

8

della filiera elettrica, precedentemente gestita dall’ENEL; la ristrutturazione orizzontale delle fasi di

produzione, trasmissione e distribuzione. la creazione di tre nuovi soggetti istituzionali cioè :

- Il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN ora GSE), concessionario delle attività di

trasmissione e dispacciamento, a cui è affidato il compito di provvedere alla gestione unificata della

rete di trasmissione nazionale, indipendentemente dalla proprietà della rete stessa, al fine di garantire la

sicurezza del sistema elettrico stesso e la parità di trattamento per tutti gli operatori elettrici.

- Il Gestore del Mercato Elettrico (GME), a cui è affidata la gestione economica del mercato elettrico

ovvero l’organizzazione del mercato stesso secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché

di concorrenza tra produttori, assicurando altresì la gestione economica di un’adeguata riserva di

potenza.

- L’Acquirente Unico (AU), società che stipula e gestisce contratti di fornitura al fine di garantire ai

clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica necessaria e la fornitura di

energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio nonché di parità del

trattamento, anche tariffario; l’organizzazione degli scambi sul mercato: con la previsione che ad esso

partecipino: produttori, distributori, clienti finali, clienti grossisti, clienti vincolati, clienti idonei, GME

ed AU; attraverso la creazione di una Borsa Elettrica.

Nel 1999, in linea con il processo di liberalizzazione, ENEL, oltre ad essere societarizzata e

privatizzata, inizia la predisposizione dei piani per la cessione al mercato di impianti di generazione per

circa 15.000 MW, come previsto dal Decreto Bersani.

Enel S.p.A. si scorpora costituendo cinque società separate:

- E.R.G.A. S.p.A.(Energie Rinnovabili Geotermiche ed Alternative S.p.A.),

- ENEL Distribuzione S.p.A. (per la distribuzione e vendita ai clienti vincolati),

- ENEL Trade S.p.A. (per la vendita di energia elettrica ai clienti idonei),

- S.O.G.I.N. S.p.A. (Società Gestione Impianti Nucleari per Azioni, per lo smaltimento delle centrali

elettronucleari dismesse, la chiusura del ciclo del combustibile e le attività connesse e conseguenti),

- T.E.R.N.A. S.p.A.(Trasmissione Elettricità Rete Nazionale S.p.A. per l’esercizio dei diritti di

proprietà della Rete di Trasmissione e per la manutenzione e sviluppo della rete di sua proprietà in base

alle decisioni in merito assunte dal Gestore della Rete).

9

Figura 1.3 – Assetto provvisorio del mercato elettrico 1999-2003 [1]

L’assetto previsto dal Decreto Bersani era ovviamente destinato ad essere modificato al fine di

risolvere le difficoltà che inevitabilmente si sarebbero presentate nell’attuazione di una

riorganizzazione di tale importanza e portata.

Con la L.n. 55/02 di conversione del cosiddetto “Decreto Sblocca Centrali”, per favorire la

liberalizzazione, si cerca di semplificare l’iter autorizzativo per la costruzione di centrali, i cui progetti

siano già approvati dal Ministero dell’Ambiente. Con questa norma si stabilisce che le centrali di

potenza superiore a 300 MW, dichiarate opere di utilità pubblica, siano soggette ad un'unica

approvazione del Ministero delle Attività Produttive, anziché ad approvazioni diverse da parte dei

singoli comuni interessati. I comuni devono essere comunque consultati durante l'iter, ridotto a 180

giorni, dopodichè l'autorizzazione del MAP è sufficiente per procedere alla costruzione della centrale.

Il 2003 è l’anno della Direttiva 2003/54/CE , che abrogando la Direttiva 96/92/CE, pone come

obiettivo agli Stati membri quello di realizzare un mercato dell’energia elettrica concorrenziale, sicuro

e dal punto di vista ambientale sostenibile. Sempre nel 2003, l’Italia resta al buio per ben due volte: il

10

27 giugno (non è stato un black out, ma una riduzione mirata dell’alimentazione) ed il 28 settembre;

viene quindi varato il Decreto Legge n. 239/03, il quale adotta disposizioni urgenti per la sicurezza del

sistema elettrico nazionale e per il recupero della potenza di energia elettrica. Il decreto infatti ammette

deroghe ai limiti delle temperature allo scarico in acqua disposti a tutela dell’ambiente dai D.Lgs. n.

152/99 e D.Lgs. n.258/00 (con l’eccezione di Venezia); e alle emissioni in atmosfera di biossido di

zolfo e azoto, particelle sospese (stabiliti in attuazione di ben quattro Direttive comunitarie) e di ossidi

d’azoto e particelle sospese (stabiliti in recepimento della Direttiva 1999/30/CE concernente i valori

limite della qualità dell’aria). Il decreto quindi, ammettendo anche l’utilizzo di combustibili non

ambientalizzati al posto dell’STZ, rimette in funzione impianti obsoleti ad olio non policombustibili e

non trasformabili a gas. Il decreto viene convertito in legge, la L.n. 290/03, la quale prevedeva inoltre

deleghe al Governo in materia di remunerazione della capacità produttiva di energia elettrica (capacity

payment ora D. lgs. n.379/03) e di espropriazione per pubblica utilità.

La riunificazione di proprietà e gestione della rete di trasmissione viene effettuata affinché il sistema

elettrico sia più efficiente, sicuro ed affidabile nonché per assicurare la terziaretà della rete stessa. La

riunificazione viene vista come necessaria per sviluppare la rete sia per risolvere il problema delle

congestioni sia per far fronte alle esigenze dettate dalla costruzione di nuovi impianti di generazione sia

nell’ottica del rafforzamento delle interconnessioni con l’estero.

Con la L.n. 239/2004 ovvero la “Legge Marzano”, si è inteso riordinare il sistema energetico italiano,

dando delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia. I contenuti

della legge sono i seguenti: rafforzamento della direzione Energia del MAP (Ministero delle Attività

Produttive), con la possibilità di nominare esperti e di procedere ad assunzioni nel prossimo triennio;

realizzazione di un piano di educazione e informazione sull'energia; riordino entro due anni della

normativa sull'energia (norma poi stralciata); riordino del rapporto Stato-Regioni e dei poteri

dell'AEEG; introduzione e rafforzamento delle norme in materia di autorizzazione unica per la

realizzazione e l'esercizio degli elettrodotti sulla Rete di Trasmissione e delle interconnessioni con

l'estero; delega per il trattamento e la gestione dei rifiuti radioattivi alla luce di quanto disposto da una

precedente legge (n. 368/03), con rafforzamento tra l'altro di alcuni compiti della So.g.i.n. (Società

gestione impianti nucleari, incaricata della dismissione degli ex impianti nucleari italiani e della

gestione dei rifiuti).

11

Figura 1.4 – Assetto definitivo del mercato elettrico 2004 [1]

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “La rivoluzione elettrica” (R. Lazzarin), Dario Flaccovio Editore, Palermo, settembre 2005

[2] “La liberalizzazione del mercato elettrico” (C. Lencioni), Tesi di Laurea, Università degli Studi

di Udine, 2004-2005

[3] “Il mercato elettrico dal monopolio alla concorrenza” (G.B. Zorzoli), Franco Muzzio Editore,

2005

[4] “Appunti del corso di economia dei servizi e delle reti” (Prof. L. Grilli)

12

CAPITOLO 2 – REGOLAMENTAZIONE AMBIENTALE ED EFFICIENZA ENERGETICA

2.1 IL MERCATO DELLE EMISSIONI: [3] [5]

Una qualsiasi impresa, operante in un qualsiasi settore, è soggetta ad esternalità negative. Tali

esternalità sono dovute all’impossibilità di un’impresa di operare in un contesto isolato in quanto

deve necessariamente interagire con l’ambiente in cui è inserita. Tale interazione è una delle cause

principali dell’inquinamento del nostro pianeta e si manifesta sotto diverse forme, come impatto

visivo, emissioni atmosferiche, consumo energetico, scarichi e prelievi idrici, rumore, inquinamento

del suolo. Gli effetti che si hanno sull’ambiente sono notevoli e gravosi sia per il benessere

collettivo dell’umanità sia per quello del pianeta stesso in cui viviamo. Si ha infatti un impatto

sull’ambiente naturale e costruito, come la contaminazione del suolo, l’inquinamento delle acque e

dell’atmosfera, il riscaldamento globale; oppure un impatto sulla salute, causa di mortalità o

morbilità; inoltre va considerata una complessiva riduzione del benessere causata da molestie

olfattive, rumore, impatto visivo, ecc... Pertanto, alle comunità o società situate vicino ad imprese

fortemente inquinanti devono essere riservati dei premi socio-ambientali che chiaramente devono

essere a carico dei soggetti inquinanti. Per i responsabili dell’impatto, tali costi difficilmente sono

significativi, in quanto non sono contabilizzabili e non possono essere inclusi nei prezzi di mercato,

non essendo visibili nel breve periodo. Pertanto, da un punto di vista collettivo,una buona politica

energetica dovrebbe prendere in considerazione sia i costi industriali sia i costi esterni socio-

ambientali. Ogni impresa quindi, si trova di fronte ad un compromesso: deve scegliere se

intraprendere una politica tesa a migliorare il suo rapporto con l’ambiente circostante, andando così

ad abbassare i costi socio-ambientali, a svantaggio di una crescita dei costi industriali; oppure

mantenere i costi industriali bassi e non investire in alcun modo nelle fonti rinnovabili, o in

tecnologie che riducono l’inquinamento, affrontando elevati costi socio-ambientali. Come si può

notare in figura 2.1, si può risolvere il problema cercando una soluzione di ottimo, un

compromesso, tra le due scelte possibili.

13

Figura 2.1 - Scelta del compromesso ottimale per contrastare i costi socio-ambientali. [5]

Per indurre le imprese a scegliere il livello di ottimo è necessario l’intervento di una

regolamentazione, poiché senza alcun intervento di questo tipo il soggetto che causa i costi esterni

non avrebbe incentivi “naturali” a ridurli. Il regolatore può operare in due direzioni: o definendo lo

Stato proprietario dell’ambiente (aria, acqua, ecc..) e progettando di conseguenza una tassa per unità

di prodotto (combustibile) o di emissione da imporre alle imprese; oppure definendo i produttori

proprietari dell’ambiente e progettare un sussidio per unità di emissione ridotta o di prodotto.

2.1.1 IL PROTOCOLLO DI KYOTO [1]

A partire dal vertice mondiale di Rio de Janeiro nel 1992 si fece strada la convinzione della

necessità di ridurre le emissioni di gas serra, la cui tendenza è invece quella di un aumento continuo

per i Paesi industrializzati che per i Paesi in via di sviluppo (nonostante i più bassi livelli di

partenza). Sembrò allora utile e fattibile chiedere ai Paesi industrializzati di portare le emissioni di

gas serra ai valori del 1990. E’ questa la base del Protocollo di Kyoto con il quale i Paesi firmatari

si impegnano a ridurre, per il periodo 2008-2012 (commitment period), il totale delle emissioni di

gas ad effetto serra almeno del 5% rispetto ai livelli del 1990 (baseline).

14

GAS SERRA

Biossido di carbonio (CO2)

Metano (CH4)

Protossido di azoto (N2O)

Idrofluorocarburi (HFC)

Perfluorocarburi (PFC)

Esafluoro di zolfo (SF6)

Tabella 2.1: Gas serra [1]

Figura 2.2: Strumenti per il raggiungimento degli obiettivi del protocollo di Kyoto. [1]

La rinuncia alla ratifica da parte degli USA, ufficialmente dichiarata dal Presidente Bush che ritiene

il sistema inutile e costoso (senza negare la gravità del problema e facendo intendere di volerlo

affrontare in termini unilaterali) mise in forse la possibile applicazione dell'accordo. La ratifica

(novembre 2004) da parte della Federazione Russa (responsabile del 17,6% delle emissioni) ha

consentito il raggiungimento della quota minima (occorreva la ratifica di almeno 54 Nazioni,

responsabili di almeno il 55% di emissioni di gas serra) per far partire il complesso meccanismo

previsto dal Protocollo.

Ad ogni paese corrisponde una diminuzione differente, In particolare, l'Unione Europea ha un

obiettivo di riduzione del 8%, nell'ambito del quale l'Italia si è impegnata a ridurre le emissioni del

15

6,5%. L'obiettivo italiano risulta ambizioso in funzione del fatto che l'Italia è caratterizzata da una

bassa intensità energetica ed, inoltre, dal 1990 ad oggi le emissioni italiane di gas serra sono

notevolmente aumentate. Per tale motivo lo sforzo reale richiesto per rispettare al 2008-2012 gli

obblighi previsti dal Protocollo di Kyoto è del 19 % circa; in termini assoluti ciò equivale ad una

riduzione delle emissioni di circa 93 milioni di Tonnellate di CO2 eq.

Per alcuni Paesi dell'Annesso I, non è prevista alcuna riduzione delle emissioni, ma solo una

stabilizzazione; ciò vale, ad esempio, per la Federazione Russa, la Nuova Zelanda e l'Ucraina.

Invece, rispetto al 1990, possono aumentare le loro emissioni fino all'1% la Norvegia, fino all'8%

l'Australia e fino al 10% l'Islanda. Nessun tipo di limitazione alle emissioni di gas-serra viene

previsto per i Paesi in via di sviluppo.

Il Protocollo di Kyoto prevede due tipi di strumenti per conseguire le riduzioni proposte:

- Politiche e misure - Le politiche e misure sono quegli interventi previsti dallo Stato attraverso

programmi attuativi specifici realizzati all'interno del territorio nazionale.

- Meccanismi flessibili - I meccanismi flessibili, invece, danno la possibilità di utilizzare a proprio

credito attività di riduzione delle emissioni effettuate al di fuori del territorio nazionale. Questo è

permesso considerando il fatto che i cambiamenti climatici sono un fenomeno globale ed ogni

riduzione delle emissioni di gas serra è efficace indipendentemente dal luogo del pianeta nel quale

viene realizzata.

Si distinguono tre tipi di meccanismi flessibili che ora andremo ad analizzare nel dettaglio:

International Emissions Trading (IET), Clean Development Mechanism (CDM) e Joint

Implementation (JI).

2.1.1.1 La direttiva 2003/87/CE “Emission Trading” [1]

La direttiva 2003/87/CE istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni di gas a effetto

serra nell'Unione Europea, al fine di promuovere la riduzione delle emissioni secondo criteri di

efficacia dei costi ed efficienza economica. Essa si rivolge ad attività ben definite nella dimensione

e nello sviluppo di gas serra, così come elencato nell'allegato I della direttiva stessa. Si tratta di

attività nel settore energetico di una certa taglia e di industrie particolarmente "energivore". II

sistema di limitazione introdotto e del tipo cap and trade. Questo significa che:

- viene definito in ciascun Paese un limite massimo assoluto complessivo per le emissioni (cap)

relative ad un determinate periodo (1'anno civile) attraverso 1'allocazione delle quote di emissione,

16

senza però imporre al singolo gestore degli impianti soggetti alla direttiva di rispettare un tetto di

emissioni individuale o di ridurre le emissioni di una determinata percentuale;

- ogni soggetto dovrà alla fine dell'anno restituire tante quote di emissione quante quelle

effettivamente verificate: se le emissioni reali sono inferiori a quelle assegnate all'inizio dell'anno, si

verifica un surplus di quote che potrà essere accantonato (qualora ne sia prevista la possibilità) o

venduto; se invece le emissioni reali sono superiori, si avrà un deficit di quote, che dovrà essere

coperto tramite 1'acquisto da chi ne dispone in eccesso, o si incorrerà in sanzioni. Si crea così un

mercato delle emissioni (trade).

Una riduzione di una certa entità nelle emissioni può presentare costi diversi in aziende diverse

(come anche in Paesi diversi). II soggetto che presenta un costo più basso può attuare un surplus di

riduzione che gli dà diritto a disporre di quote che potrà vendere a soggetti con costi più alti con la

convenienza da parte sia di acquirente che di venditore che del sistema economico nel suo

complesso.

La direttiva prevede un duplice obbligo per gli impianti da essa regolati: la necessita per operare di

possedere un permesso all'emissione in atmosfera di gas serra; 1'obbligo di rendere alla fine

dell'anno, un numero di quote (o diritti) d'emissione pari alle emissioni di gas serra rilasciate

durante 1'anno; i periodi in cui andranno definite le quote sono il triennio 2005-2007, che

rappresenta una sorta di periodo di training, e successivamente il periodo 2008-2012 (il

commitment period effettivo del Protocollo);

La direttiva dovrebbe coinvolgere inizialmente da 12.500 a 15.000 impianti in Europa, le cui

emissioni sono circa il 45-50% del totale UE. Sono esclusi dagli obblighi gli impianti o le parti di

impianto utilizzati per la ricerca, lo sviluppo e la sperimentazione di nuovi prodotti. Con un mercato

molto ampio come quello europeo, le caratteristiche tecnologiche degli impianti saranno piuttosto

diverse, con costi marginali di riduzione delle emissioni distribuiti su un range ampio di valori, tali

quindi da favorire gli scambi di quote. II prezzo delle quote di emissione sarà determinato

dall'intersezione fra la curva di domanda e di offerta, con l'obbiettivo di creare un mercato

concorrenziale.

I modelli adottati per simulare il comportamento del mercato prevedono un prezzo per i diritti di

emissione compreso fra i 7 € / tCO2eq ed i 40 € / tCO2eq (valore massimo di riferimento preso

come sanzione per gli inadempienti nel periodo 2005-2007).

17

2.1.1.2 Joint Implementation e Clean Development Mechanism [1]

II Protocollo di Kyoto, come precedentemente detto, ha introdotto dei meccanismi flessibili, per

rendere economicamente meno gravoso 1'impatto degli investimenti necessari per ottenere la

riduzione delle emissioni, agevolandone la realizzazione laddove è meno onerosa: Joint

Implementation (JI) e Clean Development Mechanism (CDM). II principio è il "baseline and

credit": viene stimato il livello di emissione relative ad uno scenario di riferimento (baseline),

rispetto al quale 1'intervento deve comportare una riduzione delle emissioni; le emissioni evitate

danno diritto a dei crediti (credit). Vediamo in sintesi come funzionano JI e CDM.

Joint Implementation

II JI permette alle imprese dei Paesi con vincoli di emissione di realizzare progetti che mirino alla

riduzione delle emissioni in altri Paesi con vincoli di emissione: si tratta di operazioni "a somma

zero", poiché le emissioni totali nei due Paesi rimangono le stesse. Le emissioni evitate rispetto allo

scenario di riferimento determinate, danno diritto a dei crediti, o ERU (Emission Reduction Units),

che possono essere utilizzati per 1'osservanza degli impegni di riduzione assegnati.

In sintesi:

- un'impresa pubblica o privata realizza il progetto in uno dei Paesi ammessi dal JI;

- le emissioni evitate danno diritto alle ERU, e contemporaneamente determinano la cancellazione

di una quantità di permessi di emissione nel Paese ospitante;

- i crediti ERU possono essere venduti sul mercato o accantonati.

Figura 2.3: Esempio di schema di progetto JI di un impresa italiana in Romania [5]

18

Non esistono limitazioni alle tipologie di intervento, se si eccettua il nucleare. Tipici progetti

riguardano la riconversione, la sostituzione o l’ammodernamento di impianti di produzione di

energia elettrica; costruzioni di impianti ad alta efficienza (ad esempio impianti a ciclo combinato);

interventi su impianti industriali per limitare le emissioni; interventi nel settore dei trasporti.

Clean Development Mechanism

II CDM non è molto diverso dal JI: la differenza essenziale sta soprattutto nella categoria di Paesi in

cui vengono effettuati gli interventi, che per il CDM sono Paesi in via di sviluppo, e quindi non

soggetti a vincoli di emissione. Il meccanismo quindi non solo contribuisce alla riduzione delle

emissioni, ma al contempo rappresenta, per il Paese nel quale avviene 1'investimento,

un'opportunità per disporre di tecnologie efficienti, di nuovi impianti e know-how e per aumentare

1'occupazione, variabili che possono rappresentare una spinta alla crescita economica, garantendo al

contempo uno sviluppo "sostenibile".

L'iter burocratico e più articolato rispetto al precedente meccanismo JI, poiché il fatto che il Paese

ospitante non sia soggetto a vincoli di emissioni comporta delle complicazioni per la possibilità di

verificare e gestire l’intervento.

I crediti ottenuti sono denominati CER (Certified Emission Reductions), e possono contribuire al

rispetto degli obblighi di riduzione delle emissioni nel periodo 2008-2012.

Per progetti di piccola taglia (small-scale projects) sono previsti degli iter di approvazione

semplificati: si tratta di progetti che riguardano fonti rinnovabili fino a 15 MW, attività di

miglioramento dell'efficienza che riducono i consumi fino a 15 GWh e altre attività che riducono le

emissioni e direttamente emettono meno di 15 ktCO2eq all'anno.

Figura 2.4: Esempio di schema di progetto CDM di un azienda italiana in un paese in via di sviluppo [5]

19

2.1.1.3 Direttiva “Linking” [1]

L'UE ha approvato il 27 ottobre 2004 la cosiddetta direttiva "linking", che apporta delle modifiche

alla direttiva 2003/87/CE per integrare il mercato europeo delle emissioni con i meccanismi

flessibili del Protocollo di Kyoto, permettendo e regolamentando l’utilizzo dei crediti di emissioni

generali da JI e CDM. Essa in sintesi stabilisce che:

- i crediti CER possono essere utilizzati a partire dal 2005, mentre i crediti ERU a partire dal 2008;

- ciascuno Stato dovrà stabilire per ciascun impianto la percentuale massima di utilizzo a partire dal

2008 di ciascuno dei due tipi di credito, secondo il principio per cui i meccanismi devono essere

supplementari rispetto all'azione nazionale, che dovrà essere basata su una politica strutturale di

riduzione delle emissioni di gas a effetto serra;

- 1'utilizzazione avverrà mediante il rilascio e 1'immediata restituzione di una quota, in cambio di

un credito CER o di un credito ERU. Ogni gestore di un impianto quindi, dovendo a fine anno

restituire un totale di quote pari alle emissioni effettivamente rilasciate in atmosfera, grazie al

credito di emissione ottenuto può emettere una quota in più rispetto a quelle assegnate a costo zero

a inizio anno.

Per evitare la doppia contabilizzazione non dovrebbero essere rilasciate CER e ERU per progetti

avviati in Paesi membri dell'UE -che sono gia regolati dalla direttiva "emission trading"-, a meno

che un ugual numero di quote sia cancellato dal registro dello Stato membro che ospita il progetto.

2.1.2 L'ITALIA: SCHEMA DI PIANO DI ASSEGNAZIONE NAZIONALE

Dopo la ratifica del Protocollo di Kyoto con la legge n. 120 del 1° giugno 2002, 1'Italia ha definito

la propria politica a livello di emissioni di gas a effetto serra con il "Piano nazionale per la riduzione

delle emissioni dei gas responsabili dell'effetto serra 2003-2010", approvato dal Comitato

Interministeriale per la Programmazione Economica (CIPE) nel dicembre del 2002 con la delibera

n. 123/2002, e sottoposto successivamente a revisione nel 2004. Secondo quanto previsto nella

suddivisione delle quote di riduzione delle emissioni nell'UE (il cosiddetto burden sharing) per

raggiungere un -8% complessivo, l'Italia si è impegnata per una riduzione del 6,5% rispetto ai livelli

del 1990, pari a 521 MtCO2eq. Per ottemperare agli obblighi in Italia dovranno quindi essere

rilasciate in media ogni anno non più di 487,1 MtCO2eq di emissioni di gas ad effetto serra.

20

EMISSIONI DI GAS AD EFFETTO SERRA (MtCO2eq)

1990 2000

DA USI DI FONTI ENERGETICHE 424,9 452,3

1. Industrie energetiche 147,4 160,8

- termoelettrico 124,9 140

- raffinazione 18,0 17,4

- altro 4,5 3,4

2. Industria manifatturiera e costruzioni 85,5 77,9

3. Trasporti 103,5 124,7

4. Civile (incluso terziario e Pubblica Amministrazione) 70,2 72,1

5. Agricoltura 9,0 9,0

6. Altro (fughe, militari, aziende di distribuzione) 9,3 7,8

DA ALTRE FONTI 96,1 94,5

1 . Processi industriali 35,9 33,9

2. Agricoltura 43,4 42,6

3. Rifiuti 13,7 14,2

4. Altro (solventi, fluorurati, bunkeraggi) 3,1 3,8TOTALE

521,0 546,8

Tabella 2.2: Emissioni di gas serra in Italia nei diversi settori (dati Delibera CIPE 123/2002)

Le emissioni di gas serra in Italia derivano per circa 1'80% dagli usi delle fonti energetiche. Il

raggiungimento degli obiettivi di Kyoto rappresenta per 1'Italia un impegno gravoso. Le emissioni

di gas serra dagli usi delle fonti energetiche presentano infatti un aumento tendenziale di quasi il

10% fra il 1990 ed il 2000; nello stesso periodo nell'UE si è verificato invece un aumento di appena

il 2% (ottimi risultati in Germania e Regno Unito).

Analizzando il livello di emissioni per abitante, si può notare però come 1'Italia abbia uno fra i

valori più bassi d'Europa. Ciò dipende dalla bassa intensità energetica che contraddistingue da

sempre il nostro Paese e rende più arduo ottenere una riduzione significativa; d'altra parte però, in

particolare nei settori residenziale e terziario, molto si può ancora fare per migliorare l’efficienza

energetica.

Bisogna inoltre sottolineare che nel nostro Paese non è presente la produzione di energia elettrica

nucleare: questa tecnologia non comporta emissioni di gas serra e quindi "favorisce" i Paesi che

1'adottano nello sforzo di riduzione delle stesse; d'altra parte però, le scorie radioattive che ne

derivano rappresentano un problema ambientale altrettanto grave, se non peggiore, per il quale non

vi è ancora nessuna soluzione soddisfacente.

II piano nazionale per la riduzione delle emissioni di gas serra, presentato nella Delibera CIPE del

2002 e nella sua successiva revisione del 2004, prevede due possibili scenari: uno scenario

tendenziale, in cui si considera il livello di emissione futuro in presenza della politica energetica e

21

delle misure atte a ridurre le emissioni in vigore alla data della elaborazione; uno scenario di

riferimento, che tiene conto di quelli che saranno gli interventi effettuati, molto probabili o già

programmati, e dell'influenza dei meccanismi flessibili JI e COM.

EMISSIONI DI GAS SERRA (MtCO2eq) 1990 2010 Kyoto 2010 Tend. 2010 Rif. DA USI DI FONTI ENERGETICHE: DELIB. CIPE 123/2002 416 389 476,6 437 48REVISIONE 2004 409 382 515 473 91DA ALTRE FONTI: DELIB. CIPE 123/2002 105 98 103,5 103 5REVISIONE 2004 99 93 93 97 4TOTALE:DELIB. CIPE 123/2002 521 487 580 540 53REVISIONE 2004 508 475 608 570 95

Tabella 2.3: Confronto fra l'obiettivo di Kyoto e gli scenari tendenziale e di riferimento (ENEA) [2]

Appare evidente osservando la tabella, che, pur considerando lo scenario di riferimento, sono

necessari ulteriori interventi per riuscire a raggiungere gli obiettivi fissati dal Protocollo di Kyoto

(la differenza è pari a 95 MtCO2eq rispetto allo scenario di riferimento). Secondo 1'elaborazione

effettuata dall'ENEA, con il miglioramento dell'efficienza energetica nel residenziale, 1'utilizzo

della microgenerazione distribuita e un ulteriore aumento della quota di energia elettrica prodotta da

fonti rinnovabili sarà possibile ottenere una riduzione delle emissioni fra 22,5 e 38,1 MtCO2eq

all'anno. La parte restante del gap sarà colmata con il ricorso ai meccanismi flessibili, visto che la

politica del governo prevede di utilizzare questa modalità nella misura massima (il 50% dello sforzo

di riduzione delle emissioni rispetto al tendenziale). Si tratta di una scelta interessante sotto il

profilo economico, che offre prospettive di sviluppo alle imprese nazionali, anche se deve essere

creata una politica strutturata di riduzioni delle emissioni per contrastare attivamente la tendenza

all'incremento degli ultimi anni.

Per ottemperare agli obblighi imposti dalla direttiva 2003/87/CE, il 15 luglio 2004 è stato presentato

il Piano Nazionale di Assegnazione (PNA) delle quote di emissione, riportato in tabella 2.4:

22

2005 2006 2007(MtCO2eq) (MtCO2eq) (MtCO2eq)

ATTIVITA' ENERGETICHE 159,44 158,75 158,471. termoelettrico (cogenerativo e non) 137,80 137,00 136,602. raffinazione (consumi diretti) 19,16 16,16 19,163. altri impianti di combustione 2,48 2,59 2,71compressione metanodotti 1,36 1,42 1,49teleriscaldamento 1,12 1,17 1,22PRODUZIONE E TRASFORMAZIONE MATERIALI FERROSI 28,86 29,12 29,39INDUSTRIA DEI PRODOTTI MINERALI 45,83 46,72 47,63cemento 29,44 30,00 30,57calce 2,98 3,04 3,10vetro 4,53 4,64 4,75prodotti ceramici 4,20 4,28 4,37laterizi 4,68 4,76 4,84ALTRE ATTIVITA' 5,83 5,98 6,10pasta per carta e catoni 5,83 5,98 6,15TOTALE 239,96 240,57 241,64

Tabella 2.4: Piano Nazionale di Assegnazione, quote assegnate per il triennio 2005-2007 per attività oggetto della Direttiva 2003/87/CE [3]

Il Governo Italiano ha ultimato gli adempimenti inerenti l’attuazione della Direttiva per il 2005-

2007, avendo definitivamente adottato il primo Piano Nazionale di Allocazione a metà marzo 2006.

Rispetto alle iniziali proposte del Governo (datate luglio 2004), la riduzione di quote apportata a

seguito della richiesta dell’Unione Europea (stimabile tra 25 e 30 milioni di tonnellate/anno)

rappresenta un grave onere per l’industria italiana. A causa di tali tagli, già per il primo triennio

l’Italia si trova, fortemente deficitaria di quote di emissione disponibili.

Sarebbe utile che piano per il secondo periodo non riproponga i problemi e le difficoltà riscontrati

per il primo perché questo si potrebbe tradurre, per le imprese italiane, in un vincolo alla loro

crescita sia in termini di capacità produttiva, sia in termini di competitività sui mercati

internazionali.

I settori interessati dalla Direttiva sono tra quelli più esposti ad una forte concorrenza

internazionale, che non possono assorbire, se non con un aumento di costi, gli effetti di politiche

che non tengono conto delle specificità settoriali. La struttura industriale del Paese non consente

margini di ulteriore miglioramento, dopo gli sviluppi avuti negli ultimi 15 anni, e ciò determinerà

un massiccio ricordo all’acquisto di quote di emissione e/o di crediti sul mercato europeo.

23

L’unica soluzione alternativa appare quella di diminuire i livelli di produzione, che però non solo

non è accettabile per il sistema industriale italiano, ma non risulta neppure in linea con la stessa

filosofia che anima la Direttiva Emission Trading.

Gli impegni per contenere le emissioni dei gas a effetto serra non possono, invece, prescindere

dall’esigenza di tutelare la competitività delle imprese italiano e il loro diritto a crescere. [6]

Nella tabella 2.5 è riportato il Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012 elaborato

ai sensi dell’articolo 8, comma 2 del D.lgs. 4 aprile 2006, n.216.

2008 2009 2010 2011 2012(MtCO2eq) (MtCO2eq) (MtCO2eq) (MtCO2eq) (MtCO2eq)

ATTIVITA' ENERGETICHE Termoelettrico (cogenerativo e non) 116,64 108,4 101,33 89,64 87,3Altri impianti di combustione: 14,52 14,52 14,52 14,52 14,521. Compressione metanodotti 0,88 0,88 0,88 0,88 0,882. Teleriscaldamento 0,23 0,23 0,23 0,23 0,233. Altro 13,41 13,41 13,41 13,41 13,41Raffinazione 20,06 20,06 20,06 20,06 20,06PRODUZIONE E TRASFORMAZIONE DEI METALLI FERROSI 15,76 15,76 15,76 15,76 15,76Ciclo integrato, sintetizzazione, cokeria 14,47 14,47 14,47 14,47 14,47Forno elettrico 1,29 1,29 1,29 1,29 1,29INDUSTRIA DEI PRODOTTI MINERALI 34,65 34,65 34,65 34,65 34,65Cemento 27,63 27,63 27,63 27,63 27,63Calce 3,07 3,07 3,07 3,07 3,07Prodotti ceramici e laterizi 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15ALTRE ATTIVITA' 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8Pasta per carta/ carta e cartoni 5,09 5,09 5,09 5,09 5,09TOTALE 206,72 198,74 191,41 179,72 177,38

Tabella 2.5: Piano Nazionale di Assegnazione, quote assegnate per il periodo 2008-2012 per attività oggetto della Direttiva 2003/87/CE [7]

Il PNA per il secondo periodo è attualmente in fase di approvazione, con la Deliberazione n.

010/2007 il Comitato Nazionale di Gestione e Attuazione della Direttiva 2003/87/CE , a seguito

della riunione del 2 aprile 2007, ha avviato la procedura istruttoria volta ad individuare gli impianti

di combustione caratterizzati da una potenza installata inferiore ai 20 MW termici, al fine di

acquisire le informazioni necessarie per avanzare richiesta alla Commissione Europea di escludere

questa tipologia di impianto dal campo d’applicazione del D.lgs. 4 aprile 2006, n.216.

24

2.2 IL MERCATO DELL’EFFICIENZA ENERGETICA

L'efficienza energetica è un indicatore energetico, che in un processo termodinamico o in una

trasformazione fisica, indica il rapporto fra 1'energia utile e 1'energia impiegata in ingresso.

Migliorare 1'efficienza energetica significa quindi sviluppare misure ed interventi per rendere

disponibile un livello di servizio uguale o superiore attraverso 1'utilizzo di una quantità inferiore di

energia, generando quindi un risparmio energetico.

In tal senso, il nuovo approccio che si sta adottando in Europa ed in Italia si caratterizza

principalmente per due aspetti:

- intervento nel settore residenziale con 1'introduzione della Certificazione Energetica degli edifici

(Direttiva europea 2002/91, che recepita nel 2006 dai Paesi membri), in modo che le prestazioni

energetiche del sistema edificio-impianto abbiano anche un diretto legame con il valore economico

dell'immobile o con l’importo dell'affitto;

- utilizzo di meccanismi di mercato per incentivare gli investimenti in efficienza energetica infatti

1° gennaio 2005 infatti è partito il mercato dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE), noti anche

come Certificati Bianchi.

2.2.1 I DECRETI 20 LUGLIO 2004 [3]

L'Italia è stato uno dei primi Paesi dell'Unione Europea (assieme al Regno Unito) ad introdurre un

meccanismo di mercato per la promozione dell'efficienza energetica: lo strumento definito dai

decreti 24 aprile 2001, non trova precedenti al mondo. Come sempre, però, una forte innovazione

legislativa, è seguita una mediocre attuazione e ci sono voluti più di tre anni e dei nuovi decreti di

aggiornamento (i decreti 20 luglio 2004, che non hanno pero introdotto modifiche strutturali) per

rendere il meccanismo operativo a tutti gli effetti. Vediamo in dettaglio cosa si propongono i decreti

20 luglio 2004 (si tratta di due decreti, uno per l’energia elettrica ed uno per il gas): essi fissano

l’obbligo per i distributori di energia elettrica e gas con bacini di utenza superiori ai 100.000 clienti

di effettuare interventi di installazione di tecnologie efficienti presso gli utenti finali, allo scopo di

raggiungere un prefissato risparmio di energia primaria. Obiettivo del Legislatore è quindi utilizzare

i distributori di energia e gas, sfruttando la loro presenza radicata sul territorio e la loro forza

economica, come veicolo per arrivare direttamente ad incidere sui consumi finali di energia. Lo

scopo è raggiungere nel 2009 un risparmio di energia complessivamente pari a 2,9 Mtep all'anno,

valore equivalente all'incremento annuo dei consumi nazionali di energia registrato nel periodo

1999-2001.

25

In linea di principio, sono ammissibili tutti gli interventi che comportino risparmio energetico,

anche se, in un'ottica di mercato saranno privilegiati gli interventi che per economie di scala,

ripetibilità, facilità di installazione, indici tecnico economici, si riveleranno migliori.

Le imprese distributrici per adempiere agli obblighi imposti dai decreti possono:

- intervenire direttamente;

- avvalersi di società controllate;

- acquistare Titoli di Efficienza Energetica (TEE) rilasciati alle società di servizi energetici (ESCO,

Energy Service COmpany), comprese le imprese artigiane e consorzi.

E’ inoltre previsto che i distributori recuperino parte dei costi sostenuti, che si sommano anche ai

mancati ricavi a causa delle minori quantità di energia distribuite, attraverso diverse modalità:

- recupero parziale attraverso le tariffe di distribuzione (definito dall'Autorità e pari a 100 € per

ciascun tep di energia primaria risparmiato);

- possibilità di accedere a finanziamenti regionali, nazionali, europei;

- possibilità di ottenere un contributo dall'utente finale;

- vendita dell'eventuale surplus di TEE.

Al contrario, un distributore inadempiente sarà sottoposto a sanzioni da parte dell'Autorità

(attualmente non è stata ancora definita né la modalità né l'entità di tali sanzioni).

2.2.2 TITOLI DI EFFICIENZA ENERGETICA (CERTIFICATI BIANCHI)

La Delibera 200/04 definisce anzitutto la "dimensione" dei progetti ammissibili, distinguendoli in 3

categorie, a seconda del metodo di valutazione utilizzato per calcolare il risparmio:

1. progetti standardizzati (dimensione minima del risparmio conseguito 25 tep/anno);

2. progetti analitici (almeno 100 tep/anno se titolari del progetto sono i distributori, 50 tep/anno se

eseguiti da altri soggetti);

3. progetti a consuntivo (almeno 200 tep/anno se titolari del progetto sono i distributori, 100

tep/anno se eseguiti da altri soggetti).

L'Autorità ha emanato delle apposite schede tecniche [4], in cui si elencano diverse tipologie di

intervento, alle quali si deve far riferimento per determinare il risparmio conseguito sia per i

progetti standardizzati che per quelli analitici. Per quanto riguarda invece i progetti a consuntivo

non esistono schede tecniche di riferimento: è il soggetto promotore che propone, al soggetto

responsabile delle attività di verifica e dei risparmi, un progetto e un programma di misura sulla

base del quale determinare il risparmio conseguito.

26

2.2.2.1 Tipologie di TEE [4]

Spetta all'Autorità (o a soggetti da essa delegati, tra cui ci possono essere Regioni e Province

autonome), per tutte le tipologie di progetto, la verifica e la certificazione dei risparmi conseguiti,

con 1'obbligo di conservare la documentazione attestante gli stessi, in vista di possibili controlli a

campione.

Spetta al Gestore del Mercato Elettrico emettere i TEE per un ammontare complessivo espresso in

tep, corrispondente al risparmio certificato. Naturalmente hanno diritto all’emissione dei TEE

unicamente i distributori di gas ed energia elettrica, che sono obbligati a raggiungere le quote di

risparmio assegnate dai Decreti 20 luglio 2004, e le ESCO: gli utenti finali per i quali si realizza

1'intervento godono del risparmio energetico, ma non partecipano attivamente al mercato

dell'efficienza energetica.

I TEE hanno una dimensione commerciale pari a 1 tep, e sono di tre tipologie:

- TEE di tipo I, attestanti risparmi di energia primaria relativi a interventi per la riduzione dei

consumi finali di energia elettrica;

- TEE di tipo II, attestanti risparmi di energia primaria relativi a interventi per la riduzione dei

consumi finali di gas naturale;

- TEE di tipo III, attestanti risparmi di energia primaria non rientranti nelle precedenti categorie.

Si prevede che il valore di ciascun TEE si collocherà fra i 150 € e i 200 €, secondo quanto e scritto

nei documenti di consultazione dell'Autorità. La compravendita dei TEE sarà regolamentata dal

GME in un apposito mercato a cui parteciperanno i distributori (che venderanno il surplus eventuale

di certificati o ne acquisteranno per coprire la propria quota di risparmio) e le ESCO (che

scambieranno i TEE o li venderanno ai distributori che ne necessitano), con la possibilità di

realizzare comunque contratti bilaterali.

II meccanismo introdotto in Italia e simile a quello che dal 2002 è in vigore nel Regno Unito, anche

se non si tratta di un vero e proprio mercato regolato di certificati. La flessibilità e assicurata dalla

possibilità di vendita del risparmio conseguito o di obbligazioni individuali.

Nel 2002 gli investimenti sono stati principalmente in isolamento termico (72%), illuminazione

(17%), e riscaldamento (7%).

In Francia è stato introdotto un meccanismo simile a quello italiano, lanciato nel 2005 per gas,

elettricità e calore, con l'ambizioso obbiettivo di ottenere un risparmio annuo di energia primaria di

18 TWh per dieci anni. E’ allo studio una direttiva europea per introdurre il sistema a livello

comunitario.

27

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Sostenibilità e cambiamenti climatici. Il protocollo di Kyoto e i suoi strumenti” (F.

Ranghieri), QGAP, 2005

[2] “La politica ambientale tra scelta e non scelta” (G. Borrelli, B. Di Giovanni), ENEA, Roma

2006

[3] “Le politiche e le misure del settore elettrico” (F. Gangale, N. M. Caminiti), ENEA, Roma

2005

[4] “Risparmio energetico e Certificati bianchi” (AEEG), Seminari Tecnici, Milano – Roma,

novembre 2005

[5] “Appunti del corso di economia dei servizi e delle reti” (Prof. L. Grilli)

[6] “Attuazione della direttiva di Emission Trading” (G. Coccia), aprile 2006

[7] “Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012” , Supplemento ordinario alla

Gazzetta Ufficiale, serie generale n. 36, 13-02-07

28

CAPITOLO 3 – MECCANISMI D’INCENTIVAZIONE DELLE FONTI RINNOVABILI

3.1 LE VECCHIE FORME DI INCENTIVAZIONE BASATE SUL CIP 6/92

La deliberazione CIP del 29 aprile 1992, n. 6, ha generato delle disposizioni in materia di energia

elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti convenzionali, rinnovabili ed assimilabili. La

delibera identifica tre classi di impianti:

1. alimentati da fonti rinnovabili: il sole, il vento, l’energia idraulica, le risorse geotermiche, le

maree, il moto ondoso, la trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici o di prodotti

vegetali;

2. alimentati da fonti assimilate a quelle rinnovabili: cogenerazione, impianti che utilizzano

calore di risulta, fumi di scarico, scarti di lavorazione e/o di processi, fonti fossili prodotte

esclusivamente da giacimenti minori isolati;

3. alimentati da fonti convenzionali: quelli per la sola produzione di energia elettrica che

utilizzano combustibili fossili ed altri impianti non rientranti nelle categorie precedenti.

Un impianto è considerato assimilabile agli impianti che utilizzano le fonti di energia rinnovabili

quando il suo indice energetico Ien è maggiore di un valore limite (0,51). Ien è definito come segue:

aE.

E

E

EIen

c

t

c

e

90

Ec = Energia immessa annualmente nell’impianto attraverso combustibili fossili

Et = Energia termica utile e prodotta annualmente dall’impianto

Ee = Energia elettrica utile prodotta annualmente dall’impianto al netto dell’energia assorbita dai

servizi ausiliari, sulla base del programma annuale di utilizzo.

Il provvedimento intendeva promuovere l’entrata in servizio di impianti di nuova realizzazione

alimentati da fonti rinnovabili, attraverso la remunerazione dell’energia ad un prezzo garantito. Per

impianti di nuova realizzazione si intendeva quelli la cui data di entrata in servizio era successiva al

29

30 gennaio 1991. Per tali impianti il prezzo di cessione dell’energia elettrica prodotta era

differenziato sia per tipologia di fonte sia a seconda che gli impianti mettessero a disposizione

l’intera potenza o una quota di potenza prefissata (impianti di tipo A) oppure cedessero solo le

eccedenze (impianti di tipo B).

La metodologia di formazione dei prezzi di cessione si basava sul concetto di costo evitato cioè il

mancato costo che l’ENEL avrebbe dovuto sostenere per la produzione dell’energia generata

dall’impianto privato. Il prezzo di cessione, era formato da due voci: la componente di costo evitato

ed una componente di incentivazione.

Figura 3.1: Formazione del prezzo di cessione

La componente di costo evitato risulta a sua volta composta da tre voci: il costo di impianto, il costo

di esercizio, manutenzione e spese generali connesse, il costo del combustibile.

La componente di incentivazione veniva aggiunta alla voce di costo evitato ma solamente per i

primi 8 anni di esercizio dell’impianto. La componente è commisurata al grado di competitività

tecnologica della singola tecnologia: per questo motivo assume valori diversi a seconda del tipo di

impianto secondo la classificazione seguente:

- idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW;

- impianti eolici e geotermici;

- impianti idroelettrici a serbatoio, a bacino, ad acqua fluente oltre 3MW;

- impianti fotovoltaici, a biomasse, a RSU nonché, previo accertamento, impianti equiparati;

- impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia;

- impianti che utilizzano combustibili fossili (idrocarburi o carbone) aventi Ien > 0,51;

- impianti idroelettrici potenziati.

30

3.2 LA SITUAZIONE ATTUALE: DAL CIP 6/92 AI CERTIFICATI

VERDI

Il Provvedimento CIP 6/92 generò una crescita rilevante dell’offerta di energia elettrica prodotta da

fonti rinnovabili. Tale Provvedimento però non era compatibile con quanto stava accadendo alla

fine degli anni ’90 in tutti i mercati energetici europei, dove si stava passando da una vecchia

struttura monopolistica ad uno scenario completamente opposto, una libera concorrenza tra

produttori privati al fine di rendere libero l’intero mercato europeo.

Come già anticipato nel primo capitolo, anche l’Italia, attraverso il Decreto Bersani del 16 marzo

1999, recependo la Direttiva Comunitaria 96/92, diede il via al processo di liberalizzazione del

settore dell’energia elettrica che ha comportato la disintegrazione verticale e la liberalizzazione e

regolamentazione del settore.

Il CIP 6/92 era fondamentalmente un Provvedimento ideato per un mercato di natura monopolistica,

basato ancora su incentivi statali, e non era affatto compatibile con una soluzione tesa invece al

libero mercato.

Per ovviare a tale problema, il Decreto Bersani cambiò la regolamentazione ambientale italiana,

adottando una soluzione di mercato, organizzando l’attuale sistema di incentivazione dell’energia

proveniente da fonti rinnovabili che prende il nome di Mercato dei Certificati Verdi.

L’incentivazione CIP 6/92 non è stata annullata dal decreto, essendo un diritto acquisito continuerà

a essere applicata secondo il suo regolamento sino al termine previsto per il programma. Nel

capitolo 5 verrà analizzato nel dettaglio il meccanismo CIP6 attraverso l’analisi storica e una

previsione di medio periodo (fino al 2015)

3.3 Il SISTEMA DEI CERTIFICATI VERDI

Il sistema di incentivazione della produzione di energia rinnovabile, introdotto dall’art. 11 del

decreto 79/99, sostituendo il vecchio criterio di incentivazione tariffaria noto come Cip 6/92,

impone agli importatori ed i soggetti responsabili di impianti che importano o producono energia

elettrica da fonti convenzionali, l’obbligo di immettere in rete, l’anno seguente, una quota di energia

prodotta da impianti da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 pari al 2%

dell’energia importata o prodotta l’anno precedente da fonti convenzionali eccedente i 100 GWh. A

partire dall'anno 2004 e fino al 2006, la quota d'obbligo è incrementata annualmente di 0,35 punti

percentuali (art. 4 comma 1 del D. Lgs. 387/2003). Gli incrementi della quota minima d'obbligo per

31

il triennio 2007-2009 e 2010-2012 verranno stabiliti con decreti emanati dal Ministero delle Attività

Produttive.

La produzione da fonti rinnovabili è attestata da titoli denominati “Certificati Verdi” (“CV”) che

vengono rilasciati dal Gestore dei Servizi Elettrici Spa (“GSE”) per i primi dodici anni di esercizio a

favore di quegli impianti che, in possesso dei requisiti, hanno ottenuto, sempre dal medesimo GSE,

la cosiddetta certificazione “IAFR” (Impianti a Fonti Rinnovabili). Ciascun CV ha oggi un valore

unitario di 50 MWh (La Legge n. 239 del 23/08/200 - Legge Marzano ha ridotto a 50 MWh la taglia

del “certificato verde”, che in precedenza era pari a 100 MWh) ed è valido, cioè può essere

venduto, per i tre anni consecutivi alla data del rilascio. La richiesta dei Certificati Verdi da parte

del proprietario dell’impianto può essere di due tipi:

richiesta a consuntivo: il titolare richiede al GSE l’emissione dei Certificati Verdi per la produzione

di energia elettrica qualificata relativa all’anno precedente.

richiesta a preventivo: il titolare richiede al Gestore l’emissione di Certificati Verdi relativi all’anno

in corso o per il successivo su un quantitativo di energia elettrica qualificata ancora da produrre, in

base ad una producibilità attesa.

Ogni CV emesso viene depositato sul “Conto Proprietà” aperto dal GSE a favore del produttore

IAFR nel sistema informatico creato appositamente dal medesimo GSE per il trasferimento dei CV

dai produttori ai soggetti tenuti all’obbligo. Le transazioni tra gli operatori avvengono attraverso

contratti bilaterali oppure sulla piattaforma telematica di negoziazione organizzata del Gestore del

Mercato Elettrico Spa (“GME”).

A decorrere dal 2003, entro il 31 marzo di ogni anno, i produttori e gli importatori da fonti

convenzionali consegnano al GSE i CV da loro acquistati (o prodotti dai propri impianti che hanno

ottenuto la certificazione IAFR) in modo da testimoniare l’avvenuto adempimento all’obbligo

dell’anno precedente. Il GSE procede, infine, all’annullamento di tali CV, trasferendoli dal “Conto

Proprietà” aperto a favore del produttore/importatore al “Conto Annullamento” del GSE.

3.3.1 IL MERCATO DEI CERTIFICATI VERDI

I Certificati Verdi possono essere scambiati, tra i soggetti obbligati a consegnarli e i soggetti titolati

a riceverli, dando così vita ad una vera forma di mercato caratterizzata da una domanda e da una

offerta; ciò può avvenire o su un apposito mercato, gestito dal Gestore del Mercato Elettrico,

oppure mediante contratti bilaterali tra i soggetti detentori di CV ed i soggetti all’obbligo.

32

I Certificati Verdi sono sempre emessi dal GSE della rete, però posso differenziarsi per la loro

provenienza. In particolare posso provenire o da impianti privati qualificati IAFR, o da impianti

ancora in regime CIP 6/92 entrati in funzione dopo il mese di aprile del 1999. In questo ultimo caso,

i Certificati emessi sono di proprietà del GSE.

Per quanto riguarda la formazione del prezzo dei Certificati provenienti da impianti IAFR, questa si

forma liberamente sul mercato gestito dal GME (Gestore mercato elettrico).

Per quanto riguarda, invece, i CV scambiati attraverso contratti bilaterali tra produttori IAFR e i

consumatori soggetti all’obbligo, sono altresì oggetto di libera contrattazione tra le parti.

Punto fondamentale per lo studio del meccanismo dei Certificati Verdi è capire nello specifico i veri

protagonisti di questo libero mercato, cioè chi rappresenta la domanda e chi l’offerta.

3.3.2 LA DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI

Come si è potuto già intuire dal paragrafo precedente, nel mercato dei Certificati Verdi la domanda

è costituita dall’obbligo per produttori ed importatori di immettere annualmente un quota di energia

prodotta da fonti rinnovabili pari al 2%, per l’anno 2004, con un incremento di 0,35 punti

percentuali per ogni anno fino al 2006, di quanto prodotto e/o importato da fonti convenzionali

nell’anno precedente, eccedente i 100 GWh.

Per quanto riguarda le importazioni di energia dall’estero, sono esenti dall’obbligo solo le

importazioni di energia rinnovabile che sono corredate dalla dichiarazione dell’operatore estero

dalla quale risultino la quantità di elettricità venduta e importata in Italia ed i dati identificativi degli

impianti di produzione.

I produttori e gli importatori di energia elettrica soggetti all’obbligo trasmettono al GSE, entro il 31

marzo di ogni anno, l’autocertificazione attestante le proprie importazioni e produzioni di energia

da fonti non rinnovabili. Ai fini della quantificazione del numero di CV necessari per

l’adempimento dell’obbligo, bisogna prendere il totale dell’energia risultante

dall’autocertificazione, moltiplicata per il valore della quota percentuale (2% più un incremento

annuo dello 0,35%) e divisa per 50 MWh, arrotondando all’unità con criterio commerciale.

3.3.3 L’OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI

L’offerta, è rappresentata dai Certificati Verdi emessi a favore degli operatori con impianti che

hanno ottenuto la qualifica IAFR (impianti a fonti rinnovabili) dal Gestore entrati in esercizio

successivamente al 1°aprile 1999 a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale

33

o parziale, riattivazione e degli impianti che operano in co-combustione entrati in esercizio dopo il

1° aprile 1999. Fanno parte dell’offerta anche i Certificati Verdi che il GSE stesso emette a proprio

favore a fronte dell’energia prodotta da impianti CIP 6, di cui parleremo più avanti.

Per fonti energetiche rinnovabili si intende: la fonte eolica, solare, geotermica, il moto ondoso,

l’idraulica, le biomasse, i gas di discarica, i gas residuati da processi di depurazione ed il biogas. In

particolare per biomasse si intende: la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti

dall’agricoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e

urbani.

La legislazione che regolamenta gli impianti IAFR è alquanto complessa ed in continua evoluzione.

Di seguito si presenta una veloce descrizione delle leggi che normalizzano il rifacimento o

potenziamento di vecchi impianti, in quanto queste opere influenzano notevolmente la quantità di

energia riconosciuta da fonti rinnovabili.

-potenziamento o ripotenziamento: è l’intervento tecnologico eseguito su un impianto entrato in

esercizio da almeno cinque anni, tale da consentire una producibilità aggiuntiva dell’impianto

medesimo (D.Lgs del 24 ottobre 2005). Tale producibilità aggiuntiva corrisponde all’energia da

considerare prodotta da fonti rinnovabili e quindi quantificata con l’emissione di CV, fatta

eccezione, come vedremo, per gli impianti idroelettrici.

-rifacimento totale: è l’intervento impiantistico-tecnologico eseguito 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

Le opere idrauliche e tutti i gruppi turbina-alternatore per gli impianti idroelettrici di

potenza nominale minore di 10 MW, entrati in esercizio da almeno 15 anni

Le opere idrauliche e tutti i gruppi turbina-alternatore per gli impianti idroelettrici di

potenza nominale uguale o superiore 10 MW, entrati in esercizio da almeno trenta anni

I pozzi di produzione e reiniezione, l’alternatore, la turbina ed il condensatore di tutti i

gruppi costituenti l’impianto per impianti geotermoelettrici, entrati in esercizio da almeno

quindici anni.

L’alternatore, il moltiplicatore, l’inverter e il mozzo su tutti gli aerogeneratori costituenti

l’impianto per gli impianti eolici, entrati in esercizio da almeno dieci anni.

Tutte le celle fotovoltaiche e l’inverter per gli impianti fotovoltaici,entrati in esercizio da

almeno quindici anni.

34

L’alternatore, la turbina, il generatore di vapore, il forno di combustione, le griglie ed il

gassificatore per gli impianti, ivi incluse le centrali ibride, utilizzanti rifiuti o biomasse,

entrati in esercizio da almeno dieci anni.

Le opere di presa, convogliamento e condizionamento del gas o biogas asservite

all’impianto, e tutti i gruppi motore-alternatore per gli impianti utilizzanti gas di

discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas, entrati in esercizio da

almeno dieci anni.

L’energia da immettere nel sistema elettrico nazionale ai sensi dell’articolo 11 del decreto

legislativo n. 79/99, e dell’articolo 4 del decreto legislativo n. 387/03, può essere prodotta da

impianti alimentati da fonti rinnovabili, ivi incluse le centrali ibride, entrati in esercizio, a seguito di

nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale, o riattivazione, in data successiva

al 1 aprile 1999, anche destinati, in tutto o in parte, all’autoproduzione, tenendo conto che:

1) La produzione di energia elettrica degli impianti riconosciuti e qualificati come rifacimenti

parziali di impianti idroelettrici dà diritto alla certificazione di una quota di produzione da fonti

rinnovabili.

La quota di produzione annua qualificata ai rifacimenti parziali degli impianti idroelettrici, espressa

in MWh, al generico anno i-esimo (i=1,.. .,8) dopo il rifacimento parziale dell'impianto, è data dalla

seguente formula:

Ecvi = (EAi – Es) + K * (f + g) * Es

I simboli indicati hanno il seguente significato:

• Ecvi è la produzione annua netta, del generico anno "i" dopo l'intervento di rifacimento

parziale,avente diritto ai certificati verdi, espressa in MWh;

• Es è la produzione netta di riferimento storica dell'impianto prima del rifacimento parziale,

espressa in MWh;

• EAi è la producibilità netta attesa dopo l'intervento di rifacimento parziale nell'anno

generico "i",espressa in MWh;

35

• K è il coefficiente che tiene conto del grado di utilizzazione relativo dell'impianto. Per

qualsiasi potenza nominale, i valori del coefficiente K, che tiene conto del grado di

utilizzazione relativo dell'impianto, si calcolano come segue:

se: 2000 ore Ns 6000 ore K = 4000 / Ns

se: Ns 6000 ore K = 0,67

se: Ns 2000 ore K = 2

Figura 3.2: andamento del coefficiente K

Ns rappresenta il numero di ore di utilizzazione di riferimento storico dell'impianto così

individuato:

PpEsNs

Dove Pp è la potenza nominale prima del rifacimento.

• f è il coefficiente che riconosce a forfait la sostituzione del gruppo turbina alternatore.

• g è il coefficiente di graduazione variabile in funzione del costo specifico "Cs"

dell'intervento di rifacimento parziale; Cs è il costo specifico dell'intervento espresso in

M€/MW (milioni di euro per MW) e si ottiene dividendo il costo totale dell'intervento sulla

Potenza nominale dopo il rifacimento (Pd).

La richiesta di rifacimento parziale comporta la non ammissibilità della richiesta di

riconoscimento di potenziamento nell'ambito dello stesso intervento.

36

Per qualsiasi potenza nominale i valori di f e g da adottare sono i seguenti :

- f = 0,2

- g può variare linearmente da g = 0 per Cs 0,4 M€/MW(milioni di euro per MW) sino

ad un massimo di g max 0,3 per Cs 1,0 M€/MW (milioni di euro per MW).

Figura 3.3: Andamento del coefficiente g.

E’ necessario,a questo punto,fare delle precisazioni in merito all'energia riconosciuta.

Il termine (EAi - Es) potrà assumere negli anni di magra anche valore negativo; in tal caso esso

assumerà convenzionalmente il valore nullo ai fini della contabilizzazione della produzione da

certificare.

Qualora si verifichi che la produzione effettiva dall'impianto nell'anno "i" sia minore della quota

riconosciuta al rifacimento,verrà riconosciuta al produttore solo l'energia effettivamente prodotta in

quell'anno.

2) La produzione di energia elettrica degli impianti riconosciuti e qualificati come rifacimenti

parziali di impianti geotermoelettrici dà diritto alla certificazione di una quota di produzione da

fonti rinnovabili.

La quota di produzione annua qualificata ai rifacimenti parziali degli impianti geotermoelettrici,

espressa in MWh, al generico anno i-esimo (i = 1,... ,8) dopo il rifacimento parziale dell'impianto, è

ricavabile dalla formula:

37

Ecvi = (EAi – Es) + V * Es

I simboli indicati hanno il seguente significato:

• Ecvi è la produzione annua netta, del generico anno "i" dopo l'intervento di rifacimento

parziale,avente diritto ai certificati verdi, espressa in MWh;

• Es è la produzione netta di riferimento storica dell'impianto prima del rifacimento parziale,

espressa in MWh;

• EAi è la producibilità netta attesa dopo l'intervento di rifacimento parziale nell'anno generico

"i",espressa in MWh;

• V è il coefficiente di graduazione variabile in funzione del costo specifico "Cs" dell'intervento

di rifacimento parziale; Cs è il costo specifico dell'intervento espresso in M€/MW (milioni di

euro per MW) e si ottiene dividendo il costo totale dell'intervento sulla Potenza nominale dopo

il rifacimento (Pd).

La richiesta di rifacimento parziale comporta la non ammissibilità della richiesta di riconoscimento

di potenziamento nell'ambito dello stesso intervento.

Per qualsiasi potenza nominale i valori di V sono calcolati come segue:

V varia linearmente da V = 0 per Cs = 0, sino ad un massimo di Vmax = 0,75 per Cs 1,5 M€/MW

(milioni di euro per MW), figura 3.4.

Figura 3.4: Andamento del coefficiente V.

38

3) Per i rifacimenti totali di impianti idroelettrici installati come parte integrante delle reti di

acquedotti la quota di energia elettrica ammessa al rilascio dei certificati verdi a seguito

dell’intervento è pari al 70% dell’energia elettrica prodotta.

4) Per gli impianti idroelettrici di pompaggio l’elettricità prodotta da fonte rinnovabile viene

calcolata detraendo alla produzione netta l’energia elettrica per il pompaggio

5) Per le centrali ibride la produzione di energia elettrica imputabile a fonti rinnovabili è calcolata

sottraendo alla produzione totale la parte ascrivibile alle altre fonti di energia nelle condizioni

effettive di esercizio dell’impianto,qualora quest’ultima sia superiore al 5 % del totale.

Il produttore che esercisce centrali ibride può chiedere al GSE che la produzione imputabile delle

medesime centrali abbia il diritto alla precedenza nel dispacciamento, nel rispetto dell’articolo 8 del

decreto legislativo del 29 dicembre 2003.

6) Per gli impianti alimentati a biomasse o rifiuti, questi impianti possono aver diritto ai Certificati

Verdi, oltre ai primi otto anni, ancora per ulteriori quattro anni, in misura corrispondente al 60%

della produzione di energia energetica annua netta realizzata in ciascuno dei predetti quattro anni.

Inoltre ha diritto ai CV la produzione di energia elettrica degli impianti alimentati dai rifiuti,

articolo 17 del Decreto legislativo n. 387, entrati in esercizio dopo il 15 febbraio 2004.

7) Gli impianti che producono energia mediante conversione fotovoltaica,secondo l’articolo 7 del

decreto legislativo del 29 dicembre 2003, possono usufruire di incentivi statali o possono utilizzare i

certificati Verdi attribuiti al GSE.

8) Per l’energia elettrica prodotta da impianti che utilizzano l’idrogeno o da impianti statici,vale a

dire da celle a combustibile, hanno diritto ai Certificati Verdi solo gli impianti entrati in esercizio in

data successiva al 28 settembre 2004. Per il calcolo della quantità di energia, invece, si considera la

produzione totale sottraendole la parte ascrivibile alle altre fonti energetiche nelle condizioni

effettive di esercizio dell’impianto, qualora quest’ultima sia superiore al 5% del totale.

9) Per gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento la situazione è più complicata.

Un impianto di cogenerazione abbinato al teleriscaldamento è un sistema integrato,costituito dalle

sezioni di un impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore che rispettano i criteri

definiti dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), e da una rete di teleriscaldamento per

la distribuzione del calore, cogenerato dall’impianto di cogenerazione medesimo, ad una pluralità di

39

edifici o ambienti per diversi impieghi. Ha diritto ai CV l’energia prodotta da questa tipologia di

impianti entrati in esercizio, a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o

parziale o la realizzazione di una nuova rete con centrale esistente, in data successiva al 28

settembre 2004. Per la quantità di energia avente diritto ai certificati verdi bisogna distinguere se si

tratta di impianti di nuova produzione, di potenziamento, e sul quantitativo di energia termica

prodotta; i calcoli, comunque, vengono sempre fatti sulla sola produzione di energia in assetto

cogenerativo e non su quella in puro assetto elettrico.

- Nel caso di impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento di nuova costruzione, nonché

di rifacimento totale o parziale dei medesimi impianti, la quantità di energia che ha diritto ai CV

viene calcolata,per ciascuna sezione che compone l’impianto di cogenerazione abbinato al

teleriscaldamento,come segue:

Ecv = H * C + T

• Ecv è la quantità di energia elettrica, espressa in MWh, che ha diritto ai CV

• H è la quota di energia termica, espressa in MWh, effettivamente utilizzata per il

teleriscaldamento

• C è un indice che dipende dalla tipologia costruttiva dell’impianto.

Tipo di sezione Indice C

Ciclo combinato con recupero di calore 0,95

Termico a vapore con turbina a contropressione 0,45

Termico a vapore con turbina a condensazione 0,45

Turbina a gas con recupero di calore 0,55

Motore a combustione interna 0,75

Tabella 3.1: Valori dell’indice C

• T è un indice che dipende dal tipo di intervento.

40

Tipo di intervento Indice T

Impianto di nuova costruzione 1

Rifacimento totale 1

Rifacimento parziale 0,7

Realizzazione di una nuova rete 0,3

Tabella 3.2: Valori dell’indice T

-Per impianti le cui produzioni nette annue di energia elettrica Ee risultino inferiori al prodotto tra

l’energia termica utile Et e l’indice C, la quantità di energia elettrica che ha diritto ai CV è calcolata

come segue:

Ecv = Ee * (H / Et) * T

-Nel caso di potenziamento dell’impianto la quantità di energia viene calcolata per ogni singola

sezione,come segue:

Ecv = H * C * 0.70

• H è il contributo espresso in MWh, di ciascuna sezione che compone l’impianto, alla

producibilità aggiuntiva. Nel caso di potenziamento, il rilascio di CV è cumulabile con i

benefici previsti a seguito dell’intervento di rifacimento parziale; mentre non è

cumulabile coi benefici previsti per un impianto di cogenerazione abbinato al

teleriscaldamento di nuova costruzione o a seguito degli interventi di rifacimento totale.

-Per le sezioni di impianto le cui produzioni nette annue di energia elettrica Ee, risultino inferiori al

prodotto tra l’energia termica utile Et e l’indice C, la quantità di energia elettrica che ha diritto ai

CV è calcolata come segue:

Ecv = Ee * ( H / Et) * 0.70

-Non possono essere riconosciuti Certificati Verdi alla quota di energia termica effettivamente

utilizzata per il teleriscaldamento, prodotta da impianti di cogenerazione abbinati al

teleriscaldamento alimentati da biomasse e da rifiuti ammessi a beneficare del regime riservato alle

fonti rinnovabili,in quanto l’energia elettrica prodotta da questi impianti beneficia già dei CV.

41

10) La produzione di energia elettrica da impianti alimentati da biodiesel che abbia ottenuto

l'esenzione ai sensi dell'articolo 21 della legge 23 dicembre 2000, n. 388, o da altro provvedimento

di analogo contenuto, non può ottenere i certificati verdi. (decreto legislativo del 29 dicembre 2003)

11) I soggetti che importano energia elettrica da Stati membri dell'Unione europea, possono

richiedere al GSE, relativamente alla quota di elettricità importata prodotta da fonti rinnovabili,

l'esenzione dal medesimo obbligo. In caso di importazione di elettricità da Paesi terzi, l'esenzione

dal medesimo obbligo, è subordinata alla stipula di un accordo tra il Ministero delle Attività

Produttive e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e i competenti Ministeri dello

Stato estero da cui l'elettricità viene importata, che prevede che l'elettricità importata prodotta da

fonti rinnovabili sia garantita come tale con le medesime modalità vigenti in Italia. I certificati verdi

possono essere rilasciati esclusivamente alla produzione di elettricità da impianti provenienti da

Paesi che adottino strumenti di promozione ed incentivazione delle fonti rinnovabili analoghi a

quelli vigenti in Italia e riconoscano la stessa possibilità ad impianti ubicati sul territorio italiano,

sulla base di accordi stipulati ancora tra il Ministero delle attività produttive e il Ministero

dell'ambiente e della tutela del territorio e i competenti Ministeri del Paese estero da cui l'elettricità

da fonti rinnovabili viene importata. L’unico paese col quale c’era un accordo che permetteva un

libero scambio di CV con l’Italia, era l’Albania. Attualmente tale accordo risulta scaduto ed il

mercato dei CV risulta ristretto solo dentro i confini nazionali.

3.3.4 IL MECCANISMO DEI CERTIFICATI VERDI

Gli impianti soggetti all’obbligo di immettere in rete energia proveniente da fonti rinnovabili

mediante il meccanismo dei Certificati Verdi, possono soddisfare tale obbligo mediante tre opzioni:

1) acquisto di certificati verdi

2) messa in servizio di nuovi impianti propri ad energia rinnovabile, in maniera tale da

autoprodurre il numero di CV necessari

3) importazione di nuova energia rinnovabile proveniente da paesi che adottano analoghi strumenti

di incentivo su basi di reciprocità.

Il periodo per soddisfare tale quota è annuale, i CV potranno essere scambiati tra i soggetti

obbligati a consegnarli al GSE e i soggetti titolati a riceverli dal GSE in quanto produttori di

elettricità da fonti rinnovabili. Chi non soddisfa l’obbligo entro il 31 marzo dell’anno successivo

ha ancora 30 giorni per acquistare o i certificati in esubero dall’anno precedente o emessi dal

42

Gestore. Per chi non si mette in regola è prevista una diffida ed una limitazione alla partecipazione

al mercato.

I CV rilasciati dal GSE per la produzione di un dato anno possono essere usati per ottemperare

l’obbligo relativo anche ai successivi due anni, la validità di un Certificato Verde è quindi di 3 anni,

e il periodo di incentivazione è relativo ai dodici anni successivi all’avviamento e collaudo degli

impianti.

Figura 3.5: Meccanismo dei Certificati Verdi

3.3.4.1 Il ruolo del GSE e del GME

IL GSE:

Come si è potuto notare, nel complesso meccanismo dei Certificati Verdi, il GSE occupa un ruolo

fondamentale. Innanzitutto, esso deve compiere una continua opera di verifica, sia nei riguardi delle

autocertificazioni consegnate dagli impianti soggetti all’obbligo ogni 31 marzo di ogni anno, sia nei

confronti degli impianti qualificati IAFR, per garantire che effettivamente l’energia dichiarata

provenga da fonti rinnovabili. Ogni Certificato Verde, viene emesso dal GSE entro trenta giorni

dalla richiesta di emissione, su comunicazione del produttore relativamente alla produzione netta

dell’anno precedente avente diritto ai CV, corredata da una copia della dichiarazione di produzione

di energia elettrica presentata all’Ufficio Tecnico di Finanza. Differiscono, da questo ultima

caratteristica, solo gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, in quanto i CV

vengono emessi entro sessanta giorni.

43

Il gestore dei servizi elettrici assicura la precedenza all'energia elettrica prodotta da impianti che

utilizzano, nell'ordine, fonti energetiche rinnovabili, sistemi di cogenerazione, sulla base di specifici

criteri definiti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, e fonti nazionali di energia combustibile

primaria, queste ultime per una quota massima annuale non superiore al quindici per cento di tutta

l'energia primaria necessaria per generare l'energia elettrica consumata.

Inoltre, l’Art. 5, comma 9, del Decreto legge del 24 ottobre 2005, dispone che il GRTN (ora GSE)

sarà tenuto ad acquistare i CV in eccesso,a partire dal 2007, se tale eccesso sarà causato da un

mancato adeguamento dell’obbligo agli obiettivi indicativi nazionali di energia elettrica da fonti

rinnovabili. La norma è stata introdotta in quanto è prevedibile a breve una maggiore produzione di

CV rispetto alla domanda, con il rischio quindi di un ribasso del valore dei CV. Questo è dovuto al

fatto che non è stata ancora decisa la percentuale d’obbligo da imporre all’energia proveniente da

fonti non rinnovabili per il triennio 2007-2010. Nel 2006 l’obbligo è dello 3,05%, come già spiegato

in precedenza,e in assenza di leggi si avrà la stessa percentuale anche per gli anni

successivi,portando così ad una offerta di CV superiore alla domanda con un conseguente

svalutazione del valore dei CV.

Il GME:

Il GME (gestore mercato elettrico) organizza e gestisce il mercato dei CV. Possono partecipare al

mercato come acquirenti o venditori, il GSE, i produttori nazionali ed esteri,gli importatori di

energia elettrica,i clienti grossisti e le formazioni associative (associazioni di consumatori e

utenti,ambientaliste e sindacati) previa domanda al GME e ottenimento della qualifica di operatore

di mercato.

Il mercato dei CV organizzato e gestito dal GME garantisce:

- liquidità: il GSE offrirà i CV emessi a proprio favore sul mercato organizzato.

- trasparenza: i prezzi che si formeranno sul mercato saranno pubblici e accessibili a tutti.

44

- sicurezza: I venditori sono garantiti dal deposito in conto prezzo versato dagli acquirenti. Gli

acquirenti sono garantiti dall’accesso dal GME al registro dei CV tenuto dal GSE.

Per essere ammessi al mercato bisogna:

- Presentare una Domanda di ammissione al GME.

- Sottoscrivere un Contratto di adesione.

Con il provvedimento di ammissione, è riconosciuta al soggetto richiedente la qualifica di

operatore. Il GME possiede e gestisce un apposito “Elenco degli operatori ammessi al mercato”.

3.4 IL MECCANISMO DEL “CONTO ENERGIA”

La regolazione dell’energia verde è stata completata con l’approvazione del Decreto Ministeriale

28 luglio 2005 criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti

fotovoltaici in attuazione del DLgs 387/ sul principio del conto energia. Con un obiettivo di

300MW al 2015, il decreto stabilisce modalità e tariffe per i primi 100 MW di impianti realizzati.

L’incentivazione prevista si accompagna alla valorizzazione dell’energia elettrica, diversa a

seconda della taglia d’impianto. In particolare:

– per impianti di potenza inferiore a 20 kW la componete incentivante è fissata a 44,5

c€/kWh, e ad essi sarà abbinata la formule dello “scambio sul posto”;

45

– per gli impianti di taglia compresa tra 20 kW e 50 kW, la componente incentivante è fissata

a 46 c€/kWh;

– per gli impianti di taglia compresa tra 50 kW e 1000 kW, la componente incentivante è

fissata a 49 c€/kWh.

Il valore dell’energia elettrica sarà dato dai livelli stabiliti nella delibera 34/05 per la regolazione

degli impianti rinnovabili, pari a circa 9,5 c€/kWh per gli impianti di taglia compresa tra 20 e 50

kW e di 8,5 c€/kWh per quelli di taglia compresa tra 50 e 1000 kW. Per la categoria d’impianto più

grande, alla quale sono stati riservati 40 dei 100 MW incentivati, è stato previsto un meccanismo di

aste al ribasso sul livello d’incentivazione per aggiudicarsi un posto in graduatoria, ed una

fideiussione di 1500 €/kW per garantire il rispetto dei tempi massimi di entrata in esercizio

dell’impianto (30 mesi). Per tutte le categorie d’impianto è prevista una riduzione del 2% anno sulla

tariffa di incentivazione a partire dal 2007. L’impatto in termini di costi complessivi per il sistema

elettrico è stimabile in circa 45- 50 M€ anno a completamento dei primi 100 MW di impianti,

presumibilmente entro il 2009, e a circa 120-130 M€ una volta realizzato l’obiettivo nazionale al

2015. Le risorse sono recuperate tramite la componente A3 della tariffa elettrica. Le incentivazioni

al fotovoltaico non sono sommabili a certificati verdi o certificati di efficienza energetica, sono

inoltre escluse nel caso si sia percepita un’incentivazione in conto capitale superiore al 20% dal

precedente programma dei 10.000 tetti fotovoltaici.

3.5 ALTRI SISTEMI DI INCENTIVAZIONE EUROPEI

Per quanto riguarda il sistema europeo invece, si è scelta una soluzione simile a quella italiana,

dando vita ad un mercato di certificati detti RECS, Renewable Energy Certificate System, che però

differisce dal nostro sistema in quanto è solo su base volontaria e non obbligatoria. Per tale motivo i

due meccanismi non sono compatibili.

Di notevole interesse, invece, sia per quanto riguarda la tipologia di meccanismo che per i risultati

ottenuti, è la soluzione adottata in Inghilterra che ora esamineremo più approfonditamente.

3.5.1 IL MECCANISMO DI CERTIFICATO VERDI IN GRAN BRETAGNA

In Gran Bretagna si sta sperimentando un meccanismo di incentivazione delle energie rinnovabili

fondato sui CV. Il sistema inglese è caratterizzato da un rafforzamento delle componenti di mercato

46

per la definizione del prezzo del CV, dalla chiarezza nel tempo di definizione della domanda ed

offerta dei CV.

L’obbligo è imposto sulle società di distribuzione ed è progressivo dal 4% del 2002 al 10% del

2010, percentuale che corrisponde al target indicativo della direttiva europea 77/2001. La bassa

quota di generazione al 2002 permette di potere rilasciare CV a tutti gli impianti rinnovabili anche

quelli entrati in funzione in passato. Tuttavia per non diluire l’offerta vengono esclusi

dall’emissione di CV gli impianti idroelettrici di potenza superiore ai 20 MW, gli impianti di

combustione di rifiuti non classificabili come biomassa e, dal 2006-2011 gli impianti a co-

combustione anche a biomassa. Non solo tali tecnologie sono escluse ma devono pagare l’obbligo

dei Certificati Verdi che tuttavia non è imposto sulla produzione ma sulla distribuzione. Un simile

disegno permette di allargare la base sulla quale viene imposto l’obbligo.

Aspetto molto importante è che, facilitati dall’imposizione dell’obbligo sulla distribuzione anziché

sulla produzione, in Gran Bretagna, previa autorizzazione della Commissione Europea, a cui tutto lo

schema di incentivazione è stato sottoposto a revisione, l’energia d’importazione anche se

certificata come rinnovabile non viene esentata dall’obbligo.

Per ovviare all’inconveniente di identificare il prezzo dei CV con il valore della sanzione, in Gran

Bretagna i proventi della sanzione dei soggetti non ottemperanti sono distribuiti ai soggetti che

hanno soddisfatto il loro obbligo. Questo modello ha il rischio di essere potenzialmente messo a

rischio da comportamenti mono-oligopolistici di grandi società, ma offre due vantaggi, peraltro

molto utili al caso italiano:

- mantenere il prezzo della sanzione ad un livello relativamente basso e quindi non temere di

imporre degli obiettivi troppo ambiziosi

- fare sì che il prezzo del CV non sia identificato con quello della sanzione ma fortemente

influenzato dalla domanda e dall’offerta.

È infatti chiaro che meno impianti si riesce a costruire, più valore hanno i certificati che nel prezzo

di vendita comprendono i rimborsi provenienti dalla sanzione pagata dagli altri operatori.

I CV provenienti dal precedente schema di incentivazione,il NFFO, sono piazzati sul mercato

tramite asta e non a prezzo fisso.

47

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Incentivazione delle fonti rinnovabili” (R. Lazzarin, F. Busato)

tratto da “La rivoluzione elettrica” (R. Lazzarin), Dario Flaccovio Editore, Palermo

settembre 2005 pag. 123-127

[2] “La politica ambientale tra scelta e non scelta” (G. Borrelli, B. Di Giovanni), ENEA,

Roma 2006

[3] “Green Pricing. Un prezzo speciale per l'energia elettrica verde” (V. Brandi), ENEA,

Roma 2005

[4] “Studio previsionale dell’andamento del mercato dei certificati verdi” (F. Ratti), Tesi di

Laurea, Politecnico di Milano, 2005/2006

[5] Informazioni di carattere generale sui sistemi d’incentivazione delle fonti rinnovabili

pubblicati dal GSE (disponibili sul sito internet www.gsel.it)

48

49

CAPITOLO 4 - LE FONTI RINNOVABILI IN ITALIA

4.1. QUADRO GENERALE

Le fonti rinnovabili vanno via via assumendo un ruolo sempre più rilevante all’interno della

produzione di energia elettrica. In questo capitolo verranno presentate le diverse tipologie di

impianto divise per fonte, allo scopo di valutarne le prospettive di sviluppo all’interno del parco

produttivo italiano, al fine di completare l’introduzione allo studio che questa tesi si prefigge.

La generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia si è sviluppata molto lentamente

negli ultimi decenni, soprattutto come risposta di tipo tecnico a problemi generalmente legati alla

alimentazione di carichi isolati.

Gli incentivi CIP 6-92 nel vecchio contesto monopolistico di Azienda verticalmente integrata

rientravano in una logica di recupero dei costi, ma con il decreto n. 79/99, che ha segnato l’inizio

del processo di liberalizzazione del settore elettrico in Italia, arriva l’obbligo di produrre energia da

nuove fonti rinnovabili, inizialmente pari al 2% dell'energia prodotta da fonte fossile, a fronte di una

forma di incentivazione sottoposta a regole di mercato: i Certificati Verdi (CV). A seguito di questo

nuovo approccio al problema si è assistito ad uno sviluppo che, soprattutto per la produzione da

fonte eolica, è stato particolarmente rilevante in particolare alla luce dei dati 2006.

La Direttiva Europea 2001/77/CE sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti

energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità ha fissato gli obiettivi di consumo di

energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili che ciascuno Stato Membro si impegna a raggiungere

entro il 2010. Tale Direttiva è stata recepita dal Governo Italiano con il Decreto Legislativo n. 387

del 29 dicembre 2003; con tale decreto il nostro paese si è impegnato a raggiungere entro la data

stabilita un consumo di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili pari al 22,1% del consumo

interno lordo. Per ottenere tale risultato la quota soggetta all'obbligo di produzione da nuove fonti

rinnovabili è stata incrementata annualmente, ma come verrà chiarito nei capitoli seguenti è

realisticamente impensabile che l’Italia riesca a tener fede a quanto dichiarato. [3]

4.2. ENERGIA IDROELETTRICA

In Italia l’idroelettrico costituisce la più importante risorsa rinnovabile, rappresentando il 24% della

potenza efficiente lorda installata e fornendo il 14% della produzione elettrica lorda complessiva.

La produzione idroelettrica, che si concentra nelle regioni settentrionali e in particolare in

Lombardia, Piemonte e Trentino, costituisce inoltre il maggior contributo nazionale (75%) alla

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. [4]

4.2.1 ASPETTI TEORICI

L’energia idroelettrica è ottenibile attraverso opportune trasformazioni dall’energia potenziale

dell’acqua. Il potenziale energetico dell’unità di volume dell’acqua è tanto maggiore quanto

maggiore è l’altezza a cui il volume si trova; ai fini della trasformazione energetica quello che

interessa è il salto (tra il punto di presa e quello scarico) e la portata che possono essere sfruttati .

L’energia potenziale viene trasformata in energia di pressione, possibilmente sulla verticale del

punto di presa e, mediante una macchina idraulica (turbina) viene poi trasformata in energia

meccanica. L’energia meccanica viene poi trasformata in energia elettrica accoppiando alla turbina

idraulica un alternatore.

Salto e portata permettono di stimare la potenzialità della risorsa, in generale, indicando con:

Qv: portata d’acqua fluente [l/s]

Hg: salto geodetico [m]

: densità dell’acqua [kg/l]

g: accelerazione di gravità [m/s2]

la potenza teoricamente sfruttabile è data da:

][1000

kWHgQ

Pgv

g

se non si recupera l’energia tra l’uscita della macchina e il bacino di scarico , turbine ad azione tipo

Pelton , la potenza teoricamente sfruttabile diviene quella fornita dal salto motore totale (Ht):

50

][1000

kWHgQ

P tv

t

Per addurre acqua alla turbina si utilizza una condotta forzata nella quale si origineranno perdite

fluidodinamiche sia distribuite che concentrate dette comunemente perdite di condotta le quali sono

assimilabili ad un’aliquota persa rispetto al salto motore totale espressa in metri al chilometro e

tabulata nei manuali tecnici in funzione della portata e del diametro di condotta .

Dalla perdita di condotta si risale al rendimento di condotta con la seguente :

1000

1000c

da cui si risale alla potenza disponibile all’ingresso della turbina :

][1000

kWHgQ

P ctv

d

Anche nella macchina si possono avere delle perdite le quali si possono suddividere in:

volumetriche (non tutta la portata attraversa utilmente la macchina v ) e interne (dovute agli attriti

fluidodinamici i e dovute alle perdite nel trasferimento di energia dalla macchina all’utilizzatore

m ). Quindi ponendo:

mivt

ctg

si ha che la potenza meccanica resa all’albero del generatore dalla turbina idraulica sarà data da :

][1000

kWHgQ

Pgtv

u

Per misurare la portata di un piccolo corso d’acqua si potrebbe usare il metodo dello “stramazzo”,

cioè la realizzazione di una piccola paratoia di sezione nota e mediante relazioni sulla geometria del

51

sistema risalire alla portata; così facendo però si riesce a misurare solo la portata istantanea del

corso d’acqua e non si ottiene un accurato diagramma medio annuo delle portate .

Per risalire a tale diagramma occorre ottenere dall’Istituto Mareografico, o da altro ente, i dati

statistici sull’altezza media delle precipitazioni mensili nella zona di interesse .

Con questi, conoscendo la superficie sulla verticale del bacino imbrifero del torrente e il rendimento

idrologico, si determina in modo abbastanza semplice la portata media d’acqua fluente del torrente

con la seguente:

][log

s

l

T

VAQ

sorgentimeteoricoicoidro

t

dove:

][lShA imbriferommeteorico : è l’apporto meteorico dovuto alle precipitazioni

è le portata relativa al contributo attivo delle sorgenti o risorgive nel bacino imbrifero del torrente

Ricordando che :

][...s

lQQQ VMDtv

dove QDMV è la portata non intercettabile affinché sia garantito il minimo decorso vitale al torrente,

fissata dalla legge Galli del 1994.

4.2.2 QUADRO STATISTICO [4] [5] [6]

Dall’analisi dei dati del 2005 relativi agli impianti idroelettrici si può notare l’elevata presenza di

impianti di piccola taglia, che arrivano a costituire l’85% del numero totale, mentre considerando

52

53

l’apporto in termini di produzione di energia emerge che il maggiore contributo è dato da centrali di

potenza superiore a 10 MW.

POTENZA NUMERO IMPIANTI POTENZA EFF. LORDA PRODUZIONE LORDA

[MW] % [MW] % [GWh] %

< 1 1157 56 419 2 1998 4da 1 a 10 605 29 1986 9 4896 9

> 10 300 15 18937 89 45088 87Totale: 2062 21342 51982

Tabella 4.1 - Impianti idroelettrici (dati ENEA 2005)

Negli ultimi cinque anni l’idroelettrico ha visto un incremento costante della potenza installata che,

tuttavia, non si è tradotto in un pari aumento della produzione, la cui variabilità è riconducibile a

situazioni climatiche e idrologiche particolari (minor piovosità o piovosità concentrata in episodi

molto intensi, che non rendono possibile il completo utilizzo delle portate da parte degli impianti) e

ad una serie di altri fattori gestionali (introduzione del DMV) ed economici difficilmente valutabili.

ANNO POTENZA EFF. LORDA PRODUZIONE LORDA [MW] [GWh]

2000 20658 442052001 20744 468102002 20837 395192003 20987 366742004 21073 499082005 21305 429272006 - 43022

Tabella 4.2 - Impianti idroelettrici: Analisi Storica

Grafico 4.1 - Impianti idroelettrici: Analisi Storica

Le problematiche di impatto ambientale non sembrano consentire uno sviluppo del settore in

termini di nuove installazioni, se non per quanto riguarda gli impianti di piccola taglia, in

particolare della tipologia ad acqua fluente (senza bacino di invaso). Molti degli interventi avviati

negli ultimi anni per la realizzazione di nuovi impianti e per il ripristino di impianti abbandonati e

tecnologicamente obsoleti sono riferiti proprio a questa tipologia d’impianto.

Un ulteriore aumento della potenza efficiente si potrà determinare a seguito di interventi di

ripotenziamento e miglioramento dell’efficienza energetica degli impianti.

La situazione italiana è riassunta nel grafico 4.1 dove si considera soltanto l’energia idroelettrica da

apporti naturali (escludendo la produzione da pompaggio). Si vede come, nonostante un incremento

sostanzialmente costante della potenza installata, la produzione di energia elettrica, negli ultimi

cinque anni, sia stata molto variabile.

Il dato relativo alla produzione lorda 2006 non è un dato ufficiale ma è stato ottenuto da

elaborazioni APER su dati Terna.

Sul piano normativo nel 2006 si riscontra l’emanazione di due norme che producono effetti sul

settore idroelettrico: la Legge Finanziaria 2006 (Legge n. 266 del 23/12/05) che modifica i termini

delle concessioni di grande derivazione e il Testo Unico dell’Ambiente (D. Lgs. n. 152 del

03/04/06).

54

55

4.2.2 NUOVE TECNOLOGIE E SVILUPPO [5]

Gli obiettivi di qualità fissati dalla Direttiva sulle Acque (Dir. 2000/60/CE), la crescente scarsità

della risorsa acqua e la necessità di condividerla con molte altre tipologie di utenti stanno

orientando gli sviluppi della tecnologia verso modelli ad impatto ambientale sempre minore e che

permettano di soddisfare contemporaneamente diverse necessità di utilizzo dell’acqua. A queste

istanze politiche, ambientali e sociali rispondono alcune particolari tipologie di impianto:

• impianti su canale: sfruttano la rete idrica artificiale di pianura, gestita dai consorzi di bonifica e

irrigazione; si tratta in genere di piccoli impianti ad acqua fluente a basso salto, ma possono essere

anche a deflusso regolato;

• impianti su acquedotto: sfruttano le potenzialità energetiche insite nei dislivelli di quota

soprattutto degli acquedotti montani. Consistono nell’istallazione, all’interno del sistema di

condotte idrauliche, di una piccola turbina che permette il recupero di una certa quantità di energia,

che altrimenti verrebbe dissipata meccanicamente per evitare il generarsi di pressioni troppo elevate

al momento della distribuzione dell’acqua nelle abitazioni;

• impianti sul DMV: sfruttano le portate rilasciate per il rispetto della normativa sul Deflusso

Minimo Vitale (DMV). Gli impianti idroelettrici sono infatti obbligati a garantire un certo deflusso

di acqua che in molti casi, prima della reimmissione nel corpo idrico, può essere ulteriormente

turbinata in un piccolo impianto posto a valle dell’impianto principale. Questo tipo di interventi è

assai interessante anche per i costi limitati, dal momento che la maggior parte delle opere civili

(canali, condotte, opere di regolazione dei flussi) sono già esistenti.

4.3 ENERGIA EOLICA

4.3.1 ASPETTI TEORICI [8]

L’energia eolica, costituita essenzialmente dall’energia cinetica della massa d’aria in movimento,

viene trasformata in energia elettrica mediante l’impiego di aerogeneratori.

L’energia eolica viene definita come l’energia disponibile in una vena fluida della massa d’aria in

movimento. La potenza teorica disponibile in una vena fluida di sezione “S” perpendicolare alla

direzione del vento che soffi ad una velocità “v” è data da :

][2

1)

2

1()( 32 WvSvvSPt

dove :

: densità dell’aria,generalmente 1.225kg/m3.

v : velocità del vento .

Solo una parte di questa potenza può essere captata dalle turbine eoliche, sia per la necessità di

assicurare la continuità del flusso fluido attraverso la palettatura , sia per le forze di attrito che

inevitabilmente si verificano .

Usando la teoria di Betz si perviene a :

][37,027

8 33max kWvSvSP

dove:

S : superficie della palettatura (n° infinito di pale)

Se si vuole effettuare una stima della potenzialità della risorsa eolica in prima approssimazione

questa può essere effettuata utilizzando la potenza massima per unità di superficie mediante le

seguenti espressioni :

][37,02

3max

m

kWvp

])[(37,02

3max

annom

kWh

anno

orenve annua

Una stima dell’energia eolica potenzialmente sfruttabile in un determinato sito è un’operazione

alquanto complessa perché la produzione di un impianto eolico dipende fortemente dalle

caratteristiche anemologiche del luogo dove vengono installati gli aerogeneratori e queste risultano

a loro volta fortemente influenzate dall’orografia locale .

56

Pertanto per una corretta valutazione sono necessari rilievi effettuati in loco ed estesi a lunghi

periodi di tempo affinché abbiano un reale significato statistico.

Per il sito di interesse sarà infatti necessario conoscere la curva di durata della velocità del vento,

, da cui poi verrà calcolata la velocità media annua . )(Tfv

In seguito a uno studio anemologico solitamente di definisce un sito idoneo se sorpassare le 2000

ore annue di vento con una velocità media superiore ai 6 m/s.

4.3.2 QUADRO STATISTICO [4] [5] [6]

Dopo gli ottimi risultati conseguiti nel corso del 2001, e il rallentamento riscontrato nei due anni

successivi, si è determinata, per il 2006, una ripresa che ha portato la potenza totale degli impianti

eolici installati in Italia a superare i 2100 MW.

Figura 4.1 - Potenza eolica installata 31-12-2006 dati in MW (fonte ENEA) [3]

57

Nonostante questa ripresa, la produzione elettrica da eolico si attesta su valori ancora molto bassi

rispetto alla media dei Paesi dell’Unione Europea. Significativo è, invece, l’incremento riscontrato

negli ultimi anni, della potenza unitaria degli impianti installati indice positivo dello sviluppo

tecnologico nel settore (grafico 4.2).

Grafico 4.2 – Energia eolica: installazioni e potenza media 2001-2006

Nel mercato dei produttori di energia elettrica da fonte eolica, oltre ai tre principali operatori storici

(IVPC, ENEL ed Edison Energie Speciali) che controllano circa il 60% del mercato, si annovera

una pluralità di soggetti, molti dei quali in piena fase di sviluppo la cui presenza sta spingendo il

mercato ad una maggiore concorrenza. Gli aerogeneratori sono principalmente di provenienza

Vestas, seguita da Gamesa, Enercon, GE Wind, Repower e Ecotecnia.

58

Grafico 4.3 – Energia eolica: principali produttori e quote di mercato [5]

4.4 ENERGIA FOTOVOLTAICA

4.4.1 ASPETTI TEORICI [8]

L’energia solare è l’energia elettromagnetica emessa dai processi di fusione dell’idrogeno contenuto

nel sole; essa si propaga nello spazio con simmetria sferica raggiungendo la fascia esterna

dell’atmosfera con una energia specifica pari a 1353 Wh/m2 (costante solare).

Nell’attraversare l’atmosfera la radiazione solare viene in parte riflessa all’esterno ed in parte

diffusa nell’atmosfera stessa. L’assorbimento e la riflessione provocano un deciso abbassamento,

rispetto alla costante solare, dell’energia solare diretta che arriva sulla superficie terrestre; inoltre

nel momento in cui essa vi incide viene in parte assorbita ed in parte riflessa a seconda della

riflettanza del suolo .

Pertanto l’energia incidente su una superficie al livello del suolo sarà costituita da tre componenti :

-diretta : dirI

-diffusa : difI

-riflessa : rifI

59

rifdifdir IIII ][2m

Wh

Mediamente la radiazione solare totale in condizioni di giornata soleggiata a mezzogiorno che

incide su una superficie ortogonale ai raggi del sole è 1000 Wh/m2; questo valore risulta però troppo

aleatorio in funzione degli eventi meteorologici, pertanto per il progetto di impianti fotovoltaici,

occorrerà utilizzare dati storici rilevati nella località prescelta o nelle sue vicinanze .

I dati storici disponibili sono i valori medi mensili ed annui della radiazione solare giornaliera

media, espressa in kWh/m2/giorno, disponibili presso le banche dati dell’ENEA e riassunti nelle

mappe isoradiative, le quali indicano i valori medi mensili dell’insolazione su superficie orizzontale

di tutto il territorio italiano, oppure attraverso le norme UNI10349 .

Per utilizzare l’energia solare al fine di produrre energia elettrica si utilizzano impianti basati sul

processo fotovoltaico, cioè basati sulla conversione diretta dell’energia solare in energia elettrica

mediante semiconduttori al silicio (celle fotovoltaiche). L’insieme di più celle fotovoltaiche

costituisce un modulo, l’insieme di più moduli una stringa e più stringhe un generatore fotovoltaico.

Purtroppo ad oggi l’efficienza media delle celle fotovoltaiche si aggira intorno al 12-15%, anche se

in applicazioni di laboratorio, quindi disponibili sul mercato a prezzi competitivi solo tra diversi

anni, si è arrivati a livelli di efficienza intorno al 25% .

Pertanto una valutazione accurata della radiazione incidente permetterà anche una corretta

valutazione dell’energia prodotta dai moduli fotovoltaici; quest’ultima, infatti, risulta funzione di

molte grandezze quali :

-caratteristiche elettriche dei moduli ;

-radiazione solare ;

-latitudine;

-angolo di tilt (o inclinazione : angolo dei moduli con la superficie orizzontale) ;

-azimut (angolo dei raggi del sole e la direzione sud) ;

-elevazione solare (angolo dei raggi del sole e la superficie orizzontale) ;

-riflettanza del terreno (detta anche albedo) ;

-temperatura .

Viste le molte grandezze in gioco effettuare il calcolo della radiazione solare giornaliera media

annua incidente su una superficie risulta abbastanza complesso e macchinoso.

60

A riguardo, vi sono molti software che basandosi sui dati delle stazioni di rilevamento meteo, una

volta che sia stata scelta quella più vicina al sito di interesse, sono in grado di restituire come dati di

uscita la radiazione solare media giornaliera per ogni mese dell’anno, quella media annuale,

l’inclinazione e la direzione ottimale dei moduli.

4.4.2 QUADRO STATISTICO [4] [5] [6]

Nel grafico 4.4 è visualizzato l’andamento delle potenze installate per tipologia di impianto (on grid

e stand-alone) e dell’energia prodotta complessivamente in Italia negli ultimi cinque anni. Gli

impianti stand-alone si sono attestati dalla fine degli anni ‘90 su una potenza totale inferiore a 12

MW; la ripresa degli impianti on-grid, avviata tra il 2001 e il 2002, è stata sostenuta con le

incentivazioni previste dal programma “Tetti fotovoltaici” del Ministero per l’Ambiente mentre la

conclusione di tale programma e l’attesa di un nuovo meccanismo di sostegno annunciato a valle

del DLgs 387/2003, stanno determinando una nuova fase di stallo, relegando l’Italia tra i Paesi

dell’Unione Europea con minore contributo dell’energia fotovoltaica alla produzione elettrica.

Grafico 4.4 – Fotovoltaico raffronto tra produzione e potenza installata 2001-2005

61

L’entrata il vigore del Decreto Ministeriale 28/07/05 ha dato avvio anche in Italia al meccanismo di

finanziamento degli impianti fotovoltaici in Conto Energia, un sistema basato sulla remunerazione

dell’energia elettrica prodotta e sull’incentivazione della tecnologia non più (o non solo) attraverso

contributi in conto capitale come accadeva in passato. Questo provvedimento è stato formulato ed

adottato con l’obiettivo di sviluppare nel nostro Paese il settore della produzione di energia elettrica

62

mediante conversione fotovoltaici dell’energia solare, riducendo di fatto i tempi necessari per

ammortizzare i costi d’investimento e puntando su tecnologie competitive e di qualità. Anche

l’Italia, in definitiva, si è dotata dello strumento legislativo per favorire il decollo della tecnologia

solare fotovoltaica, come è avvenuto in diversi Paesi dell’Unione Europea: in Germania, ad

esempio, dove il Conto Energia esiste dal 2000, si è assistito nel solo 2004 all’installazione di ben

360 MW. Considerando l’enorme potenziale italiano, di gran lunga superiore a quello tedesco, si è

rivelato immediatamente insufficiente il limite massimo di potenza complessiva incentivabile (al

2015) stabilito inizialmente di 100 MW dal Decreto Ministeriale 28/07/05 e poi modificato in 500

MW dal successivo Decreto 06/02/06. L’innalzamento del suddetto limite ed altre importanti novità

sono state introdotte dal nuovo Decreto Ministeriale del Conto Energia, DM 19/02/2007, recante

“Nuovi criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione

fotovoltaica della fonte solare in attuazione dell’articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003,

n. 387”. L’intenzione normativa del decreto si è rivelata quella di agevolare burocraticamente il

processo di diffusione del fotovoltaico e di orientarlo verso applicazioni parzialmente o totalmente

integrate con l’architettura preesistente.

4.5 ENERGIA GEOTERMICA

4.5.1 ASPETTI TEORICI

La superficie terrestre è costituita da una crosta di materiale raffreddato che racchiude un enorme

quantità di materiale incandescente ad altissimo contenuto calorifico. La crosta terrestre è più o

meno consistente secondo le zone o addirittura fessurata, come nel caso dei vulcani. E’ evidente

l’interesse a mettere a punto tecnologie per poter sfruttare questa sorgente d'energia praticamente

inesauribile. L’Italia è particolarmente avvantaggiata perché è un paese vulcanico e ha già una

tradizione avendo realizzato gli impianti di Larderello, famosi in tutto il mondo. L’ENEL sta

dedicando notevoli sforzi nella ricerca in questo campo e sembra essere in fase molto avanzata. Allo

stato attuale le possibilità offerte da questa fonte d’energia sono riassumibili in tre punti:

-impianti che sfruttano il vapore che si sviluppa nei soffioni e nei geyser,

-utilizzo delle acque calde sotterranee,

-utilizzo di rocce calde secche.

63

L’individuazione dei campi geotermici avviene attraverso diverse fasi:

-attività d’esplorazione superficiale, consistente in indagini di tipo geologico e geofisico;

-perforazione di pozzetti esplorativi con misure del gradiente e del flusso termico;

-esplorazione profonda, mediante perforazione di pozzi che accertino l’esistenza di fluidi idonei alla

-produzione di energia elettrica o termica;

-attività di sperimentazione a carattere chimico-fisico che consentono di valutare caratteristiche e

potenzialità dei fluidi ai fini della loro utilizzazione.

Se la sperimentazione ha dato esiti positivi, comincia l’attività di sviluppo del campo, durante la

quale si perforano i pozzi necessari a rendere disponibile il fluido per la sua utilizzazione

industriale. Si intuisce che tutte queste attività richiedono competenze tecniche altamente

specialistiche: in particolare la perforazione dei pozzi geotermici comporta la soluzione di problemi

diversi rispetto a quelli incontrati nella ricerca petrolifera. Infatti, le elevate temperature incontrate

nelle perforazioni geotermiche e la presenza di fluidi corrosivi o incrostanti impongono sia l’uso di

tecniche particolari di perforazione che l’impiego di materiali speciali messi appunto per l’ambiente

geotermico.

Queste considerazioni giustificano gli elevati costi di perforazione dei pozzi geotermici anche

rispetto alla ridotta densità energetica del fluido estratto (un pozzo petrolifero, con costi anche

inferiori, fornisce un fluido con energia da 20 a 100 volte superiore); un altro fattore che incide

fortemente sulla valutazione economica di un progetto geotermico è il “rischio minerario”, la

probabilità cioè, che le caratteristiche e la potenzialità reale della risorsa geotermica che si cerca di

estrarre siano notevolmente diverse dalle stime derivanti dalle esplorazioni preliminari.

Le principali utilizzazioni dell’energia geotermica sono la produzione di energia elettrica e l’uso

diretto come calore; quest’ultima utilizzazione è tipica dei cosiddetti fluidi a bassa entalpia che

hanno temperature e pressioni troppo basse per poter essere convertiti in energia elettrica con

rendimenti accettabili. Un’interessante disponibilità per usi termici è inoltre rappresentata

dall’acqua a 120° - 130° C che viene restituita, dagli impianti geotermoelettrici alimentati da

serbatoi ad acqua dominante, dopo la separazione dal vapore utilizzato in turbina.

La produzione geotermoelettrica è nata e si è finora principalmente sviluppata nelle zone a

vocazione geotermica naturale, dove le strutture e le apparecchiature per lo sfruttamento energetico

hanno goduto di una discreta compatibilità con il territorio ed il paesaggio circostante, costituendo

addirittura un fattore di miglioramento ambientale e paesaggistico. La cresciuta sensibilità

dell’opinione pubblica al problema della salvaguardia del territorio e la contemporanea estensione

dei programmi di sviluppo al di fuori delle aree tradizionali, portano all’adozione di ulteriori

accorgimenti per il contenimento dei possibili effetti ambientali causati dai piazzali di perforazione,

dai vapordotti, dagli acquedotti di reiniezione e dalle strutture delle centrali di produzione. La

rumorosità è un aspetto dell’impatto ambientale dell’energia geotermica che è presente soprattutto

nella fase di perforazione dei pozzi. Gli impianti di perforazione possono comunque essere dotati di

efficaci mezzi di attenuazione del rumore. Durante l’esercizio degli impianti gli eventuali rumori

sono originati solo dalle aperture delle valvole di sfioro conseguenti alla messa fuori servizio,

accidentale o programmata, di una o più unità di produzione. Tali valvole vengono dotate di

opportuni dispositivi silenziatori che abbassano il livello di rumore a valori accettabili.

4.5.2 QUADRO STATISTICO [4] [5] [6]

A fine 2005 la potenza geotermoelettrica installata (711 MW) mostra una lieve incremento rispetto

all’anno precedente (681 MW). Per quanto riguarda l’energia prodotta si riscontra invece un calo

anche se nel complesso, pur con qualche variabilità, l’energia elettrica prodotta è aumentata negli

ultimi cinque anni, passando dai 4.705 GWh del 2000 agli oltre 5.300 GWh del 2005.

Grafico 4.5 – Geotermico raffronto tra produzione e potenza installata 2003-2005

64

65

4.6 BIOENERGIE

4.6.1 QUADRO NORMATIVO [5]

Nel corso del 2006 le novità principali in campo normativo per la filiera della bioenergia sono

legate all’introduzione del Decreto Legislativo n. 152 del 3 aprile 2006 recante norme in materia

ambientale, che ha previsto per le fonti rinnovabili l’estensione a 12 anni del periodo di

riconoscimento dei certificati verdi sul 100% della produzione (lasciando peraltro ambiguità sulla

possibile estensione di ulteriori 4 anni prevista, per le sole biomasse, dal DM 24/10/2005). Il

decreto 152 ha inoltre recepito le disposizioni della “Direttiva Nitrati”, sostituendo il D. Lgs. n. 152

dell’11/5/99. A questo dispositivo si è affiancato il Decreto del Ministero delle Politiche Agricole e

Forestali 7 aprile 2006 (applicativo dell’art. 38 D. Lgs 152/99), che stabilisce i criteri e le norme

tecniche per l’utilizzazione agronomica dei reflui da allevamento. Un’altra importante novità è stata

l’introduzione dell’atteso Decreto Ministeriale 5 maggio 2006, previsto dall’articolo 17 del D. Lgs.

387/05, che ha individuato i rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle rinnovabili. A

meno di un anno dalla sua introduzione però, la Legge Finanziaria 2007 (L. 298/06) ha abrogato i

commi 1, 3 e 4 dell’art.17 del D. Lgs. 387/05, rendendo di fatto in operativo questo decreto. La

Legge Finanziaria 2006 (L. 23/12/05) ha stabilito l’assimilabilità a reddito agrario dei redditi

derivanti dalla cessione dell’energia e dei certificati verdi. Il DL 2/2006 ha inoltre esteso

l’assimilabilità a reddito agricolo anche alla produzione di energia termica e alla produzione

fotovoltaica. Con la Finanziaria 2007, è stata affermata l’esclusione delle fonti assimilate dal regime

di incentivazione delle rinnovabili; è stata inoltre introdotta la necessità di una revisione del sistema

dei certificati verdi e sono stati variati obiettivi nazionali e quantitativi ad aliquota agevolata per la

filiera dei biocombustibili. Al favorevole panorama determinato dall’estensione dei CV e dalla

Finanziaria si contrappone tuttavia la forte preoccupazione per gli impianti che si avviano alla

conclusione del periodo di incentivazione CIP6, per i quali non è ad oggi prevista la possibilità di

estendere oltre gli 8 anni il periodo di incentivazione e che pertanto rischiano di vedere

compromessa la propria attività.

66

4.6.2 FILIERE DELLA BIOENERGIA

-FILIERA BIOMASSE [5]

La filiera delle biomasse ligneo-cellulosiche è la più consolidata sul territorio e costituisce

storicamente una delle principali fonti per la produzione di energia rinnovabile. Le biomasse

legnose hanno tuttavia visto negli ultimi anni un incremento dei costi di produzione che rischia di

compromettere la redditività della filiera. I benefici economici della produzione di energia sono

inoltre condizionati dalla scala dell’impianto utilizzato, riducendosi per impianti di piccola taglia;

ne consegue la necessità di individuare bacini di approvvigionamento di biomasse non sempre

compatibili con le disponibilità locali. Questi fattori hanno contribuito a determinare un frequente

ricorso ad importazioni di biomasse dall’estero, sottraendo risorse economiche allo sviluppo delle

filiere agro-forestali nazionali e rendendo più difficoltoso il controllo della sostenibilità energetica e

ambientale della materia prima. Questa preoccupazione, unita al termine ormai prossimo del

periodo di incentivazione CIP6, contribuisce a definire un quadro del settore che, se da un lato

evidenzia una forte consapevolezza delle potenzialità di sfruttamento della risorsa biomassa del

nostro paese, dall’altro mette in luce la sempre maggiore necessità di misure per incentivare lo

sviluppo dell’intera filiera legno-energia, integrando strumenti, tecnologie, colture, soggetti agricoli

ed imprenditori, in una logica di pianificazione territoriale e di identificazione delle caratteristiche e

delle necessità del territorio locale.

- FILIERA BIOGAS [5]

Nell’ambito delle rinnovabili il 2007 presenta tutte le premesse per rivelarsi “l’anno del biogas”.

Per quanto il contributo alla sua produzione nel nostro paese sia ancora fortemente riconducibile

alle discariche, il 2006 è stato caratterizzato da una vera e propria esplosione di interesse per la

produzione di energia da biogas derivante da attività agricole, tanto da convincere i più che il

settore agricolo giocherà un ruolo sempre più importante nella produzione rinnovabile del prossimo

futuro. Tale processo è in realtà iniziato già da qualche anno in ambito prettamente zootecnico

(anche grazie all’obbligo di pretrattamento dei liquami imposto dalla “Direttiva Nitrati”) e molti

allevatori hanno adottato la digestione anaerobica per valorizzare i liquami prodotti negli

allevamenti zootecnici, controllare le emissioni maleodoranti e stabilizzare le biomasse prima del

loro utilizzo agronomico. Oggi le prospettive per il mondo agricolo si sono ulteriormente ampliate e

l’interesse si è via via spostato verso la digestione di scarti dell’attività agricola e agro-industriale e

67

di colture vegetali specificamente destinate alla produzione di energia elettrica (“energy crops”). In

Italia esistono numerosi impianti ed accanto ai tradizionali digestori per reflui zootecnici si stanno

diffondendo quelli per la co-digestione dei liquami con le colture energetiche. Attualmente alcuni

impianti sono già operativi, altri in costruzione o in fase di progettazione. Questo mercato nel corso

dell’ultimo anno ha riscosso un forte interesse anche da parte dell’industria straniera e, in

particolare, dei produttori tedeschi. Il supporto fornito dalla Politica Agricola Comune (che

riconosce 45 €/ha coltivato a colture energetiche con tetto massimo 1,5 milioni di ettari a livello

europeo), le agevolazioni della Finanziaria e l’estensione della durata dei CV, contribuiscono a

creare le premesse perché nei prossimi anni si assista ad una crescente quota di produzione

rinnovabile dal settore agricolo. Definito il panorama normativo/tariffario di interesse, rimane

necessario superare definitivamente le barriere allo sviluppo rimaste sul settore, come le norme per

l’autorizzazione degli impianti, quelle relative all’utilizzo del digestato come ammendante, le

modalità di approvvigionamento delle matrici organiche da più produttori diversi. Il ricorso ad

impianti di gestione relativamente complessa, suggerisce inoltre la necessità di promuovere sistemi

il più possibile adeguati alla scala territoriale ed alle esigenze locali: dal piccolo impianto

semplificato per lo smaltimento dei reflui dell’azienda agricola e l’autoconsumo/produzione di

energia, agli impianti consortili o industriali a tecnologia complessa finalizzati alla produzione e

vendita di energia.

- FILIERA DEI BIOCOMBUSTIBILI [5]

La filiera dei biocombustibili, al centro del dibattito ormai da anni, ha visto crescere sempre più

l’interesse per la produzione di carburanti ed energia da oli vegetali, derivanti in particolare da

coltivazioni “no-food”. La generazione di energia da combustibili vegetali gode degli incentivi della

PAC (45 €/ha) e dell’attribuzione dei CV per 12 anni. Ancora dubbia è invece la possibilità di

beneficiare di esenzioni dell’accisa, concesse dalla Finanziaria 2007 agli oli vegetali ad uso

energetico per autoconsumo nell’ambito dell’impresa agricola, oltre che, se pur per un contingente

limitato, ai biocarburanti per autotrazione. Lo sviluppo della filiera dei biocombustibili, sia per

generazione elettrica che per autotrazione, deve tuttavia superare una serie di criticità, prima fra

tutte la scarsa produttività delle colture oleaginose nel nostro paese, che costituisce un limite alla

realizzazione di impianti di grossa taglia, ma soprattutto alimenta le importazioni di oli vegetali

dall’estero, con le problematiche già citate. Uno strumento per far fronte a questo problema, il cui

sviluppo è promosso da numerosi enti non governativi ed associazioni, è la certificazione di filiera,

che consentirebbe di ovviare alle problematiche, spesso riscontrate, di approvvigionamento di

materie prime da processi di deforestazione e sfruttamento della popolazione locale. Il bilancio

complessivo che ad oggi è possibile tracciare è dunque quello di una filiera ancora tutta da

inventare, in uno scenario normativo e di mercato in evoluzione, in cui il crescente interesse e le

reali opportunità di sviluppo del settore dovranno però essere subordinate alla valutazione del

potenziale effettivo del nostro territorio nell’ottica di una politica agricola di riconversione e di

misure per l’incentivazione e la certificazione delle filiere locali.

4.6.3 QUADRO STATISTICO [4] [5] [6]

Nel grafico 4.6 sono indicati i dati relativi alla produzione da biomassa riferiti all’anno 2005 in

funzione delle diverse tipologie produttive:

Grafico 4.6 – Biomassa produzione percentuale in funzione della tipologia di impianto 2005

Nel complesso si rileva per questa tipologia di produzione un trend positivo in termini di potenza

installata negli ultimi anni, come si evince dal grafico 4.7.

68

Grafico 4.7 – Biomassa raffronto tra produzione e potenza installata 2003-2005

4.7 SVILUPPO SOSTENIBILE: L’ITALIA E LA DIRETTIVA 2001/77/CE

L'obiettivo, enunciato nella Direttiva Europea 2001/77/CE (22,1% dell’energia richiesta al 2010

prodotta da fonti rinnovabili) recepita dall'Italia, di raggiungimento di produzione di energia

elettrica da fonti rinnovabili (OPR) è definito come:

OPR = PR / CNL

con:

CNL = DOM + SA + EPO

dove:

PR: Energia prodotta da fonte rinnovabile

CNL: Consumo nazionale lordo

DOM: Domanda di energia sulla rete

SA: Energia destinata ai servizi ausiliari della produzione

EPO: Energia destinata ai pompaggi.

Al fine di verificare il raggiungimento di tali obiettivi occorre innanzitutto definire alcuni possibili

scenari di sviluppo del sistema elettrico italiano che tengano conto del consumo nazionale lordo

italiano. Rimandiamo la descrizione approfondita delle variabili in gioco ai paragrafi successivi ove

verranno studiate al fine di modellizzare nel modo più accurato possibile lo sviluppo del mercato

dei certificati verdi.

69

In questo capitolo introduttivo forniamo i risultati di uno studio, dei Proff. P. Pelecchi e A. Praticò

dell’Università di Pisa [1], sviluppato per valutare la fattibilità del raggiungimento dell’obiettivo di

produzione da fonti rinnovabili, secondo la descrizione sopraindicata. Nel grafico 4.8 è riportato

l'andamento dell'indice OPR fino al 2012, ottenuto dall’analisi di due scenari possibili definiti:

scenario di sviluppo (che prevede un aumento medio delle installazioni calcolato sulla base dei dati

storici) e scenario di saturazione (che arriva a determinare un picco massimo di producibilità

prevista).

Grafico 4.8 - Evoluzione dell'energia prodotta da fonti rinnovabili [1]

Dall’analisi di tali risultati si evince che la differenza tra gli obiettivi di produzione nazionale da

fonte rinnovabile dichiarati e la previsione di realizzabilità è piuttosto marcata (circa il 5% del

consumo interno lordo di energia elettrica). Questo significa che la mancata produzione da fonti

rinnovabili rispetto agli obiettivi dichiarati si aggirerà tra i 17 ed i 20 TWh/anno, questo a

dimostrazione delle evidenti difficoltà che il nostro paese incontrerà ad adeguarsi agli obiettivi

assunti in sede europea.

70

71

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Sviluppo sostenibile delle fonti rinnovabili in Italia e mercato dei certificati verdi”

(P.Pelecchi, A.Praticò) tratto da “L’Energia Elettrica” gen/apr 2006, n. 1/2, vol. 83, pag.

25-36.

[2] “Il sistema elettrico nazionale al 2010: analisi di scenari” (CESI Ricerca s.p.a.) tratto da

“L’Energia Elettrica” mag/giu 2006, n. 3, vol. 83, pag. 25-39.

[3] “Produzione di energia da fonti rinnovabili” (C. Manna, U. Ciorba), ENEA, Roma 2005

[4] “Il ruolo delle rinnovabili nelle analisi di scenari” (F. Gracceva) tratto da “Rapporto sulle

fonti rinnovabili 2005” ENEA, Roma 2006

[5] “Report 2006 energie rinnovabili” (APER) (disponibili in formato cartaceo in sede o sul

sito www.aper.it)

[6] “Statistiche sulle fonti rinnovabili 2005” (GSE) (disponibile sul sito www.gsel.it)

[7] “Rapporto 2006 delle attività del Gestore dei Servizi Elettrici” (GSE) (disponibile sul sito

www.gsel.it)

[8] “Appunti del corso di impianti elettrici” (Prof. E. Tironi)

72

CAPITOLO 5 - IL PROGRAMMA CIP 6/92

5.1. ANALISI STORICA 1992/2002

È possibile semplificare il meccanismo del CIP6 ponendo da un lato i produttori ammessi che

immettono l’energia elettrica in rete, dall’altro il gestore della rete che ritira obbligatoriamente tale

energia ad un prezzo prefissato, in mezzo la Cassa Conguaglio Settore Elettrico (CCSE) che

corrisponde le incentivazioni con i proventi raccolti dalla tariffa elettrica.

Gli impianti CIP6 possono essere classificati in: impianti di produttori terzi e impianti di imprese di

produzione e distribuzione. La grande differenza, al di là della remunerazione dell’energia elettrica,

consiste nelle pratiche di accesso agli incentivi. Al tempo del CIP6 la gestione e la programmazione

del sistema elettrico era centralizzata ed Enel aveva ampia discrezionalità, in base a previsioni di

domanda-offerta di energia, nello scegliere i progetti di terzi piuttosto che di altri produttori o

distributori, incluso sé stesso. Mentre gli impianti terzi, una volta approvati, venivano inclusi in

graduatorie semestrali, gli impianti delle imprese di produzione e distribuzione e gli impianti di

Enel venivano approvati sulla base di valutazioni di ordinaria programmazione di soddisfacimento

della domanda e risulta difficile avere informazioni su quali e quanti impianti abbiano conseguito

l’incentivazione CIP6.

Ad eccezione dei valori dei prezzi, fedelmente riportati, i valori riguardanti la potenza e la

producibilità degli impianti CIP6 sono sempre stimati; tutti i dati dovrebbero essere di pubblico

accesso ma in realtà non lo sono.

5.1.1 GLI IMPIANTI

Le iniziative di terzi sono raccolte in nove graduatorie di cui soltanto le prime sei sono state validate

mentre le ultime tre, a seguito della posizione di Enel che dichiarava superflua l’entrata in funzione

di nuova capacità (1997), sono state annullate. Nelle prime sei liste, al netto degli impianti

successivamente rinunciati, sono elencati impianti per un totale di 8470 MW di cui 2615 MW di

impianti rinnovabili; i rimanenti MW sono di impianti cosiddetti assimilati, ovvero impianti che

impiegano carbone o gas prodotto da gassificazione di combustibili o residui, combustibili di

73

processo o di giacimenti minori, impianti cogenerativi che soddisfino un determinato indice

energetico; 2511 MW, infine, rientrano nel programma CIP6 in virtù di accordi precedenti di Enel

per la cessione di energia elettrica prodotta da impianti dei gruppi Edison, Sondel, ed Ilva.

Circoscrivendo l’esposizione alle sole energie rinnovabili, in tabella 5.1 sono riportate, per tipologia

d’impianto, le potenze relative alle prime sei graduatorie.

Tipologia/Graduatoria 1a 2a 3a 4a 5a 6a Totale

Biogas/Biomassa/Rifiuti 48 59 57 205 206 626 1201

Eolico 25 37 94 107 108 307 678

Idroelettrico 73 217 79 108 102 157 736

Totale 146 113 230 420 416 1.090 2615

Tabella 5.1 - Graduatorie CIP6 (valori in MW) [3]

Tipologia/Graduatoria 7a 8a 9a

Biogas/Biomassa/Rifiuti 374 457 401

Eolico 399 673 452

Idroelettrico 277 166 131

Totale 1.050 1.296 984

Tabella 5.2 - Graduatorie CIP6 soppresse (valori in MW) [3]

Tipologia MW

Rifiuti 110

Eolico 29

Idroelettrico 1.100

Geotermico 525

Fotovoltaico 4

Totale 1.768

Tabella 5.3 - Impianti in concessione CIP6 di imprese di produzione e distribuzione (valori in MW) [3]

A fronte di una potenza in concessione del settore idroelettrico sostanzialmente distribuita negli

anni, è evidente il netto progresso delle concessioni ad impianti eolici ed ad impianti di energia da

74

rifiuti e biomasse. Tale tendenza, in particolare per il settore eolico, è confermata dalle ultime tre

graduatorie mai attuate (tabella 5.2).

La tabella 5.3, infine, riporta una stima dei programmi di riconoscimento degli incentivi CIP6 ad

impianti di proprietà di imprese di produzione e distribuzione.

5.1.2 UN PRIMO BILANCIO

Il decreto Bersani chiedeva, ai titolari delle concessioni CIP6 i cui impianti non fossero ancora

entrati in esercizio, di presentare entro un anno, quindi entro il 1° aprile 2000, all’Autorità per

l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), le autorizzazioni necessarie alla loro realizzazione. Il mancato

adempimento di tale obbligo comportava la decadenza al diritto di incentivazione.

Come abbiamo anticipato, il decreto Bersani garantisce la continuità dei contratti CIP6 e con

l’articolo 15 comma 2 intende, da un lato, censire lo stato di avanzamento del programma,

identificando gli impianti che non hanno ultimato i lavori e, dall’altro, introdurre un limite

temporale all’entrata in funzione degli impianti in modo tale da stabilire un “quadro temporale certo

delle realizzazioni”. Questo intento normativo era funzionale sia alla stima dei costi futuri del CIP6

sia alla stima dei quantitativi di energia CIP6 che si sarebbe sovrapposta al nuovo meccanismo dei

CV. L’attività dell’AEEG si esplicitava in tre delibere di cui le prime due, 175/00 e 144/01,

riportavano l’elenco degli impianti che, avendo presentato le autorizzazioni, vedevano confermate

le concessioni CIP6 ed una terza delibera, la 151/01, che, al contrario, riportava l’elenco degli

impianti esclusi.

Confrontando gli impianti raccolti nella graduatoria CIP6 di terzi e la stima degli impianti delle

imprese di produzione e distribuzione con i contenuti delle delibere dell’AEEG, è possibile provare

a fornire un bilancio, se pur provvisorio, del CIP6 all’anno 2000. La provvisorietà è dovuta ad una

possibile erronea valutazione degli impianti in concessione CIP6 all’origine, in particolare per le

imprese di produzione e distribuzione, dal mancato adempimento all’obbligo dell’art. 15 comma 2

da parte di qualche operatore, dall’entrata in funzione di qualche impianto rinnovabile nel periodo

compreso tra la pubblicazione del decreto Bersani e il 1° aprile 2000, dalle prescrizioni del decreto

75

che prolunga al 31 dicembre 2003, il periodo di tempo entro il quale presentare all’AEEG le

autorizzazioni necessarie.

Per quanto riguarda gli impianti di terzi: meno del 50% degli impianti originariamente ammessi era

entrato in funzione; il 38% era in possesso delle autorizzazioni necessarie alla costruzione

dell’impianto e vedeva pertanto confermata la validità della convenzione CIP6; il 15% non

produceva le autorizzazioni e perdeva diritto alle incentivazioni. Le percentuali di successo erano

molto diverse per tecnologia: mentre per l’idroelettrico il programma CIP6 poteva considerarsi

ultimato, per eolico, biomasse e rifiuti oltre il 60% della capacità iniziale doveva ancora entrare in

funzione. Tuttavia mentre per l’eolico il processo autorizzativo vedeva confermato il 61% degli

impianti, per biomasse e rifiuti superava la verifica solo il 43% degli impianti originariamente

ammessi ed il 26% perdeva diritto alle incentivazioni. Una simile valutazione, con maggiore

approssimazione, può essere fatta per gli impianti delle imprese di produzione e distribuzione.

5.1.3 LA REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI CIP 6

La remunerazione degli impianti CIP6 rinnovabili è composta dalla somma di due voci:

- il costo evitato di generazione, a sua volta composto da costo evitato di impianto, costo evitato

di manutenzione e costo evitato di combustibile;

- l’incentivo specifico per tecnologia.

Il costo evitato di generazione (si ricordino le finalità per le quali era stato inaugurato il CIP6)

corrisponde teoricamente al costo che al tempo Enel avrebbe dovuto affrontare per produrre

l’energia elettrica che gli viene alternativamente fornita dall’impianto CIP6.

L’incentivo specifico per tecnologia corrisponde, invece, a una maggiorazione della remunerazione

degli impianti rinnovabili in proporzione alla stima dei costi delle diverse tecnologie e rappresenta il

riconoscimento del valore ambientale degli impianti.

Tale remunerazione viene normalmente riconosciuta per un periodo di otto anni sia per gli impianti

di terzi che per gli impianti delle imprese di produzione e distribuzione.

76

5.1.3.1 Componente di costo evitato di generazione

L’avvio del meccanismo CIP6 era influenzato dal timore che il decommissionamento delle centrali

nucleari Enel e le difficoltà nella costruzione di nuovi impianti convenzionali determinassero un

periodo di scarsa capacità. Il principio col quale si riteneva giusto remunerare gli impianti che

fornivano capacità, fossero essi rinnovabili o convenzionali, era pertanto quello del costo evitato,

ovvero il riconoscimento del costo che Enel avrebbe dovuto sostenere per produrre energia elettrica.

Vennero dunque presi a riferimento i costi di investimento, di O&M e di combustibile stimati per

l’impianto di Trino Vercellese, ai tempi l’ultimo impianto ordinato da Enel.

I costi capitali e quelli di O&M vengono spalmati su un’assunzione di funzionamento annuo di

6000 ore per determinare il costo evitato da corrispondere agli impianti CIP6 che percepiscono una

tariffa invariata durante tutte le ore dell’anno (prezzo indifferenziato) e di 3600 ore per gli impianti

che invece vengono remunerati con un prezzo differenziato tra le ore piene e le ore vuote (nel caso

degli impianti rinnovabili, unicamente l’idroelettrico > 3 MW).

Nella stima dei costi si suppone che i costi d’investimento siano ammortizzati in un periodo di 15

anni ad un tasso del 7%.

Potenza elettrica netta 345 MW

Ore funzionamento anno 6000 per il base load - 3600 per le ore di punta

Costo manutenzione 27,4€/kW

Rendimento energetico netto 45,9%

Investimento €/kW 723

Numero addetti 85

Costo medio anno per addetto 36.152

Tabella 5.4 - Caratteristiche della centrale di Trino Vercellese, riferimento per la valutazione del costo evitato di

generazione (CIP6 1992) [2]

Come costo del combustibile viene preso a riferimento il costo per le forniture di centrali elettriche

con consumi superiori ai 50 milioni di m3 anno. Per il primo anno si era stimato un costo di 8,4182

c€/m3 che, con un efficienza di centrale del 45,9%, dava un costo di 1,9109 c€/kWh.

77

I costi di impianto e i costi di manutenzione vengono aggiornati annualmente dalla Cassa

Conguaglio Settore Elettrico (CCSE) in base all’indice ISTAT dei prezzi al consumo dell’anno

precedente; il costo del combustibile è aggiornato a seconda delle variazioni di prezzo registrate nei

contratti di fornitura delle centrali elettriche (in funzione del contratto Snam-Confindustria scaduto

il 31-12-2006, come vedremo nei paragrafi successivi il termine di questo contratto dovrebbe

coincidere con una nuova riforma sulle tariffe riconosciute per costo evitato di combustibile).

La tabella 5.5 riporta l’evoluzione delle tre componenti che costituiscono la voce di costo evitato

dal 1992 al 2002.

ANNO IMPIANTO MANUTENZIONE COMBUSTIBILE TOTALE1992 1,34 0,46 1,91 3,71

1993 1,42 0,49 2,07 3,98

1994 1,48 0,51 2,26 4,25

1995 1,53 0,53 2,47 4,53

1996 1,61 0,56 2,83 5,00

1997 1,67 0,58 3,02 5,27

1998 1,70 0,59 2,44 4,73

1999 1,74 0,60 2,55 4,89

2000 1,76 0,61 4,48 6,85

2001 1,81 0,62 4,49 6,92

2002 1,86 0,64 3,96 6,46

2003 1,87 0,65 3,45 5,97

2004 1,91 0,67 3,35 5,93

Tabella 5.5 - Costo evitato generazione dal 1992 al 2004 [c€/kWh] – fonte: Cassa Conguaglio Settore Elettrico [3]

Dalla tabella 5.5 è possibile notare come il costo evitato di impianto e O&M sia progressivamente

incrementato negli anni in ragione delle variazioni annue dell’inflazione mentre il costo evitato di

combustibile abbia seguito il prezzo del petrolio. Gli andamenti di queste componenti

rappresentano, due delle principali problematiche del disegno del CIP6: avere legato il costo evitato

78

di combustibile all’andamento del prezzo del gas naturale ha significato che i costi di

remunerazione degli impianti rinnovabili abbiano sostanzialmente seguito gli andamenti del prezzo

del petrolio. Un operatore di impianto rinnovabile, che non sostiene il costo combustibile, nel 1998

riceveva 4,73 c€/kWh e tre anni dopo 6,92 c€/kWh; inoltre, l’aggiornamento in base all’inflazione

del costo evitato di impianto e O&M ha determinato un continuo incremento nel tempo delle tariffe,

le quali, per contro, non sono state aggiornate in considerazione del fatto che i costi per la

costruzione e la manutenzione dell’impianto di riferimento siano notevolmente diminuiti negli anni.

Al pari, l’aggiornamento del costo combustibile non ha mai preso in considerazione gli incrementi

di efficienza della generazione termoelettrica dell’impianto evitato. Questo aspetto, che

ritroveremo in seguito nell’analisi dei costi specifici di tecnologia, ha fatto sì che un impianto che

entrava in funzione nel 1993 veniva remunerato sulla base di una stima pressoché reale del costo

evitato del tempo, mentre un impianto che, pur conseguendo la concessione nel 1993, entra in

funzione nel 2002 percepisce una tariffa rivalutata negli anni senza tenere conto che il costo evitato

di un impianto nel 2002 risulta quasi la metà di quello riconosciuto.

5.1.3.2. Incentivo specifico per tecnologia

Se la componente di costo evitato di generazione rappresenta la remunerazione per la cessione

dell’energia elettrica, la componente specifica per tecnologia rappresenta l’incentivazione erogata

per ogni kWh prodotto dagli impianti rinnovabili.

Questa seconda componente che, a differenza della prima, varia a seconda della tipologia

d’impianto, è calcolata in base alla stima dei costi di costruzione. Il ritorno del capitale, è previsto in

otto anni, ovvero il periodo equivalente per il quale è prevista l’incentivazione. Al recupero del

capitale nel tempo previsto è aggiunto un ulteriore incentivo pari al 40% del costo capitale

dell’impianto di riferimento per la stima del costo evitato.

Nella tabella 5.6 la prima colonna riporta il costo stimato espresso in € per kW installato per le

diverse tecnologie; la seconda colonna il valore capitale dell’impianto a cui viene sottratta la

componente già riconosciuta nel costo evitato di impianto (723 €/kW) e successivamente aggiunto

il 40% dello stesso valore. Le ultime colonne riportano, nei valori originari, la componente

riconosciuta per ogni kWh prodotto.

79

incentivo specifico per il primo anno (c€/kWh)

Tipologia d’impianto €/kW €/kW riconosciuto

nell’incentivo 6000 ore 3600 ore Ore vuote Idro a serbatoio, a bacino, ad acqua fluente 1880 1446 - 6,71 -

Impianti ad acqua fl uente fino a 3 MW 1301 868 2,32

Eolici e geotermici 1880 1446 4,03

Fotovoltaici, RSU e biomasse 3181 2748 7,75

Tabella 5.6 - Costi riconosciuti per l’incentivo specifico di tecnologia – fonte: Cassa Conguaglio Settore Elettrico [3]

Come per la componente di costo evitato di impianto anche per l’incentivazione specifica per

tecnologia è previsto un aggiornamento annuo da parte della CCSE in ragione della variazione

dell’indice ISTAT. La tabella 5.7 riporta l’effetto dell’aggiornamento negli anni: si nota ancora il

progressivo incremento della componente incentivante senza considerazione dei costi reali di

impianto. La concomitanza di questi due fattori: l’aggiornamento delle tariffe e il ritardo nella

costruzione degli impianti ha presto determinato un’eccessiva incentivazione per alcune tecnologie.

Idro a serbatoio, a bacino, ad

acquafluente

Idro ad acqua

fluente fino a 3 MW

Eolici e geotermici

Fotovoltaici, RSU e

biomasse

1992 6,71 2,32 4,03 7,75

1993 7,07 2,45 4,24 8,16

1994 7,39 2,56 4,43 8,53

1995 7,68 2,66 4,61 8,87

1996 8,08 2,80 4,84 9,33

1997 8,41 2,91 5,04 9,70

1998 8,58 2,97 5,14 9,90

1999 8,74 3,03 5,24 10,08

2000 8,88 3,07 5,32 10,24

2001 9,11 3,15 5,46 10,50

2002 9,37 3,24 5,61 10,79

2003 9,74 3,37 5,83 11,22

2004 10,00 3,46 5,99 11,52

Tabella 5.7 - Costi riconosciuti per l’incentivo specifico di tecnologia 1992-2004 [c€/kWh] – fonte: CCSE [3]

80

Idro a serbatoio, a bacino, ad

acquafluente

Idro ad acqua

fluente fino a 3 MW

Eolici e geotermici

Fotovoltaici, RSU e biomasse

1992 10,42 6,03 7,74 11,46

1993 11,05 6,43 8,22 12,14

1994 11,64 6,81 8,68 12,78

1995 12,21 7,19 9,14 13,40

1996 13,08 7,80 9,84 14,33

1997 13,68 8,18 10,31 14,97

1998 13,31 7,70 9,87 14,63

1999 13,63 7,92 10,13 14,97

2000 15,73 9,92 12,17 17,09

2001 16,03 10,07 12,38 17,42

2002 15,83 9,70 12,07 17,25

2003 15,71 9,34 11,80 17,19

2004 15,93 9,39 11,92 17,45

Tabella 5.8 - Remunerazione complessiva degli impianti rinnovabili CIP6 [€/kWh] – fonte: Cassa Conguaglio Settore

Elettrico [3]

I valori riportati in tabella 5.7 devono essere sommati alla componente di costo evitato; la tabella

5.8 riporta pertanto la remunerazione complessiva degli impianti CIP6.

5.1.4 LA SITUAZIONE NORMATIVA

L’attuale normativa prevede che il GSE, ai sensi dell'art. 3, comma 12 del D.Lgs. 79/99, ritiri e

remuneri l'energia prodotta da impianti di generazione a fonti rinnovabili e assimilate che rientrano

nel meccanismo CIP6, distinguendo le seguenti categorie:

- Impianti remunerati a tariffa CIP6 (secondo la Deliberazione AEEG n. 81/99);

- Impianti che cedono le eccedenze di energia elettrica e che vengono remunerati secondo la

Deliberazione AEEG n. 108/97;

- Impianti mini-idro (impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 3 MW), che

vengono remunerati secondo la Deliberazione AEEG n. 62/02.

81

5.1.4.1. Deliberazione AEEG n. 81/99

Proprio in relazione all’evidente incongruenza tra gli incentivi erogati e i reali costi sostenuti, nel

1999 l’AEEG, con la delibera 81/99, ha aggiornato i costi d’impianto sui quali calibrare la

remunerazione degli impianti CIP6. La delibera, tuttavia, si applica unicamente agli impianti delle

imprese di produzione e distribuzione entrati in funzione dopo il 1997. L’azione dell’AEEG si

indirizza sulle due voci della tariffa CIP6:

1. componente costo evitato: per il quale viene valutato il costo di un impianto a ciclo combinato

nel 1999 e viene imputato un diverso rendimento della centrale;

2. componente d’incentivazione specifica per tecnologia: per la quale vengono nuovamente

imputati i costi capitali degli impianti rinnovabili.

La tabella 5.10 riporta le assunzioni originarie dei costi dell’impianto di riferimento, i valori

riconosciuti al 1999 in base agli aggiornamenti CCSE e i valori stimati dalla AEEG per lo stesso

anno. Come si può osservare, il costo di un impianto a nuovo nel 1999 risulta essere quasi la metà

di quello riconosciuto nelle tariffe aggiornate dal CIP6; il miglioramento tecnologico

sull’efficienza, inoltre, riduce la stima del costo evitato di combustibile.

Veniva così aggiornato il riconoscimento del costo evitato in ragione della data di entrata in

esercizio dell’impianto: la valutazione al 1999 sarebbe stata di riferimento per un impianto entrato

in funzione nel 2000-2001, quindi venivano forniti i valori per gli impianti del biennio 1997-1998;

1999-2000; 2001-2002.

Valori riconosciuti(CIP6 1992)

Valori riconosciuti(CIP6 1999)

Stima di mercato (AEEG 1999)

Potenza elettrica netta 345 MW 345 MW 345 MW

Rendimento energetico netto 45,9% 45,9% 52,3%

Investimento €/kW 723 933 561

Tabella 5.9 - Stima dei costi d’impianto nel 1999 e confronto con i costi riconosciuti dal CIP6 - fonte AEEG delibera

81/99 [5]

82

5.1.4.2 Deliberazione AEEG n. 108/97

La 108/97 definisce le tariffe di remunerazione per gli impianti che cedono al GSE le eccedenze di

energia. La normativa prevede una differenziazione di prezzo rispetto agli impianti remunerati con

parametri CIP6 (AEEG n. 81/99). Il prezzo dell’energia è così composto:

componente di prezzo del provvedimento CIP n. 6/92 e successive integrazioni e

modificazioni, riconosciuta per i primi otto anni dalla data di entrata in servizio

dell’impianto;

componente di prezzo (C) relativa al costo evitato di impianto, di esercizio, manutenzione

e spese generali connesse, riconosciuta per i primi otto anni dalla data di entrata in servizio

dell’impianto, determinata applicando la seguente formula:

C = h * Cf * R

dove:

- h è pari a 0,6 dalla data di entrata in vigore del presente provvedimento sino al 31 dicembre

1998;

- h è pari a 0,5 dall’1 gennaio 1999;

- Cf è il costo evitato di impianto e di esercizio, manutenzione e spese generali connesse di cui al

titolo II, comma 2, del provvedimento CIP n. 6/92 e successive integrazioni e modificazioni;

- R è il coefficiente di regolarità. Per gli impianti idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW,

eolici, fotovoltaici, RSU, nonché per gli impianti destinati al teleriscaldamento urbano che

utilizzano fonti di energia rinnovabili o assimilate, il coefficiente di regolarità (R) è pari a 1,

indipendentemente dalla regolarità di cessione. Per i rimanenti impianti il valore del coefficiente

di regolarità di cessione su base annua (R) delle eccedenze di energia elettrica è espresso dalla

formula:

R = 1 – K * [ ( S’ - S” ) / Ep ]

83

dove:

- K è pari a 0,550;

- S’ rappresenta la sommatoria dei valori assoluti degli scarti, positivi e negativi, tra l’energia

elettrica ceduta nelle ore di punta di ciascun mese e la media mensile su base annua della

cessione in tali ore;

- S” rappresenta la sommatoria dei valori assoluti degli scarti, positivi e negativi, tra l’energia

elettrica ceduta nelle ore di alto e medio carico di ciascun mese e la media mensile su base

annua della cessione in tali ore;

- Ep rappresenta il valore della cessione di eccedenze di energia elettrica su base annua nelle ore

piene; componente di prezzo, relativa al costo evitato di combustibile, pari al costo riconosciuto

dell’energia elettrica prodotta con impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili

commerciali (Ct).

5.1.4.3 Deliberazione AEEG n. 62/02

In tabella viene fornita l’analisi storica dei prezzi di cessione dell’energia elettrica prodotta da

impianti idroelettrici con potenza fino a 3 MW fino all’anno 2004.

Produzione di energia elettrica su base annua

Anno 1999 c€/kWh

Anno 2000 c€/kWh

Anno 2001 c€/kWh

Anno 2002 c€/kWh

Anno 2003 c€/kWh

Anno 2004 c€/kWh

fino a 1 milione di kWh

8,01 8,06 8,14 8,23 8,31 8,39

oltre 1 fino a 2 milioni di kWh

6,15 6,19 6,25 6,32 6,38 6,44

oltre 2 fino a 3 milioni di kWh

5,63 5,67 5,72 5,78 5,84 5,90

oltre 3 fino a 4 milioni di kWh

5,32 5,36 5,41 5,47 5,52 5,58

oltre 4 fino a 5 milioni di kWh

5,06 5,09 5,14 5,20 5,25 5,30

oltre 5 fino a 10 milioni di kWh

4,65 4,68 4,73 4,78 4,83 4,88

oltre 10 milioni di kWh

4,23 4,26 4,31 4,35 4,39 4,43

Tabella 5.10: Analisi storica prezzi di cessione dell’energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici con potenza fino a

3 MW 1999-2004. [5]

84

5.1.5 LA SITUAZIONE ATTUALE

Dal rapporto sulle attività del GSE 2006 [1] si riporta in tabella 5.11 l'ammontare dell'energia

elettrica ritirata dal GSE nel periodo 2001 - 2005 suddivisa per tipologia di remunerazione.

2001 2002 2003 2004 2005Cip6/92 e Delibera 81/99 47153 49765 50361 52382 50296Delibera 108/97 2603 1347 1140 1218 966Delibera 62/02 2769 2897 2411 3064 0TOTALE 53525 54009 53912 56664 51262

Tabella 5.11 – Energia Elettrica acquistata ex art. 3, comma 12 D.lsg 79/99 per tipologia di remunerazione [GWh]

fonte: GSE [1]

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

85

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€.

2001 2002 2003 2004 2005Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi di energia 16765 17936 17252 18317 17138Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi 24210 24366 24434 25025 24182Fonti Assimilate 40975 42302 41686 43342 41320% 76,60% 78,3% 77,3% 76,5% 80,6%Impianti idroelettrici a serbatoio, a bacino, ad acqua fluente, oltre 3 MW 3184 1614 1523 1468 1196Impianti ad acqua fluente fino a 3 MW 3601 4001 2929 3533 350Impianti Geotermici 1781 1849 2578 2012 1843Impianti Eolici 1100 1271 1274 1407 1201Impiant Solari 0 0 0 0 0Biomasse, biogas e rifiuti 2149 2767 3723 4694 5152Impianti idroelettrici potenziati 735 205 199 234 200Fonti Rinnovabili 12550 11707 12226 13348 9943% 23,40% 21,7% 22,7% 23,5% 19,4%TOTALE 53525 54009 53912 56690 51262

Tabella 5.12a – Acquisto energia ex art. 3, comma 12 D.lsg 79/99 per tipologia di impianto [GWh] fonte: GSE [1]

Si rappresenta nella tabella 5.12b 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

86

2001 2002 2003 2004 2005

Mln€ €/MWh Mln€ €/MWh Mln€ €/MWh Mln€ €/MWh Mln€ €/MWh

Fonti Assimilate 3468 84,64 3380 79,89 3429 82,26 3696 85,27 4044 97,87

Fonti Rinnovabili 1232 98,16 1289 110,13 1538 125,75 1740 130,3 1722 173,15

TOTALE 4700 87,81 4669 86,45 4967 92,12 5436 95,88 5766 112,47

Tabella 5.12b – Costi per acquisto energia ex art. 3, comma 12 D.lsg 79/99 per tipologia di fonte. Fonte : GSE [1]

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, clienti 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.

87

5.2 ANALISI PREVISIONALE DEL PROGRAMMA CIP6

5.2.1 DATI DI RIFERIMENTO

Per quanto riguarda il contributo dell’energia incentivata con il meccanismo CIP6, le tabella 5.13 e

5.13 riportano una stima della generazione per fonte, prevista per il periodo 2005 - 2015. La stima è

basata su dati APER [2], l’energia producibile è ottenuta moltiplicando la potenza in convenzione in

essere per un fattore di carico tipico per tecnologia.

IDROIDRO

FLUENTEBIOMASSE,

RIFIUTI,BIOGAS

EOLICO GEOTERMICOIDRO

POTENZIATO TOTALE

ENERGIA

2005 1873 206 4715 1667 2009 141 10610

2006 1614 157 4969 1649 1599 125 10113

2007 1484 103 7968 1645 1327 88 12615

2008 725 70 7797 1642 1190 - 11425

2009 253 61 7449 1640 955 - 10358

2010 182 41 7007 1425 955 - 9609

2011 8 17 6299 1491 - - 7739

2012 - - 6065 1330 - - 7395

2013 - - 5190 1268 - - 6458

2014 - - 3836 1143 - - 4979

2015 - - 2047 1096 - - 3143

Tabella 5.13 – Previsioni della generazione elettrica [GWh] da impianti CIP6 a fonti rinnovabili (fonte APER) [2][6]

L’incremento di generazione per la categoria biomassa, rifiuti e biogas che emerge a partire dal

2007, si riferisce a nuovi impianti di incenerimento di rifiuti con recupero energetico progettati ma

non ancora realizzati nelle Regioni commissariate per l’emergenza rifiuti, come da ordinanze

ministeriali 31/3/1998 n. 2774 e 2 giugno 2000 n. 3060, che prevedono la stipula di convenzioni

CIP6 in deroga alla moratoria sui progetti in CIP6 del 1997. Verrà successivamente trattato in uno

studio di sensitivity uno scenario che non contempla la presenza degli impianti sopracitati.

88

ENERGIAPRODOTTA

2005 40300

2006 40200

2007 39200

2008 35600

2009 33500

2010 32600

2011 30600

2012 24600

2013 21500

2014 18500

2015 16600

Tabella 5.14 – Previsioni della generazione elettrica [GWh] da impianti CIP6 a fonti assimilate (fonte APER) [2][6]

5.2.2 TARATURA DEL MODELLO E ANALISI DI SENSITIVITY

Il modello ideato per il calcolo dell’incidenza del programma CIP6 verrà impiegato per analizzare

due possibili scenari come sopra accennato: il primo scenario si basa sui dati del paragrafo

precedente, ovvero prevede l’entrata in funzione degli inceneritori con un conseguente aumento

dell’energia prodotta a partire dal 2007, il secondo scenario esclude invece la realizzazione di questi

impianti e in questo caso i dati di tabella 5.13 verranno modificati di conseguenza (tabella 5.15), per

quanto concerne la produzione da fonti assimilate non si hanno cambiamenti.

89

IDROIDRO

FLUENTEBIOMASSE,

RIFIUTI,BIOGAS

EOLICO GEOTERMICOIDRO

POTENZIATO TOTALE

ENERGIA

2005 1873 206 4715 1667 2009 141 10610

2006 1614 157 4969 1649 1599 125 10113

2007 1484 103 4266 1645 1327 88 8912

2008 725 70 4094 1642 1190 - 7722

2009 253 61 3747 1640 955 - 6655

2010 182 41 3304 1425 955 - 5906

2011 8 17 2597 1416 - - 4037

2012 - - 2364 1330 - - 3694

2013 - - 1487 1268 - - 2756

2014 - - 648 1143 - - 1791

2015 - - 452 1096 - - 1548

Tabella 5.15 – Previsioni della generazione elettrica [GWh] da impianti CIP6 a fonti rinnovabili senza i nuovi

inceneritori.

Per quanto riguarda le tariffe impiegate per stimarne i costi consideriamo tre scenari: uno alto o

tendenziale che utilizza una proiezione delle tariffe ottenuta interpolando i dati storici analizzati

precedentemente (tabella 5.16); uno medio che utilizza le tariffe corrisposte per l’anno 2004

incrementate di un 2% annuo, considerando unicamente l’inflazione (tabella 5.17); e uno basso che

prevede un decremento annuale delle tariffe d’incentivazione pari al 2% (tabella 5.18). In entrambi i

casi non verranno presi in considerazione la proprietà degli impianti o l’eventuale maggiorazione di

incentivo per qualche impianto specifico.

Per semplificare il calcolo l’energia prodotta da fonti assimilate verrà considerata con una tariffa

costante negli anni pari a 8 c€/kWh senza effettuare analisi di sensitivity.

90

IDRO IDROFLUENTE

EOLICO E GEOTERMICO

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS

IDROPOTENZIATO

2005 17,17 12,89 13,05 18,72 9,67

2006 17,66 13,45 13,44 19,25 9,87

2007 18,15 14,02 13,83 19,79 10,07

2008 18,65 14,58 14,22 20,32 -

2009 19,14 15,15 14,60 20,85 -

2010 19,63 15,71 14,99 21,38 -

2011 20,13 16,28 15,38 21,91 -

2012 - - 15,77 22,44 -

2013 - - 16,16 22,97 -

2014 - - 16,55 23,50 -

2015 - - 16,94 24,03 -

Tabella 5.16 – Stima tariffe scenario tendenziale [c€/kWh]

IDROIDRO

FLUENTEEOLICO E

GEOTERMICO

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS

IDROPOTENZIATO

2005 16,25 9,58 12,16 17,80 9,59

2006 16,57 9,77 12,40 18,15 9,78

2007 16,91 9,96 12,65 18,52 9,98

2008 17,24 10,16 12,90 18,89 -

2009 17,59 13,37 13,16 19,27 -

2010 17,94 10,57 13,42 19,65 -

2011 18,30 10,76 13,69 20,04 -

2012 - - 13,97 20,45 -

2013 - - 14,25 20,85 -

2014 - - 14,53 21,27 -

2015 - - 14,82 21,70 -

Tabella 5.17 – Stima tariffe scenario medio [c€/kWh]

91

IDRO

IDRO

FLUENTE

EOLICO E

GEOTERMICO

BIOMASSE,

RIFIUTI,

BIOGAS

IDRO

POTENZIATO

2005 15,61 9,20 11,68 17,10 9,21

2006 15,30 9,02 11,45 16,76 9,03

2007 14,99 8,84 11,22 16,42 8,85

2008 14,69 8,66 10,99 16,10 -

2009 14,40 8,49 10,77 15,77 -

2010 14,11 8,32 10,56 15,46 -

2011 13,83 8,15 10,35 15,15 -

2012 - - 10,14 14,85 -

2013 - - 9,94 14,55 -

2014 - - 9,74 14,26 -

2015 - - 9,54 13,97 -

Tabella 5.18 – Stima tariffe scenario basso [c€/kWh]

Dal momento che l’energia CIP6 viene rivenduta al mercato elettrico, i costi finali vanno ridotti in

considerazione dei ricavi conseguenti alla cessione dell’energia. Le modalità di vendita

dell’energia, differenti di anno in anno, vengono imputate pari a 50 €/MWh per tutto il periodo. Un

ulteriore ricavo viene inoltre apportato dall’eventuale vendita di CV di proprietà del GSE: viene

stimata la vendita del 5% della produzione di certificati, a un prezzo medio pari a 100 €/MWh , per

tutto il periodo. Questo in funzione del fatto che il mercato dei CV abbia raggiunto una situazione di

equilibrio tra domanda ed offerta, aiutato dalla validità sui tre anni dei certificati, per cui possiamo

considerare che il GSE abbia ruolo marginale (svolgendo infatti unicamente una funzione di

chiusura del mercato). I costi totali da recuperare in tariffa vengono conseguentemente spalmati sui

GWh corrispondenti al consumo nazionale per il quale è stato assunto un incremento annuo del 2%.

5.2.3 RISULTATI DELLE SIMULAZIONI

Sono di seguito riportati i risultati ottenuti dalle simulazioni effettuate, le prime tre tabelle sono

relative allo scenario base ipotizzato, con l’introduzione degli inceneritori; distinguendo le tre

tipologie di tariffa sopra analizzate. La tabella 5.19 riporta i costi totali sostenuti dal GSE per il

ritiro dell’energia CIP6 (prodotta da fondi rinnovabili) secondo le tariffe considerate con le ipotesi

92

tendenziale; in tabella 5.20 e 5.21 sono rispettivamente analizzati i costi derivanti dall’applicazione

delle tariffe relative agli scenari medio e basso. In modo analogo per lo scenario senza inceneritori,

vengono riportati i risultati nelle tabelle 5.22, 5.23 e 5.24.

IDROIDRO

FLUENTE

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS EOLICO GEOTERMICO

IDROPOTENZIATO TOTALE

2005 321,53 26,55 882,81 312,06 376,08 13,63 1932,67

2006 285,03 21,12 956,76 317,43 307,81 12,34 1900,49

2007 269,40 14,44 1576,51 325,55 262,61 8,86 2457,37

2008 135,19 10,21 1584,08 333,65 241,81 - 2304,95

2009 48,43 9,24 1552,94 341,94 199,12 - 2151,66

2010 35,73 6,44 1498,00 304,67 204,18 - 2049,02

2011 1,61 2,77 1380,09 326,68 - - 1711,15

2012 - - 1361,03 298,45 - - 1659,48

2013 - - 1192,24 291,26 - - 1483,50

2014 - - 901,57 268,61 - - 1170,17

2015 - - 491,97 263,37 - - 755,34

Tabella 5.19 – Costo energia CIP6 [€/MWh] – scenario 1 (con inceneritori) – tariffa tendenziale

IDROIDRO

FLUENTE

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS EOLICO GEOTERMICO

IDROPOTENZIATO TOTALE

2005 304,36 19,73 839,27 202,71 244,29 13,52 1623,89

2006 267,44 15,34 901,87 204,48 198,28 12,23 1599,63

2007 250,94 10,26 1475,67 208,09 167,87 8,78 2121,62

2008 124,99 7,11 1472,85 211,82 153,51 - 1970,28

2009 44,50 8,16 1435,42 215,82 125,68 - 1829,58

2010 32,65 4,33 1376,88 191,24 128,16 - 1733,26

2011 1,46 1,83 1262,32 204,12 - - 1469,73

2012 - - 1240,29 185,80 - - 1426,09

2013 - - 1082,12 180,69 - - 1262,81

2014 - - 815,92 166,08 - - 982,00

2015 - - 444,20 162,43 - - 606,63

Tabella 5.20 – Costo energia CIP6 [€/MWh] – scenario 1 (con inceneritori) – tariffa medio

93

IDROIDRO

FLUENTE

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS EOLICO GEOTERMICO

IDROPOTENZIATO TOTALE

2005 292,38 18,95 806,27 194,71 234,65 12,99 1559,94

2006 246,94 14,16 832,80 188,81 183,09 11,29 1477,09

2007 222,45 9,11 1308,35 184,57 148,89 7,79 1881,15

2008 106,50 6,06 1255,32 180,46 130,78 - 1679,12

2009 36,43 5,18 1174,71 176,63 102,85 - 1495,80

2010 25,68 3,41 1083,28 150,48 100,85 - 1363,70

2011 1,11 1,39 954,30 154,32 - - 1111,11

2012 - - 900,65 134,86 - - 1035,51

2013 - - 755,15 126,04 - - 881,18

2014 - - 547,01 111,33 - - 658,34

2015 - - 285,97 104,56 - - 390,52

Tabella 5.21 – Costo energia CIP6 [€/MWh] – scenario 1 (con inceneritori) – tariffa basso

IDROIDRO

FLUENTE

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS EOLICO GEOTERMICO

IDROPOTENZIATO TOTALE

2005 321,53 26,55 882,81 217,53 262,16 13,52 1724,10

2006 285,03 21,12 956,76 221,59 214,87 12,23 1711,60

2007 269,40 14,44 844,05 227,45 183,48 8,78 1547,60

2008 135,19 10,21 831,76 233,41 169,16 - 1379,74

2009 48,43 9,24 781,16 239,50 139,47 - 1217,80

2010 35,73 6,44 706,35 213,65 143,18 - 1105,35

2011 1,61 2,77 569,00 217,80 - - 791,17

2012 - - 530,50 209,74 - - 740,24

2013 - - 341,59 204,89 - - 546,48

2014 - - 152,30 189,14 - - 341,43

2015 - - 108,63 185,62 - - 294,25

Tabella 5.22 – Costo energia CIP6 [€/MWh] – scenario 2 (senza inceneritori) – tariffa tendenziale

94

IDROIDRO

FLUENTE

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS EOLICO GEOTERMICO

IDROPOTENZIATO TOTALE

2005 304,36 19,73 839,27 202,71 244,29 13,52 1623,89

2006 267,44 15,34 901,87 204,48 198,28 12,23 1599,63

2007 250,94 10,26 790,06 208,09 167,87 8,78 1436,01

2008 124,99 7,11 773,36 211,82 153,51 - 1270,79

2009 44,50 8,16 722,05 215,82 125,68 - 1116,21

2010 32,65 4,33 649,24 191,24 128,16 - 1005,62

2011 1,46 1,83 520,44 193,85 - - 717,58

2012 - - 483,44 185,80 - - 669,24

2013 - - 310,04 180,69 - - 490,73

2014 - - 137,83 166,08 - - 303,91

2015 - - 98,08 162,43 - - 260,51

Tabella 5.23 – Costo energia CIP6 [€/MWh] – scenario 2 (senza inceneritori) – tariffa medio

IDROIDRO

FLUENTE

BIOMASSE, RIFIUTI,BIOGAS EOLICO GEOTERMICO

IDROPOTENZIATO TOTALE

2005 292,38 18,95 806,27 194,71 234,65 12,99 1559,94

2006 246,94 14,16 832,80 188,81 183,09 11,29 1477,09

2007 222,45 9,11 700,48 184,57 148,89 7,79 1273,28

2008 106,50 6,06 659,13 180,46 130,78 - 1082,94

2009 36,43 5,18 590,90 176,63 102,85 - 911,99

2010 25,68 3,41 510,80 150,48 100,85 - 791,22

2011 1,11 1,39 393,45 146,56 - - 542,49

2012 - - 351,05 134,86 - - 485,92

2013 - - 216,36 126,04 - - 342,40

2014 - - 92,40 111,33 - - 203,73

2015 - - 63,14 104,56 - - 167,70

Tabella 5.24 – Costo energia CIP6 [€/MWh] – scenario 2 (senza inceneritori) – tariffa basso

95

Di seguito verranno indicati i risultati ottenuti dalle successive elaborazioni. In ognuna delle tabelle

seguenti sono riportati dati significativi sui costi del meccanismo CIP 6 e in particolare

dell’incidenza di questi sulla componente A3 della bolletta dell’enegia. Nella prima colonna è

indicato il costo medio di acquisto dell’energia indifferenziato per tipologia di produzione e

espresso in €/MWh. Il coefficiente di valorizzazione dell’energia è preso costante e pari a 50

€/MWh. I ricavi derivanti dalla vendita dei certificati verdi sono espresse in M€ e calcolati come

sopra indicato (ovviamente questa voce si riscontra unicamente nelle tabelle riguardanti le

produzioni da fonti rinnovabili). La differenza tra i costi sostenuti dal GSE per l’acquisto e la

somma dei proventi ricavati dalla vendita dell’energia e dei certificati, da il costo da recuperare in

tariffa (espresso in M€). Questo costo viene spalmato sul totale dei consumi nazionali per il quale è

stato assunto un aumento annuo pari al 2% (i dati sono indicati in TWh), così facendo si ottiene il

costo per kWh consumato (espresso in c€/kWh).

Nella tabella 5.25 è indicata la stima revisionale delle energie provenienti da impianti assimilati.

Nelle tabelle seguenti sono visualizzati i risultati dell’analisi di sensitivity per gli impianti da fonte

rinnovabile ottenuti analizzando il primo scenario (tabelle 5.26, 5.26 e 5.27) e il secondo scenario

(tabelle 5.28, 5.29 e 5.30).

ENERGIAPRODOTTA

COSTOCIP6

[€/MWh]

VALORIZ.ENERGIA[€/MWh]

RICAVI DA CESSIONEENERGIA

[M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[4] [TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 44330 3546,4 50 2216,5 1330 307000 0,43

2006 44220 3537,6 50 2211 1327 313140 0,42

2007 43120 3449,6 50 2156 1294 319403 0,41

2008 39160 3132,8 50 1958 1175 325791 0,36

2009 36850 2948 50 1842,5 1106 332307 0,33

2010 35860 2868,8 50 1793 1076 338953 0,32

2011 33660 2692,8 50 1683 1010 345732 0,29

2012 27060 2164,8 50 1353 812 352646 0,23

2013 23650 1892 50 1182,5 710 359699 0,20

2014 20350 1628 50 1017,5 611 366893 0,17

2015 18260 1460,8 50 913 548 374231 0,15

Tabella 5.25 – Analisi costi CIP6 fonti assimilate

96

COSTOCIP 6

[€/MWh]

VALORIZENERGIA[€/MWh]

RICAVIDA

CESSIONE ENERGIA

[M€]

RICAVIVENDITE

DA CV [M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 182,16 50 530,50 53,05 1349,12 307000 0,44

2006 187,93 50 505,65 50,565 1344,27 313140 0,43

2007 194,80 50 630,75 63,075 1763,54 319403 0,55

2008 201,75 50 571,25 57,125 1676,57 325791 0,51

2009 207,73 50 517,90 51,79 1581,97 332307 0,48

2010 213,24 50 480,45 48,045 1520,53 338953 0,45

2011 221,11 50 386,95 38,695 1285,50 345732 0,37

2012 224,41 50 369,75 36,975 1252,76 352646 0,36

2013 229,71 50 322,90 32,29 1128,31 359699 0,31

2014 235,02 50 248,95 24,895 896,33 366893 0,24

2015 240,33 50 157,15 15,715 582,48 374231 0,16

Tabella 5.26 – Analisi costi CIP6 fonti rinnovabili – scenario 1 tendenziale

COSTOCIP 6

[€/MWh]

VALORIZ ENERGIA[€/MWh]

RICAVIDA

CESSIONE ENERGIA

[M€]

RICAVIVENDITE

DA CV [M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 153,05 50 530,50 53,05 1040,34 307000 0,34

2006 158,18 50 505,65 50,565 1043,41 313140 0,33

2007 168,18 50 630,75 63,075 1427,79 319403 0,45

2008 172,45 50 571,25 57,125 1341,91 325791 0,41

2009 176,63 50 517,90 51,79 1259,89 332307 0,38

2010 180,38 50 480,45 48,045 1204,76 338953 0,36

2011 189,91 50 386,95 38,695 1044,09 345732 0,30

2012 192,85 50 369,75 36,975 1019,37 352646 0,29

2013 195,54 50 322,90 32,29 907,62 359699 0,25

2014 197,23 50 248,95 24,895 708,15 366893 0,19

2015 193,01 50 157,15 15,715 433,76 374231 0,12

Tabella 5.27 – Analisi costi CIP6 fonti rinnovabili – scenario 1 medio

97

COSTOCIP 6

[€/MWh]

VALORIZ ENERGIA[€/MWh]

RICAVIDA

CESSIONE ENERGIA

[M€]

RICAVIVENDITE

DA CV [M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 147,02 50 530,50 53,05 976,39 307000 0,32

2006 146,06 50 505,65 50,565 920,88 313140 0,29

2007 149,12 50 630,75 63,075 1187,32 319403 0,37

2008 146,97 50 571,25 57,125 1050,74 325791 0,32

2009 144,41 50 517,90 51,79 926,11 332307 0,28

2010 141,92 50 480,45 48,045 835,21 338953 0,25

2011 143,57 50 386,95 38,695 685,46 345732 0,20

2012 140,03 50 369,75 36,975 628,79 352646 0,18

2013 136,45 50 322,90 32,29 525,99 359699 0,15

2014 132,22 50 248,95 24,895 384,50 366893 0,10

2015 124,25 50 157,15 15,715 217,66 374231 0,06

Tabella 5.28 – Analisi costi CIP6 fonti rinnovabili – scenario 1 basso

COSTOCIP 6

[€/MWh]

VALORIZENERGIA[€/MWh]

RICAVI DA CESSIONEENERGIA

[M€]

RICAVIVENDITE

DA CV [M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 162,48 50 530,55 53,055 1140,50 307000 0,37

2006 169,25 50 505,65 50,565 1155,38 313140 0,37

2007 173,63 50 445,65 44,565 1057,38 319403 0,33

2008 178,70 50 386,05 38,605 955,08 325791 0,29

2009 182,96 50 332,80 33,28 851,72 332307 0,26

2010 187,13 50 295,35 29,535 780,47 338953 0,23

2011 195,93 50 201,90 20,19 569,08 345732 0,16

2012 200,39 50 184,70 18,47 537,07 352646 0,15

2013 198,36 50 137,75 13,775 394,96 359699 0,11

2014 190,64 50 89,55 8,955 242,93 366893 0,07

2015 190,09 50 77,40 7,74 209,11 374231 0,06

Tabella 5.29 – Analisi costi CIP6 fonti rinnovabili – scenario 2 tendenziale

98

COSTOCIP 6

[€/MWh]

VALORIZ ENERGIA[€/MWh]

RICAVIDA

CESSIONE ENERGIA

[M€]

RICAVIVENDITE

DA CV [M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 153,04 50 530,55 53,055 1040,29 307000 0,34

2006 158,18 50 505,65 50,565 1043,41 313140 0,33

2007 161,11 50 445,65 44,565 945,79 319403 0,30

2008 164,59 50 386,05 38,605 846,13 325791 0,26

2009 167,70 50 332,80 33,28 750,13 332307 0,23

2010 170,24 50 295,35 29,535 680,73 338953 0,20

2011 177,71 50 201,90 20,19 495,49 345732 0,14

2012 181,17 50 184,70 18,47 466,07 352646 0,13

2013 178,12 50 137,75 13,775 339,20 359699 0,09

2014 169,69 50 89,55 8,955 205,40 366893 0,06

2015 168,29 50 77,40 7,74 175,37 374231 0,05

Tabella 5.30 – Analisi costi CIP6 fonti rinnovabili – scenario 2 medio

COSTOCIP 6

[€/MWh]

VALORIZ ENERGIA[€/MWh]

RICAVIDA

CESSIONE ENERGIA

[M€]

RICAVIVENDITE

DA CV [M€]

COSTO DA RECUPERARE

IN TARIFFA [M€]

CONSUMI NAZIONALI

[TWh]

COSTO PER kWh

CONSUMATO[c€/kWh]

2005 147,01 50 530,55 53,055 976,33 307000 0,32

2006 146,06 50 505,65 50,565 920,88 313140 0,29

2007 142,86 50 445,65 44,565 783,07 319403 0,25

2008 140,26 50 386,05 38,605 658,28 325791 0,20

2009 137,02 50 332,80 33,28 545,91 332307 0,16

2010 133,95 50 295,35 29,535 466,33 338953 0,14

2011 134,35 50 201,90 20,19 320,40 345732 0,09

2012 131,54 50 184,70 18,47 282,75 352646 0,08

2013 124,28 50 137,75 13,775 190,87 359699 0,05

2014 113,75 50 89,55 8,955 105,23 366893 0,03

2015 108,34 50 77,40 7,74 82,56 374231 0,02

Tabella 5.31 – Analisi costi CIP6 fonti rinnovabili – scenario 2 basso

5.2.4 CONCLUSIONI

Nei seguenti grafici è visualizzato l’andamento del costo per kWh consumato che finirà con

l’incidere nella componente A3 delle prossime bollette energetiche, relativamente al solo

programma di incentivazione CIP6.

Se consideriamo il primo scenario si può notare che l’introduzione dei nuovi inceneritori porterebbe

i costi a superare quelli odierni. La situazione è comunque alquanto instabile ed è difficile riuscire a

evidenziare con precisione uno scenario che può essere considerato attendibile.

Grafico 5.1 – Andamento costo per kWh consumato –scenario 1

Grafico 5.2 – Andamento costo per kWh consumato –scenario 2

99

100

I principali dubbi per l’esito e lo sviluppo del pr gramma CIP6 sono essenzialmente legati a due

delibere (n. 188/06 e n. 249/06) e un documento di consultazione messi a punto dall’Autorità per

l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), una segnalazione dell’Antitrust per una modifica radicale del

sistema di incentivazione e la Legge Finanziaria del 2007.

Il programma odierno prevede un passaggio dei fondi CIP6 dalle assimilate alle rinnovabili vere e

proprie, oltre a una rimodulazione generale del sistema degli incentivi e dei meccanismi di

dispacciamento delle unità di produzione CIP6 nel contesto del mercato elettrico allo scopo di

aprire il mercato, liberare la concorrenza e tutelare i consumatori, riducendo gli oneri “A3” che

ricadono sui clienti finali, fermi restando i diritti di ricavo garantito dalle convenzioni in essere.

i l’1,59% e Saras il 2,5%, mentre Enel,

o

Le azioni messe in atto dalle Autorità garanti e dal Governo non stanno procedendo senza intoppi e

sicuramente non sarà così semplice mettere in accordo i diversi interessi in gioco, come

contraccolpo infatti le società che usufruiscono degli incentivi Cip 6 hanno subito avuto delle

perdite in Borsa (Edison ha perso oltre l’1%, Erg il 4%, En

in controtendenza, in rialzo dello 0,88%) dopo l’intervento sul costo evitato del combustibile deciso

dall’Autorità per l’energia con la delibera n. 249/06.

101

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Rapporto 2006 delle attività del Gestore dei Servizi Elettrici” (GSE) (disponibile sul sito

internet www.gsel.it)

[2] “Meccanismi di incentivazione e mercato delle rinnovabili in Italia” (M. Leonardi)

pubblicato parzialmente su “Lo sviluppo delle rinnovabili in Italia tra necessità e

opportunità” ENEA, Roma 2005

[3] Dati riportati da CCSE (disponibili sul sito internet www.ccse.cc)

internet www.terna.it)

Dati riportati da AEEG (disponibili sul sito internet www.autorita.energia.it)

[6] Dati riportati da APER in aggiornamento e completamento [2] (disponibili solo per associati

APER)

[4] Dati riportati da TERNA (disponibili sul sito

[5]

CAPITOLO 6- ANALISI STORICA DEL MERCATO DEI CERTIFICATI VERDI

Nel seguente capitolo verranno esposti tutti i dati significativi riportati dal GSE che rendono

possibile la ricostruzione degli scenari del mercato dei Certificati Verdi degli ultimi anni. L’analisi

è relativa unicamente agli anni 2002, 2003, 2004, 2005 in quanto fino ad ora sono stati resi pubblici

solo i valori di questi anni. Pertanto, l’anno 2006 che dovrebbe far parte dell’analisi storica sarà

invece considerato come parte delle previsioni, la cui validità potrà essere verificata a consuntivo

(in questo capitolo verranno comunque riportate le previsioni fornite dal GSE).

L’analisi presentata si suddivide in tre categorie: l’analisi della domanda di Certificati Verdi,

l’analisi dell’offerta di Certificati Verdi e l’analisi degli impianti qualificati IAFR in grado di

ricevere e poi vendere CV.

6.1 ANALISI STORICA DELLA DOMANDA DEI CERTIFICATI

VERDI

Con questa analisi, si vuole ricostruire, per ogni anno, il calcolo dettagliato che permette di ottenere

il valore dell’energia riportato sull’autocertificazione dell’obbligo relativa all’energia prodotta nel

Paese e alle importazioni da fonti non rinnovabili che consente di stabilire la quota di energia

rinnovabile da immettere obbligatoriamente nel sistema elettrico italiano. Si ricorda che il valore

dell’energia soggetta all’obbligo dell’anno considerato è calcolato in base ai valori dichiarati

dell’anno precedente.

6.1.1 DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2002

Con l’autocertificazione dell’obbligo relativa a importazioni e produzioni dell’anno 2001, ha avuto

inizio l’iter volto ad individuare la quota di energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico

italiano nel 2002 o di CV equivalenti.

Nella tabella 6.1, sono riportati gli operatori elettrici che hanno inviato l’autocertificazione per il

2001 e l’energia elettrica correlata, comprensiva dell’arrotondamento commerciale ai 5 GWh per

ciascun operatore.

102

Numero Operatori Energia [GWh]

73 167565

Tabella 6.1: Importazioni e produzione di energia da fonti non rinnovabili. Autocertificazioni 2001. [1]

Sui dati di autocertificazione presentati dagli operatori, arrotondati come detto, il GSE ha operato la

detrazione della franchigia di 100 GWh, spettante a ciascun soggetto. Calcolando, quindi, il 2% sul

totale dell’energia autocertificata, si arriva così alla determinazione dell’obbligo di immissioni per il

2002 in termini di energia elettrica o di CV equivalenti, fissando per convenzione un CV pari a 100

MWh. Nella tabella 6.1 sono indicati tutti i produttori ed importatori di energia da fonti non

rinnovabili che compaiono sulle autocertificazioni del 2001, che rappresentano una categoria più

ampia rispetto a quella soggetta all’obbligo, i cui dati sono riportati nella Tabella 6.2.

Numero Operatori Energia [GWh] Certificati Verdi

34 3254,6 32546

Tabella 6.2: Obbligo di immissione di energia rinnovabile o Certificati Verdi equivalenti di energia non rinnovabile [1]

Dalla Tabella 6.2 si rileva che l’energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico italiano nel

2002 è pari a 3254,6 GWh, ovvero a 32546 Certificati Verdi.

6.1.2 DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2003

In base all’autocertificazione dell’obbligo relativa a importazioni e produzione di energia elettrica

da fonte non rinnovabile per il 2002 è possibile calcolare la domanda di Certificati Verdi per l’anno

2003.

Numero Operatori Energia [GWh]

103 180990

Tabella 6.3: Importazioni e produzione di energia da fonti non rinnovabili. Autocertificazioni 2002 [2]

Come per il 2002, dai valori della tabella precedente è possibile ricavare il numero di CV

equivalenti, tenendo conto che la percentuale, il tipo di arrotondamento, la franchigia da applicare e

il valore di un singolo CV sono i medesimi dell’anno precedente.

103

Numero Operatori Energia [GWh] Certificati Verdi

43 3455,4 34554

Tabella 6.4: Obbligo di immissione di energia rinnovabile o di Certificati Verdi equivalenti [2]

Dalla Tabella 6.4 si rileva che l’energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico italiano nel

2003 è stata pari a 3455,4 GWh, ovvero a 34554 Certificati Verdi, da 100 MWh ciascuno (+6,9%

rispetto al 2002).

6.1.3 DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2004

La domanda di CV per l’anno 2004 è stata calcolata a partire dall’autocertificazione del 2003,

tenendo conto che per il 2004 il valore di ciascun CV è stato portato a 50 MWh.

Numero Operatori Energia [GWh]

139 206180

Tabella 6.5 : Importazioni e produzione di energia da fonti non rinnovabili. Autocertificazioni 2003 [3]

Per la determinazione dell’energia effettivamente soggetta all’obbligo, sui dati di autocertificazione

presentati dagli operatori, arrotondati ai 5 GWh, è stata operata la detrazione della franchigia di 100

GWh spettante a ciascun soggetto. Tale operazione ha comportato una riduzione dell’energia

dichiarata da 206,18 a 194,69 TWh. Calcolando il 2% sul totale dell’energia soggetta all’obbligo,

pari quindi a 194,69 TWh, si determina l’obbligo di immissione per il 2004 in termini di energia

elettrica rinnovabile o di Certificati Verdi.

Numero Operatori Energia [GWh] Certificati Verdi

64 3893,8 77876

Tabella 6.6: Obbligo d’immissione di energia rinnovabile e Certificati Verdi equivalenti di energia non rinnovabile. [3]

Dalla tabella 6.6 si rileva che l’energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico italiano nel

2004 è stata pari a 3893,8 GWh,ovvero a 77876 Certificati Verdi, da 50 MWh ciascuno.

104

6.1.4 DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2005

La domanda di CV per l’anno 2005 è stata calcolata a partire dall’autocertificazione del 2004,

tenendo conto che per il 2005 il valore di ciascun CV è di 50 MW

Numero Operatori Energia [GWh]

91 258539

Tabella 6.7: Importazioni e produzione di energia da fonti non rinnovabili. Autocertificazioni 2004 [4]

Per la determinazione dell’energia effettivamente soggetta all’obbligo, sui dati di autocertificazione

presentati dagli operatori, arrotondati ai 5 GWh, è stata operata la detrazione della franchigia di 100

GWh spettante a ciascun soggetto. Tale operazione ha comportato una riduzione dell’energia

dichiarata da 258,54 a 183,3 TWh. Calcolando il 2,35% sul totale dell’energia soggetta all’obbligo,

si determina l’obbligo di immissione per il 2005 in termini di energia elettrica rinnovabile o di

Certificati Verdi. L’energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico italiano nel 2005 risulta

pari a 4305 GWh (+9.6% rispetto al 2004) corrispondente a 86163 certificati verdi.

Numero Operatori Energia [GWh] Certificati Verdi

42 4305 86163

Tabella 6.8: Obbligo d’immissione di energia rinnovabile e Certificati Verdi equivalenti di energia non rinnovabile. [4]

6.1.5 DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2006

Ricordiamo che questi dati non fanno parte dell’analisi storica ma sono semplicemente delle stime

fornite da GSE, i dati ufficiali verranno forniti nel bollettino dell’anno 2006, che sarà reso pubblico

nell’ottobre 2007.

Nella stima dei volumi di energia elettrica soggetti all’obbligo per l’anno 2006 le quote di energia

elettrica rinnovabile importata sono inferiori rispetto a quelle degli anni precedenti (quando l’import

rinnovabile era pari a circa il 70% dell’energia totale importata), questo è dovuto al nuovo regime di

riconoscimento dell’importazione di energia da fonti rinnovabili previsto dall’art. 20, comma 3 del

D.Leg. 387/03 basato sulla GO, entrato in vigore a partire dall’anno 2005.

Oltre a questa nuova importante normativa si ricorda che la percentuale d’obbligo per il 2006 è del

2,70% , l’insieme di questi fattori fa si che il GSE stimi un aumento pari al 40% rispetto all’anno

precedente di energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico italiano. Le previsioni parlano

105

di 6 TWh pari a 120000 certificati verdi, dei quali 5,5 TWh si prevede saranno coperti da CV

provenienti da impianti IAFR e il resto della domanda verrà coperto con CV di proprietà del GSE.

6.1.6 QUADRO STORICO DOMANDA

Nei grafici 6.1 e 6.2, vengono riassunti i dati dell’analisi storica che rappresentano la domanda di

CV per gli anni 2002, 2003, 2004, 2005.

Grafico 6.1: Andamento del numero di operatori e di energia rappresentante la domanda di CV. 2002-2005

Grafico 6.2: Domanda di Certificati Verdi per gli anni 2002-2005.

106

6.2 ANALISI STORICA DELL’OFFERTA DEI CERTIFICATI VERDI

Con la seguente analisi si vuole rappresentare lo scenario dell’offerta di Certificati Verdi suddivisa

per tipologia di produttore,in modo da poter differenziare i CV emessi direttamente a favore del

GSE attraverso impianti CIP 6/92 o a favore dei produttori privati qualificati IAFR. Quest’ultimi

verranno suddivisi ulteriormente per tipologia di fonte rinnovabile utilizzata.

6.2.1 OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2002

Per l’anno 2002 il GSE ha emesso a favore dei titolari di impianti qualificati IAFR 9140 Certificati

Verdi, corrispondenti in termini di energia a 914 GWh, e 23287 Certificati Verdi, a proprio favore,

corrispondenti in termini di energia a 2329 GWh. Il calcolo di questi CV è stato effettuato sui valori

dell’energia effettivamente prodotta nel 2002.

Gli impianti IAFR per i quali è stato emesso il maggior numero di CV sono gli idroelettrici, seguiti

nell’ordine dai geotermoelettrici, eolici, termoelettrici a prodotti vegetali o rifiuti e fotovoltaici.

Obbligo CV CV da IAFR CV da CIP6/92

32546 9140 23287

Tabella 6.9: Copertura dell’obbligo – Anno 2002. [1]

Come si vede dalla tabella 9 i CV annullati nel 2002 sono stati 32427, differenti dal quantitativo

corrispondente all’obbligo di 32546 CV per soli 119 CV. Tale differenza significa che per l’anno

2002 l’obbligo non è stato completamente soddisfatto. Come già descritto nel paragrafo 2.3, per chi

non ha ottemperato all’obbligo sono previste delle diffide e delle limitazioni al mercato.

Fonte Numero CV

Idrica 4196

Geotermica 1856

Eolica 1645

Biomasse e Rifiuti 1435

Fotovoltaica 8

Totale 9140

Tabella 6.10: Certificati Verdi emessi nell’anno 2002 differenziati per tipologia di fonte. [1]

107

Figura 6.1: Copertura dell’obbligo di CV per l’anno 2002.

6.2.2 OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2003

Nel 2003 sono stati emessi dal, GSE, complessivamente 34617 Certificati Verdi così suddivisi:

- 14814 Certificati Verdi a favore di produttori privati con impianti qualificati IAFR, come

illustrato dalla tabella 6.11.

- 19803 Certificati Verdi a proprio favore.

Fonte Numero CV

Idrica 5860

Geotermica 4825

Eolica 1812

Biomasse e Rifiuti 2309

Fotovoltaica 8

Totale 14814

Tabella 6.11: Certificati Verdi emessi nell’anno 2003 differenziati per tipologia di fonte. [2]

Per quanto attiene alla verifica annuale di ottemperanza all’obbligo, sulla base delle

autocertificazioni ricevute e riferite all’anno 2002, il GSE ha annullato complessivamente 34.554

CV (obbligo) che risultano suddivisi come indicato in figura 6.2:

108

Figura 6.2: Copertura dell’obbligo di CV per l’anno 2003.

• 12.627 sono stati emessi a favore dei produttori IAFR o grossisti;

• 19.803 sono stati acquistati dal GSE.

• 2.124 sono stati emessi a fronte dell’autoproduzione dell’operatore soggetto all’obbligo; cioè

l’operatore soggetto all’obbligo ha prodotto il quantitativo di energia proveniente da fonti

rinnovabili con propri impianti,in modo da non entrare direttamente nel mercato dei Certificati

Verdi. Nei bilanci di fine anno riportati dal GSE tali certificati vengono considerati come CV

emessi a favore dei produttori privati.

La differenza fra i CV emessi nel 2003 a favore di produttori privati con impianti qualificati IAFR,

pari a 14.814 e i CV utilizzati per la copertura dell’obbligo, pari a 14.751 (somma tra i CV emessi a

favore dei produttori IAFR e quelli provenienti dall’autoproduzione) è rappresentata da 63 CV che

risultano invenduti nell’anno 2003. Si ricorda che la durata di validità di un Certificato Verde è di

tre anni, quindi da un punto di vista commerciale non ha senso parlare di CV invenduti.

Obbligo CV CV da IAFR CV da CIP6/92 CV autoproduzione

34554 14814 19803 2124

Tabella 6.12: Copertura dell’obbligo – Anno 2003. [2]

109

6.2.3 OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2004

La tabella 6.13 riporta la composizione della copertura dell’obbligo contratto nel 2003, da

soddisfare con l’energia prodotta da fonti rinnovabili nel 2004.

Obbligo CV CV da IAFR CV da CIP6/92 CV da inadempienti

77876 57822 19894 160

Tabella 6.13: Copertura dell’obbligo – Anno 2004. [3]

Dalla tabella si evince come non tutti i certificati verdi rilasciati, pari a 59972 (somma dei certificati

emessi a favore dei produttori privati e quelli da operatori inadempienti) come sopra specificato,

siano stati utilizzati dagli operatori. In particolare la differenza di 2150 CV tra i CV emessi dagli

operatori IAFR e i CV, sempre degli operatori IAFR, effettivamente venduti, corrisponde ad una

quota di CV invenduta nell’anno 2004, ma essendo la validità di un singolo CV pari a tre anni,

questi certificati potranno essere commercializzati in futuro.

Nella Tabella 6.13 compaiono anche 160 certificati provenienti da operatori inadempienti, i quali

rappresentano quella classe di produttori qualificati IAFR che emettono CV a preventivo e a fine

anno non hanno raggiunto i quantitativi di energia che invece avevano dichiarato all’inizio

dell’anno. Tali operatori avranno delle restrizioni l’anno seguente sul quantitativo di CV che

potranno emettere, pari all’inadempimento commesso nel 2004.

Figura 6.3: Copertura dell’obbligo di CV per l’anno 2004.

Come anticipato, nel 2004 sono stati complessivamente emessi dal GSE, a favore dei produttori

IAFR, 59.972 Certificati Verdi.

110

Gli impianti IAFR per i quali è stato emesso il maggior numero di Certificati Verdi sono gli

idroelettrici (29.297 CV), seguiti nell’ordine dai geotermoelettrici (12.138 CV), eolici (9.292 CV) e

termoelettrici a biomasse e rifiuti (9.229 CV).

La ripartizione dei CV emessi per tipologia di fonte è riportata nella Tabella 6.14.

Fonte Numero CV

Idrica 29297

Geotermica 12138

Eolica 9292

Biomasse e Rifiuti 9229

Fotovoltaica 16

Totale 59972

Tabella 6.14: Certificati Verdi emessi nell’anno 2004 differenziati per tipologia di fonte. [3]

Si ricorda che nel 2004 il valore di un CV è di 50 MWh e non più 100 MWh.

6.2.4 OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI DELL’ANNO 2005

La tabella 6.15 riporta la composizione della copertura dell’obbligo contratto nel 2004, da

soddisfare con l’energia prodotta da fonti rinnovabili nel 2005.

Obbligo CV CV da IAFR CV da CIP6/92 CV da inadempienti

86163 85337 641 185

Tabella 6.15: Copertura dell’obbligo – Anno 2005. [4]

Dalla tabella si evince come non tutti i certificati verdi rilasciati, pari a 88200 (somma dei certificati

emessi a favore dei produttori privati e quelli da operatori inadempienti) come sopra specificato,

siano stati utilizzati dagli operatori. In particolare la differenza tra i CV emessi dagli operatori IAFR

e i CV, sempre degli operatori IAFR, effettivamente venduti, corrisponde ad una quota di CV

invenduta nell’anno 2005, ma essendo la validità di un singolo CV pari a tre anni (secondo il

decreto legislativo 387/03, articolo 20), questi certificati potranno essere commercializzati per

ottemperare all’obbligo relativo ai due anni successivi.

111

Nel 2005 sono stati complessivamente emessi dal GSE, a favore dei produttori IAFR o dai rifiuti

ammessi, 88200 certificati verdi, come evidenziato in figura 6. , 2678 CV non sono stati annullati e

restano quindi disponibili per coprire la domanda degli anni successivi.

Figura 6.4: Copertura dell’obbligo di CV per l’anno 2005.

Gli impianti IAFR per i quali è stato emesso il maggior numero di certificati sono gli idroelettrici,

seguiti nell’ordine da eolici e biomasse, in forte aumento.

La ripartizione dei CV emessi per tipologia di fonte è riportata nella Tabella 6.16.

Fonte Numero CV

Idrica 33904

Geotermica 11217

Eolica 28950

Biomasse e Rifiuti 14108

Fotovoltaica 21

Totale 88200

Tabella 6.16: Certificati Verdi emessi nell’anno 2005 differenziati per tipologia di fonte. [4]

112

6.2.5 QUADRO STORICO OFFERTA

Nel grafico 6.3 viene riassunto lo scenario dell’offerta di CV per gli anni 2002, 2003, 2004,2005.

Grafico 6.3: Offerta di Certificati Verdi per gli anni 2002, 2003, 2004,2005.

6.3 ANALISI STORICA DEGLI IMPIANTI QUALIFICATI IAFR

Lo scopo di questa analisi è di riportare l’andamento della crescita degli impianti qualificati IAFR

sia dal punto di vista del numero che della producibilità. Per far ciò ci affidiamo ai risultati della

qualificazione IAFR al 30 giugno 2006.

Relativamente all’intero periodo di operatività del sistema dei Certificati Verdi emergono dati

significativi dell’impegno sempre più pregnante dell’attività di qualificazione degli impianti, svolta

dal GSE. Tra gli aspetti di maggior rilievo sicuramente sono da rilevare i seguenti:

• Sono state esaminate circa 1630 domande di qualifica degli impianti, di cui 1272 approvate in data

30/06/2006.

• Sono stati effettuati presso la sede del GSE oltre 300 incontri, richiesti dai titolari degli impianti,

per fornire chiarimenti in merito ai criteri di verifica

113

• Sono stati effettuati oltre 200 sopralluoghi necessari per le verifiche tecniche degli interventi

presentai prevalentemente nelle domande di qualifica di impianti ibridi o di impianti a rifacimento

parziale.

• E’ stato creato un nuovo sistema informativo, denominato “Rinnova”, per la gestione del processo

di qualificazione degli impianti e del successivo rilascio di certificati verdi, con l’introduzione delle

novità introdotte dagli ultimi decreti legge del 24 ottobre 2005.

In questo modo il GSE ha potuto riportare una crescita progressiva degli impianti qualificati IAFR

dal dicembre del 2001 fino al giugno del 2006.

Grafico 6.4: Progressione degli impianti qualificati IAFR

Per rendere più chiaro l’andamento riportato nella 6.4 mostriamo ora per ogni anno una sintesi degli

impianti qualificati IAFR, sia per gli impianti in esercizio che per quelli in fase di progetto.

114

6.3.1 IMPIANTI QUALIFICATI 2003

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 165 62 227

Geotermica 3 0 3

Eolica 21 95 116

Biomasse e rifiuti 55 23 78

Fotovoltaica 4 1 5

Totale 248 181 429

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 879,9 837,9 1717,8

Geotermica 418,6 0 418,6

Eolica 272,2 7207,9 7480,2

Biomasse e rifiuti 1127,7 631,1 1758,8

Fotovoltaica 1,2 0,1 1,3

Totale 2699,6 8677,1 11376,7

Tabella 6.17: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2003. [1]

.

Grafico 6.5: Producibilità degli impianti in esercizio qualificati al 31 maggio 2003.

115

6.3.2 IMPIANTI QUALIFICATI 2004

.

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 296 80 376

Geotermica 9 1 10

Eolica 34 135 169

Biomasse e rifiuti 90 33 123

Fotovoltaica 4 2 6

Totale 433 251 684

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 1384,1 1103,9 2488

Geotermica 636,6 144,4 781

Eolica 509,7 9969,8 10479,5

Biomasse e rifiuti 1586,9 841,7 2428,6

Fotovoltaica 1,2 0,2 1,4

Totale 4118,6 12059,9 16178,6

Tabella 6.18: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2004 [2]

Grafico 6.6: Producibilità degli impianti in esercizio qualificati al 31 maggio 2004.

116

6.3.3 IMPIANTI QUALIFICATI 2005

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 421 115 536

Geotermica 9 2 11

Eolica 61 147 208

Biomasse e rifiuti 146 53 199

Fotovoltaica 5 13 18

Totale 642 330 972

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 2056,4 1532,3 3588,7

Geotermica 636,6 264,4 901

Eolica 1439,9 11090,5 12530,4

Biomasse e rifiuti 2274,1 1268,9 3543

Fotovoltaica 1,3 2,6 3,9

Totale 6408,3 14158,7 20567

Tabella 6.19: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2005. [3]

Grafico 6.7: Producibilità degli impianti in esercizio qualificati al 31 maggio 2005.

117

6.3.4 IMPIANTI QUALIFICATI 2006

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALEIdrica 471 104 575

Geotermica 0 0 0Eolica 6 3 9

Biomasse e rifiuti 136 30 166Fotovoltaica 4 2 6

Totale 617 139 756

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALEIdrica 2750,4 1132,4 3882,8

Geotermica 0 0 0Eolica 10,1 17,5 27,6

Biomasse e rifiuti 1726,9 1137,8 2864,7Fotovoltaica 0,5 0,2 0,7

Totale 4487,9 2287,9 6775,8

Tabella 6.20/a: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2006 (Nord Italia) [4]

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALEIdrica 74 15 89

Geotermica 12 0 12Eolica 3 13 16

Biomasse e rifiuti 28 6 34Fotovoltaica 2 0 2

Totale 119 34 153

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALEIdrica 218,6 52,2 270,8

Geotermica 943,2 0 943,2Eolica 8,2 709,6 717,8

Biomasse e rifiuti 203,9 97,7 301,6Fotovoltaica 0,1 0 0,1

Totale 1374,0 859,5 2233,5

Tabella 6.20/b: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2006 (Centro Italia) [4]

118

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALEIdrica 29 16 45

Geotermica 0 0 0Eolica 73 160 233

Biomasse e rifiuti 28 30 58Fotovoltaica 13 14 27

Totale 143 220 363

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALEIdrica 243,1 196,5 439,6

Geotermica 0 0 0Eolica 2421,7 10667,1 13088,8

Biomasse e rifiuti 634,2 985,6 1619,8Fotovoltaica 2,1 2,6 4,7

Totale 3301,1 11851,8 15152,9

Tabella 6.20/c: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2006 (Sud Italia) [4]

NUMERO ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 574 135 709

Geotermica 12 0 12

Eolica 82 176 258

Biomasse e rifiuti 192 66 258

Fotovoltaica 19 16 35

Totale 879 393 1272

PRODUCIBILITA’ [GWh] ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 3212,1 1381,1 4593,2

Geotermica 943,2 0 943,2

Eolica 2440 11394,2 13834,2

Biomasse e rifiuti 2565 2221,1 4786,1

Fotovoltaica 2,7 2,8 5,5

Totale 9163 14999,2 24162,2

Tabella 6.20: Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2006 [4]

119

Grafico 6.8: Producibilità degli impianti in esercizio qualificati al 31 maggio 2006.

Dai grafici 6.5, 6.6, 6.7, 6.8, si evince come in questi ultimi anni, gli impianti idroelettrici e a

biomassa e rifiuti rappresentino la maggior parte dell’intera producibilità degli impianti qualificati

IAFR. Solo nel 2004 si comincia a vedere una crescita interessante degli impianti eolici.

6.3.5 ANALISI STORICA IMPIANTI QUALIFICATI 2003-2006 PER FONTE

In questo paragrafo sono riportati gli andamenti delle producibilità dichiarate dagli operatori nelle

sezioni di qualifica d’impianto; sono riferite agli im pianti in esercizio (energia teoricamente

producibile nel corso dell’anno indicato) e agli impianti a progetto (energia producibile dalle varie

centrali che non sono ancora state attivate / realizzate). Questi dati rappresentano la base su cui

poggia lo sviluppo previsionale dell’offerta di CV, analizzata nel dettaglio nel capitolo 8.

6.3.5.1 IDROELETTRICO:

Grafico 6.9: Quadro evoluzione storica impianti idroelettrici qualificati 2003-2006

120

6.3.5.2 GEOTERMICO:

Grafico 6.10: Quadro evoluzione storica impianti geotermici qualificati 2003-2006

6.3.5.3 EOLICO:

Grafico 6.11: Quadro evoluzione storica impianti eolici qualificati 2003-2006

121

6.3.5.4 BIOMASSA:

Grafico 6.12: Quadro evoluzione storica impianti a biomassa qualificati 2003-2006

6.3.5.5 FOTOVOLTAICO:

Grafico 6.13: Quadro evoluzione storica impianti fotovoltaici qualificati 2003-2006

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2002” (GSE)

[2] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2003” (GSE)

[3] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2004” (GSE)

[4] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2005” (GSE)

il materiale è disponibile sul sito www.gsel.it

122

CAPITOLO 7 - PREVISIONE DELLA DOMANDA DI

CERTIFICATI VERDI

In questo capitolo, si vuole presentare una previsione, il più possibile accurata, della domanda di

Certificati Verdi dal 2006 al 2012. L’anno 2006, pur facendo parte del passato da un punto di vista

temporale, viene considerato come parte della previsione e non come anno utile per l’analisi

storica, in quanto i dati certi che attualmente abbiamo a disposizione risalgono fino al 2005, e

pertanto le quantità di certificati richiesti e offerti nel 2006 risultano per ora sconosciute.

Per poter dare un fondamento logico all’analisi che seguirà, è necessario capire il meccanismo che

consente di stabilire la quota di energia rinnovabile da immettere obbligatoriamente nel sistema

elettrico italiano,in modo da poter costruire un modello col quale poi simulare gli scenari degli anni

futuri.

Una volta costruito il modello, sfruttando i dati riportati nell’analisi storica (capitolo 6), se ne

verifica la validità e la precisione, per poi utilizzarlo nel calcolo previsionale.

7.1 MODELLI NUMERICI PER IL CALCOLO DELLA DOMANDA DI

CERTIFICATI VERDI

7.1.1 MODELLO PER LA DETERMINAZIONE DELL’INCERTEZZA DI

CALCOLO

Come già detto in precedenza, il valore della domanda dei CV si trova applicando una percentuale

all’energia proveniente da fonti non rinnovabili detratta della franchigia di 100 GWh spettante a

ciascun soggetto (includendo la produzione di tutti gli operatori che non superano la quota minima

di 100 GWh annui). Per la realizzazione di questo modello sono stati fatti dei calcoli sui dati storici

che hanno permesso di limitare la soglia dell’errore. Mantenere questi standard di affidabilità risulta

difficile soprattutto causa l’incertezza di cui sono logicamente affetti i dati previsionali che andremo

a trattare.

In questo paragrafo è presentato un modello che impiega un mix di dati stimati che verranno poi

impiegati come input del modello di calcolo e di dati racconti a consuntivo (fonte GSE), allo scopo

123

di determinare con chiarezza le cause degli errori che verranno commessi nello sviluppo di questo

studio.

Nel rapporto 2006 delle Attività del Gestore dei Servizi Elettrici sono riportati i seguenti dati,

relativi al calcolo della domanda per l’anno 2005.

PRODUTTORI[GWh] n. operatori

Produzione Termica Netta 232806

Biomasse e Rifiuti 5250Produzione non rinnovabile 227610 42

Produzione > 100 GWh 213506

Cogenerazione 33194

Franchigia 2872

Energia Soggetta 177440 28

% obbligo 2,35

energia calcolata 4170

n. CV 83391Tabella 7.1/a – Domanda CV da produttori anno 2005 (fonte GSE) [5]

IMPORTATORI TOTALE[GWh] n. operatori [GWh] n. operatori

Totale Importazione 46426 49 274552,6 91

Importazione > 100 GWh 45033 257085,62

Importazione Esente 34970 69112,20

Franchigia 4165 4200,00

Energia Soggetta 4898 14 183773,42 42

% obbligo 2,35 2,35

energia calcolata 138 4318,68

n. CV 2772 86374Tabella 7.1/b – Domanda CV da importatori anno 2005 (fonte GSE) [5] Tabella 7.1 Totale 2005 (fonte GSE) [5]

124

Partendo da questa struttura di calcolo definiamo il modello per la determinazione dell’incertezza

cui sono affetti i nostri dati. La struttura del modello è la seguente:

- dal bilancio di esercizio di Terna [8] viene prelevato il valore relativo alla produzione termica

netta (ovvero al netto di servizi ausiliari di centrale) dalla quale va tolta l’energia prodotta

dalle centrali di termovalorizzazione (dati ENEA [9][10]) che nel bilancio compongono

un’unica voce.

- Si calcola così la produzione totale netta da fonti non rinnovabili, e si preleva dai bilanci

GSE [1][2][3][4] il numero di operatori che hanno contribuito a questa produzione. - Ovviamente non tutta la produzione non rinnovabile e non tutti i produttori sono soggetti

all’obbligo, infatti come sopraccitato, i produttori che non superano i 100 GWh/anno sono

esentati dall’acquisto di CV, per cui non partecipano alla composizione della domanda. A

questo fatto va inoltre aggiunto l’arrotondamento commerciale dell’energia. Secondo stime

APER il valore di produzione da operatori >100GWh è calcolabile come il 95% del totale

prodotto. [7]

- La produzione >100 GWh così calcolata sarà prodotta da un numero di utenti più ristretto

rispetto alla totale produzione non rinnovabile.

- A questo dato vanno poi sottratti la cogenerazione (dati ENEA [9][10]) e la parte di franchigia

spettante ai produttori che dovranno adempiere l’obbligo, arriviamo così a definire la parte

di energia soggetta all’obbligo da parte dei produttori nazionali.

- In funzione dell’anno corrente la percentuale d’obbligo cambia e calcolandola in funzione

del dato ottenuto al punto precedente otterremo la quota d’obbligo che divisa per il valore

nominale di un singolo certificato verde ci fornirà il numero di certificati che occorrono per

coprire l’obbligo che grava sui produttori nazionali.

- Si procede analogamente per l’energia importata, calcolando l’import >100GWh a cui

vanno detratte la produzione da rinnovabili e la franchigia per gli operatori >100GWh. Per

quanto riguarda l’import rinnovabile si è stimato che in funzione dei dati storici la

percentuale sull’import totale fosse pari al 75% [7]. Questo dato però, causa gli

aggiornamenti in corso riguardo alla certificazione delle importazioni rinnovabili subirà già

dalla previsione 2006 una sensibile diminuzione.

- Anche per l’importazione viene calcolato il numero di CV equivalenti col metodo sopra

riportato.

- Sommando questi due dati si ottiene il numero totale di CV che andranno a comporre la

domanda.

125

7.1.1.1 VERIFICA DI AFFIDABILITA’

Nelle seguenti tabelle, vengono riportati i calcoli dettagliati riguardanti il quadriennio 2002-2005

che rappresenta il nostro insieme di dati storici. Sono riportati in blu i dati raccolti a consuntivo, in

rosso i dati stimati e in nero gli output del modello di calcolo.

PRODUTTORI[GWh] n. operatori

Produzione Termica Netta 207274,6Biomasse e Rifiuti 1259Produzione non rinnovabile 206015,6 73

Produzione > 100 GWh 191814,82

Cogenerazione 32947

Franchigia 3400

Energia Soggetta 155467,82 34

% obbligo 2

energia calcolata 3109,36

n. CV 31094

Tabella 7.2/a – Modello mix domanda CV da produttori anno 2002

IMPORTATORI TOTALE[GWh] n. operatori [GWh] n. operatori

Totale Importazione 48926,6 94 254942,20 167

Importazione > 100 GWh 41403,4 233218,26

Importazione Esente 31052,5 63999,58

Franchigia 3100 6500,00

Energia Soggetta 7250,8 31 65

% obbligo 2 2

energia calcolata 145,02 3254,37

n. CV 1450 32544

Tabella 7.2/b – Modello mix domanda CV da importatori anno 2002 Tabella 7.2 Totale 2002

126

PRODUTTORI[GWh] n. operatori

Produzione Termica Netta 218370,9Biomasse e Rifiuti 4662Produzione non rinnovabile 213708,9 42

Produzione > 100 GWh 201223,4

Cogenerazione 34857,3

Franchigia 2400

Energia Soggetta 163966,1 24

% obbligo 2

energia calcolata 3279,3

n. CV 32793

Tabella 7.3/a – Modello mix domanda CV da produttori anno 2003

IMPORTATORI TOTALE[GWh] n. operatori [GWh] n. operatori

Totale Importazione 51519,1 61 265228,00 103

Importazione > 100 GWh 47231,1225 248454,58

Importazione Esente 35423,34 70280,64

Franchigia 3100 5500,00

Energia Soggetta 8707,78063 31 55

% obbligo 2 2

energia calcolata 174,16 3453,48

n. CV 1742 34535

Tabella 7.3/b – Modello mix domanda CV da importatori anno 2003 Tabella 7.3 Totale 2003

127

PRODUTTORI[GWh] n. operatori

Produzione Termica Netta 230035,8Biomasse e Rifiuti 4493Produzione non rinnovabile 225542,8 45

Produzione > 100 GWh 218204,23

Cogenerazione 35465

Franchigia 2800

Energia Soggetta 179939,23 28

% obbligo 2

energia calcolata 3598,78

n. CV 71976

Tabella 7.4/a – Modello completo domanda CV da produttori anno 2004

IMPORTATORI TOTALE[GWh] n. operatori [GWh] n. operatori

Totale Importazione 51485,9 94 277028,70 139

Importazione > 100 GWh 44398,7525 262602,98

Importazione Esente 28859,1891 64324,19

Franchigia 3600 6400,00

Energia Soggetta 11939,5634 36 64

% obbligo 2 2,00

energia calcolata 238,79 3837,58

n. CV 4776 76752

Tabella 7.4/b – Modello completo domanda CV da importatori anno 2004 Tabella 7.4 Totale 2004

128

PRODUTTORI[GWh] n. operatori

Produzione Termica Netta 233763,8Biomasse e Rifiuti 5637,2Produzione non rinnovabile 228126,6 42

Produzione > 100 GWh 215320,27

Cogenerazione 33194

Franchigia 2800

Energia Soggetta 179326,27 28

% obbligo 2,35

energia calcolata 4214,17

n. CV 84283

Tabella 7.5/a – Modello mix domanda CV da produttori anno 2005

IMPORTATORI TOTALE[GWh] n. operatori [GWh] n. operatori

Totale Importazione 46426 49 274552,6 91

Importazione > 100 GWh 41765,35 257085,62

Importazione Esente 35918,20 69112,20

Franchigia 1400,00 4200,00

Energia Soggetta 4447,15 14 183773,42 42

% obbligo 2,35 2,35

energia calcolata 104,51 4318,68

n. CV 2090 86374

Tabella 7.5/b – Modello mix domanda CV da importatori anno 2005 Tabella 7.5 Totale 2005

129

2002 2003 2004 2005

RISULTATI MODELLO C. 32544 34535 76752 86374DATI GSE 32546 34554 77896 86163

ERRORE in CV 2 19 1144 -211

ERRORE % 0,01 0,05 1,47 -0,24

Tabella 7.6 : Confronto tra gli output del modello mix e i dati GSE sull’analisi storica 2002-2005

7.1.2 MODELLO DI CALCOLO

Il modello completo citato nel paragrafo precedente risulta d’uso complicato e poco adatto ad un

analisi previsionale, in quanto è composto da parametri che sarebbero complessi da stimare nel

breve e soprattutto nel lungo periodo. Pertanto verrà impiegato un modello semplificato, che risulta

comunque efficace e affidabile. Per ottenere il risultato finale dell’energia soggetta all’obbligo

bisogna partire dal valore totale dell’energia consumata, Consumo Interno Lordo (CIL), cioè dalla

somma della totale produzione lorda più il totale delle importazioni estere, al quale poi bisogna

sottrarre la parte di energia esente all’obbligo. Delle esenzioni fanno parte l’energia proveniente da

fonti rinnovabili, da importazioni dichiarate provenire anch’esse da fonti rinnovabili, dalla

cogenerazione, l’energia rappresentante la franchigia ed anche l’energia destinata ai servizi

ausiliari, e al pompaggio.

Dopo aver sottratto al CIL le esenzioni si è ricavata l’energia alla quale poi bisogna applicare, a

seconda dell’anno di riferimento e del valore imposto, la percentuale (2% fino al 2004 e

successivamente un incremento annuo pari allo 0,35% secondo la normativa vigente), per poter così

ottenere la quota finale di energia destinata all’obbligo. Noto questo valore risulta poi facile

calcolare il numero di CV dato il valore di un singolo certificato.

Per rendere più chiaro il calcolo della domanda vengono riportate di seguito le formule in forma

schematica.

130

Produzione Totale Nazionale Lorda + Totale Import = Consumo Interno Lordo (CIL)

CIL -

Servizi ausiliari -

Fonti rinnovabili -

Cogenerazione - Esenzioni

Import rinnovabili -

Pompaggio -

Franchigia =

Energia Soggetta all’Obbligo

Quota Obbligo rinnovabili = [ 2+(K*0,35) % dell’ Energia Soggetta all’Obbligo ]

Quota Obbligo rinnovabili Numero CV = Valore di un Singolo CV

Le formule descritte rappresentano la struttura del modello che andremo ad utilizzare a impiegare

per sviluppare l’andamento revisionale della domanda di CV. Come si può notare, la sua struttura è

molto semplice ed è strettamente legata alla qualità dei dati che gli vengono inseriti. La precisione

di questo tipo di previsione è direttamente proporzionale alla precisione dei dati che vengono

inseriti nel modello.

7.1.2.1 VERIFICA DI AFFIDABILITA’ DEL MODELLO

L’unico strumento che ci consente di verificare la correttezza e soprattutto il margine di errore del

modello è rappresentato dal confronto dei valori ottenuti con quelli verificati negli anni passati con

l’analisi storica. Nel capitolo precedente sono stati riportati i dati riguardanti l’energia e il numero

di CV equivalenti rappresentanti l’obbligo per il periodo 2002-2005. Risulta facilmente intuibile

131

che inserendo nel modello i valori riportati nei bilanci energetici nazionali degli anni passati si

ottengono dei risultati che confrontati coi valori dichiarati dal GSE consentono di stimare l’errore di

calcolo commesso nelle simulazioni.

Per queste simulazioni verranno impiegati i dati riportati da Terna [8], implementati da dati ENEA

(Ente Nazionale Energie Alternative) [9][10] per quanto riguarda la produzione di energia da biomasse

e rifiuti (che nei bilanci Terna è inglobata nella produzione termica), e da dati APER [6][7]

(Associazione Produttori Energia Rinnovabile) forniti gentilmente dall’ Ing. C. Lanfranconi dal

Dott. M. Leonardi, per quanto riguarda le esenzioni relative a franchigia e import rinnovabile.

In tabella 7.7 sono riportati i dati relativi al quadriennio 2002-2005 elaborati secondo il nostro

modello di calcolo.

2002 2003 2004 2005PRODUZIONE LORDA 278994,5 284401,3 293865 303321,2Idrica 53925,7 47262 44276,8 49908Termica 219378,9 231068,7 242784,4 246125,3Geotermica 4506,6 4662,3 5340,5 5437,3Eolica 1178,6 1404,2 1458,4 1846,5Fotovoltaica 4,8 4,1 5 4SALDO ESTERO 48377,3 50596,8 50967,6 45634,9TOTALE IMPORT 48926,6 51519,1 51485,9 46425,7TOTALE EXPORT 549,3 922,3 518,3 790,8CONSUMO INTERNO LORDO 327371,8 334998,1 344832,6 348956,1PRODUZIONE NETTA 265965,2 270782,8 280183,2 290022,7Idrica 53252,3 46619,5 43649,7 49283,7Termica 207274,6 218370,9 230035,8 233763,8Geotermica 4256,3 4385,1 5036 5127,2Eolica 1177,3 1403,2 1456,8 1843,9Fotovoltaica 4,8 4 4,9 4

ESENZIONI: 160236,9 161103,3 159279,6 169425,9SERVIZI AUSILIARI 13029,3 13618,5 13681,8 13298,5POMPAGGIO 9511 10653,6 10492,4 10300,3BIOMASSE E RSU 1259 4662 4493 5637COGENERAZIONE 32947 34857,3 35465 33194FONTI RINNOVABILI 58690,6 52411,9 50147,4 61896,1IMPORT RINNOVABILI 35000 35000 35000 35000FRANCHIGIA 9800 9900 10000 10100ENERGIA SOGGETTA 167134,9 173894,8 185553 179530,2PERCENTUALE OBBLIGO 2 2 2 2,35QUOTA OBBLIGO 3342,69 3477,89 3803,83 4218,96VALORE CV 0,1 0,1 0,05 0,05NUMERO CV 33427 34779 76077 84379

Tabella 7.7 – Modello semplificato domanda CV verifica di affidabilità su analisi storica 2002 - 2005

132

In tabella 7.8 è riportato un confronto tra i risultati ottenuti dal modello e i dati reali forniti dal GSE.

2002 2003 2004 2005RISULTATI MODELLO S. 33427 34779 76077 84379DATI GSE 32546 34554 77896 86163ERRORE in CV -881 -225 1819 1784ERRORE % -2,71% -0,65% 2,34% 2,07%

Tabella 7.8: Confronto tra gli output del modello semplificato e i dati GSE sull’analisi storica 2002-2005

Come si nota dai risultati ottenuti il margine di errore si contiene nel 3%, range considerato

accettabile. La principale fonte di errore è data dall’approssimazione introdotta nei dati relativi

all’import rinnovabile e alla franchigia. I dati inseriti nel modello risultano essere meno accurati in

quanto derivanti da stime meno specifiche ma tendenzialmente comunque valide.

La stima del parametro dell’import rinnovabile è fonte di oggettive difficoltà, dovute a una incerta

normativa ancora in via di ridefinizione. Nel calcolo previsionale vengono ipotizzati tre scenari

riguardo alla possibilità che gli importatori vengano esonerati dall’obbligo.

7.2 PREVISIONE DELLA DOMANDA DI CERTIFICATI VERDI

Una volta verificata la validità del modello è possibile procedere con il calcolo della previsione

della domanda di Certificati verdi per gli anni 2006-2012.

Per svolgere questa previsione risulta fondamentale conoscere le stime future dei valori che

andremo ad inserire nel modello.

Calcolare per ogni voce del bilancio energetico e delle esenzioni una previsione a breve termine,

cioè per un arco temporale inferiore ai cinque anni, risulterebbe troppo dispendioso e probabilmente

porterebbe a risultati imprecisi, in quanto sono necessarie conoscenze dettagliate e specifiche di

tutto il parco di produzione nazionale e dei contratti internazionali per l’energia importata ed

esportata all’estero, di cui non possiamo venire a conoscenza.

Per questo motivo, si è dovuto utilizzare delle previsioni di questi valori effettuate da altri enti che

hanno svolto studi specifici in questa direzione.

In particolare utilizzeremo dati forniti in uno studio effettuato da ENEA [6] e altro materiale

gentilmente fornito dall’Ing. C. Lanfranchi di APER [7] , che sono riportati nella tabella seguente.

133

7.2.1 SCENARIO TENDENZIALE:

Questa simulazione prevede che i dati evolvano mantenendo delle percentuali di crescita che hanno

tenuto negli anni precedenti, verrà sviluppato il calcolo fino al 2012, e un analisi di sensitività dal

2008 in avanti ipotizzando la possibilità che venga incrementata la quota d’obbligo percentuale.

Nella tabella 7.9 sono riportati i dati relativi allo sviluppo del bilancio energetico:

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CIL 359349 366330 373450 380713 388121 395677 403385SALDO IMPORT 58500 58500 59500 60000 60000 60000 60000PRODUZIONE LORDA 300849 307830 313950 320713 328121 335677 343385TERMOELETT. LORDA 236842 242621 247067 253422 259252 265777 270971

Tabella 7.9: Previsioni bilancio energetico 2006-2012 [GWh] (dati ENEA) [6]

In tabella 7.10 sono elencate le esenzioni, con specifiche riguardo a tutti i dati che costituiscono gli

input del modello.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012SERVIZI AUSILIARI 14198 14553 14917 15290 15550 15814 16083FRANCHIGIA 10300 10400 10500 10600 10700 10800 10900RINNOVABILI 56497 57704 59376 59780 61354 62386 64901IMPORT RINNOVABILI 30000 30000 30000 30000 30000 30000 30000COGENERAZIONE 56937 60000 65000 70000 70000 70000 70000POMPAGGIO 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000

Tabella 7.10: Input per il modello di calcolo 2006-2012 [GWh] (dati ENEA-APER) [7]

In funzione di questi dati previsionali la stima della domanda è la seguente:

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CIL 359349 366330 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 177932 182657 189793 195670 197604 199000 201884ENERGIA SOTTO OBBLIGO 181417 183673 183657 185043 190517 196677 201501OBBLIGOPERCENTUALE 2,7 3,05 3,4 3,75 4,1 4,45 4,8QUOTA OBBLIGO 4898,3 5602,0 6244,3 6939,1 7811,2 8752,1 9672,0DOMANDA IN CV 97965 112041 124887 138782 156224 175043 193441

Tabella 7.11: Output del modello di calcolo 2006-2012 [GWh] (scenario tendenziale)

134

ANNO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012PERCENTUALEOBBLIGO 2 2 2 2,35 2,70 3,05 3,40 3,75 4,10 4,45 4,80QUOTAOBBLIGO[GWh] 3254,6 3455,4 3893,8 4308,0 4898,3 5602,0 6244,3 6939,1 7811,2 8752,1 9672,0VALORE CV [MWh] 50 50 100 100 100 100 100 100 100 100 100

NUMERO CV 32546 34554 77896 86163 97965 112041 124887 138782 156224 175043 193441

Tabella 7.12: Evoluzione storica della domanda di CV 2002-2012 (scenario tendenziale)

Grafico 7.1: Evoluzione storica della domanda di CV 2002-2012 (scenario tendenziale)

7.2.1.1 ANALISI DI SENSITIVITY SULLO SCENARIO TENDENZIALE:

Poniamo ora l’ipotesi che dal 2008 la percentuale di energia non rinnovabile sotto obbligo

modifichi il suo incremento annuo portandosi da 0,35% a 0,50%. Nella tabella sono riportati i

risultati del calcolo per questo scenario.

2008 2009 2010 2011 2012CIL 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 189793 195670 197604 199000 201884ENERGIA OBBLIGO 183657 185043 190517 196677 201501OBBLIGO PERCENTUALE 3,55 4,05 4,55 5,05 5,55QUOTA OBBLIGO 6519,8 7494,2 8668,5 9932,2 11183,3DOMANDA IN CV 130396 149885 173370 198644 223666

Tabella 7.13: Output del modello di calcolo 2008-2012 [GWh] (scenario tendenziale – quota + 0.50%/anno)

135

Se invece l’aumento verrà posto pari allo 0,75% si avrebbe la situazione esposta in tabella:

2008 2009 2010 2011 2012CIL 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 189793 195670 197604 199000 201884ENERGIA OBBLIGO 183657 185043 190517 196677 201501OBBLIGO PERCENTUALE 3,8 4,55 5,3 6,05 6,8QUOTA OBBLIGO 6979,0 8419,5 10097,4 11899,0 13702,1DOMANDA IN CV 139579 168389 201948 237979 274041

Tabella 7.14: Output del modello di calcolo 2008-2012 [GWh] (scenario tendenziale – quota + 0.75%/anno)

Graficamente l’andamento delle due ipotesi è il seguente:

Grafico 7.3: Analisi di sensitività sulla quota percentuale d’obbligo (scenario tendenziale)

7.2.2 SCENARIO CON LIMITAZIONI ALL’IMPORT RINNOVABILE

Questa simulazione prevede che i dati evolvano mantenendo delle percentuali di crescita che hanno

tenuto negli anni precedenti modificando la consistenza dell’energia rinnovabile importata a seguito

delle normative sulla GO. Verrà sviluppato il calcolo fino al 2012, e un analisi di sensitività dal

2008 in avanti ipotizzando la possibilità che venga incrementata la quota d’obbligo percentuale.

Nella tabella 7.15 sono riportati i dati relativi allo sviluppo del bilancio energetico:

136

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CIL 359349 366330 373450 380713 388121 395677 403385SALDO IMPORT 58500 58500 59500 60000 60000 60000 60000PRODUZIONE LORDA 300849 307830 313950 320713 328121 335677 343385TERMOELETTRICALORDA 236842 242621 247067 253422 259252 265777 270971

Tabella 7.15: Previsioni bilancio energetico 2006-2012 [GWh] (dati ENEA) [6]

In tabella 7.16 sono elencate le esenzioni, con specifiche riguardo a tutti i dati che costituiscono gli

input del modello.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012SERVIZI AUSILIARI 14198 14553 14917 15290 15550 15814 16083FRANCHIGIA 10300 10400 10500 10600 10700 10800 10900RINNOVABILI 56497 57704 59376 59780 61354 62386 64901IMPORT RINNOVABILI 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000COGENERAZIONE 56937 60000 65000 70000 70000 70000 70000POMPAGGIO 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000

Tabella 7.16: Input per il modello di calcolo 2006-2012 [GWh] (dati ENEA-APER) [7]

In funzione di questi dati previsionali la stima della domanda è la seguente:

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CIL 359349 366330 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 157932 162657 169793 175670 177604 179000 181884ENERGIA OBBLIGO 201417 203673 203657 205043 210517 216677 221501OBBLIGO PERCENTUALE 2,70 3,05 3,40 3,75 4,10 4,45 4,80QUOTA OBBLIGO 5438,3 6212,0 6924,3 7689,1 8631,2 9642,1 10632,0DOMANDA IN CV 108765 124241 138487 153782 172624 192843 212641

Tabella 7.17: Output del modello di calcolo 2006-2012 [GWh] (scenario limit)

ANNO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012PERCENTUALEOBBLIGO 2 2 2 2,35 2,70 3,05 3,40 3,75 4,10 4,45 4,80QUOTAOBBLIGO[GWh] 3254,6 3455,4 3893,8 4308,0 5438,3 6212,0 6924,3 7689,1 8631,2 9642,1 10632,0VALORE CV [MWh] 50 50 100 100 100 100 100 100 100 100 100

NUMERO CV 32546 34554 77896 86163 108765 124241 138487 153782 172624 192843 212641

Tabella 7.18: Evoluzione storica della domanda di CV 2002-2012 (scenario limit)

137

Grafico 7.4: Evoluzione storica della domanda di CV 2002-2012 (scenario limit)

7.2.2.1 ANALISI DI SENSITIVITY SULLO SCENARIO CON LIMITAZIONI

ALL’IMPORT RINNOVABILE:

2008 2009 2010 2011 2012CIL 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 169793 175670 177604 179000 181884ENERGIA OBBLIGO 203657 205043 210517 216677 221501OBBLIGO PERCENTUALE 3,55 4,05 4,55 5,05 5,55QUOTA OBBLIGO 7229,8 8304,2 9578,5 10942,2 12293,3DOMANDA IN CV 144596 166085 191570 218844 245866

Tabella 7.19: Output del modello di calcolo 2008-2012 [GWh] (scenario limit – quota + 0.50%/anno)

2008 2009 2010 2011 2012CIL 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 169793 175670 177604 179000 181884ENERGIA OBBLIGO 203657 205043 210517 216677 221501OBBLIGO PERCENTUALE 3,8 4,55 5,3 6,05 6,8QUOTA OBBLIGO 7739,0 9329,5 11157,4 13109,0 15062,1DOMANDA IN CV 154779 186589 223148 262179 301241

Tabella 7.20: Output del modello di calcolo 2008-2012 [GWh] (scenario limit – quota + 0.75%/anno)

138

Grafico 7.5: Analisi di sensitività sulla quota percentuale d’obbligo (scenario limit)

7.2.3. SCENARIO CON SOLO CV DA PRODUZIONE NAZIONALE

Questa simulazione prevede che i dati evolvano mantenendo delle percentuali di crescita che hanno

tenuto negli anni precedenti annullando la consistenza dell’energia rinnovabile importata e

considerando quindi tutto l’import come soggetto all’obbligo. Verrà sviluppato il calcolo fino al

2012, e un analisi di sensitività dal 2008 in avanti ipotizzando la possibilità che venga incrementata

la quota d’obbligo percentuale.

Nella tabella 7.21 sono riportati i dati relativi allo sviluppo del bilancio energetico:

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CIL 359349 366330 373450 380713 388121 395677 403385SALDO IMPORT 58500 58500 59500 60000 60000 60000 60000PRODUZIONE LORDA 300849 307830 313950 320713 328121 335677 343385TERMOELETT LORDA 236842 242621 247067 253422 259252 265777 270971

Tabella 7.21: Previsioni bilancio energetico 2006-2012 [GWh] (dati ENEA) [6]

In tabella 7.22 sono elencate le esenzioni, con specifiche riguardo a tutti i dati che costituiscono gli

input del modello.

139

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012SERVIZI AUSILIARI 14198 14553 14917 15290 15550 15814 16083FRANCHIGIA 10300 10400 10500 10600 10700 10800 10900RINNOVABILI 56497 57704 59376 59780 61354 62386 64901IMPORT RINNOVABILI 0 0 0 0 0 0 0COGENERAZIONE 56937 60000 65000 70000 70000 70000 70000POMPAGGIO 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000

Tabella 7.22: Input per il modello di calcolo 2006-2012 [GWh] (dati ENEA-APER) [7]

In funzione di questi dati previsionali la stima della domanda è la seguente:

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CIL 359349 366330 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 147932 152657 159793 165670 167604 169000 171884ENERGIA OBBLIGO 211417 213673 213657 215043 220517 226677 231501OBBLIGO PERCENTUALE 2,7 3,05 3,4 3,75 4,1 4,45 4,8QUOTA OBBLIGO 5708,3 6517,0 7264,3 8064,1 9041,2 10087,1 11112,0DOMANDA IN CV 114165 130341 145287 161282 180824 201743 222241

Tabella 7.23: Output del modello di calcolo 2006-2012 (scenario interno)

Tabella 7.24: Evoluzione storica della domanda di CV 2002-2012 (scenario interno)

ANNO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012PERCENTUALEOBBLIGO 2 2 2 2,35 2,70 3,05 3,40 3,75 4,10 4,45 4,80QUOTAOBBLIGO[GWh] 3254,6 3455,4 3893,8 4308,0 5708,3 6517,0 7264,3 8064,1 9041,2 10087,1 11112,0VALORE CV [MWh] 50 50 100 100 100 100 100 100 100 100 100

NUMERO CV 32546 34554 77896 86163 114165 130341 145287 161282 180824 201743 222241

Grafico 7.6: Evoluzione storica della domanda di CV 2002-2012 (scenario interno)

140

7.2.3.1 ANALISI DI SENSITIVITY SULLO SCENARIO CON SOLO CV DA

PRODUZIONE NAZIONALE

2008 2009 2010 2011 2012CIL 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 159793 165670 167604 169000 171884ENERGIA OBBLIGO 213657 215043 220517 226677 231501OBBLIGO PERCENTUALE 3,55 4,05 4,55 5,05 5,55QUOTA OBBLIGO 7584,8 8709,2 10033,5 11447,2 12848,3DOMANDA IN CV 151696 174185 200670 228944 256966

Tabella 7.25: Output del modello di calcolo 2008-2012 [GWh] (scenario interno – quota + 0.50%/anno)

2008 2009 2010 2011 2012CIL 373450 380713 388121 395677 403385ESENZIONI 159793 165670 167604 169000 171884ENERGIA OBBLIGO 213657 215043 220517 226677 231501OBBLIGO PERCENTUALE 3,8 4,55 5,3 6,05 6,8QUOTA OBBLIGO 8119,0 9784,5 11687,4 13714,0 15742,1DOMANDA IN CV 162379 195689 233748 274279 314841

Tabella 7.26: Output del modello di calcolo 2008-2012 [GWh] (scenario interno – quota + 0.75%/anno)

Grafico 7.7: Analisi di sensitività sulla quota percentuale d’obbligo (scenario interno)

141

7.3 CONCLUSIONI:

Come si evince dalle analisi sopraesposte, la variazione della quota d’obbligo percentuale è un

fattore molto importante per la definizione del volume di certificati verdi richiesti. Ed è il principale

strumento per permettere al mercato delle rinnovabili di svilupparsi rapidamente. Occorre tenere

presente il fatto che a seguito dell’approvazione del decreto 24/10/2005 (in particolare comma 9

dell’articolo 5) il GSE è tenuto a ritirare tutti i CV che eventualmente rimarranno invenduti.

“Qualora dovesse verificarsi un eccesso di offerta di certificati verdi, causato da un mancato

adeguamento dell’obbligo, di cui all’articolo 11, commi l e 2, del decreto legislativo n. 79/99, e

all’articolo 4, comma l, del decreto legislativo n. 387/03, agli obiettivi indicativi nazionali di

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, il Gestore della rete è tenuto ad acquistare i

certificati verdi in eccesso, limitatamente ai certificati verdi che hanno terminato il periodo di

validità di cui all’articolo 20, comma 7, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387. Il prezzo

di acquisto è quello determinato all’articolo 9, comma 2.”

Per questo motivo, date le potenzialità di sviluppo delle rinnovabili valutate precedentemente, in

particolare della produzione eolica occorre adeguare accuratamente la percentuale d’obbligo onde

evitare che l’offerta superi la domanda. E’ ad ogni modo al vaglio del Senato una proposta volta alla

radicale modificazione del mercato dei CV, che verrà analizzata e discussa nel capitolo conclusivo

di questo elaborato.

142

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2002” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[2] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2003” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[3] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2004” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[4] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2005” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[5] “Rapporto 2006 delle attività del Gestore dei Servizi Elettrici” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[6] “Meccanismi di incentivazione e mercato delle rinnovabili in Italia” (M. Leonardi) pubblicato parzialmente su “Lo sviluppo delle rinnovabili in Italia tra necessità e opportunità” ENEA, Roma 2005

[7] Dati riportati da APER in aggiornamento e completamento [6] (disponibili solo per associati APER)

[8] "Dati statistici sull'energia elettrica in Italia" (TERNA) (disponibile sul sito internet www.terna.it)

[9] “Rapporto energia e ambiente 2000-2004” (ENEA) (disponibile a richiesta in formato CD-ROM sul sito internet www.enea.it)

[10] “Rapporto energia e ambiente 2005” (ENEA) (disponibile a richiesta in formato

CD- ROM sul sito internet www.enea.it)

143

CAPITOLO 8 – PREVISIONE DELL’OFFERTA DI CERTIFICATI VERDI

Lo studio previsionale dell’offerta di certificati verdi che verrà presentato in questo capitolo è stato

ottenuto grazie al prezioso aiuto dei tecnici di APER.

Il meccanismo che governa l’offerta dei CV appare in prima analisi molto semplice e di facile studio,

ma presenta delle notevoli complicanze legate all’interpretazione dei dati forniti dal GSE in merito agli

impianti qualificati IAFR.

In particolare, i problemi riscontrati sono di due tipi: in primo luogo, si è verificato che la producibilità

dichiarata degli impianti in esercizio differisce dall’energia che effettivamente produce certificati; il

secondo problema è da imputare allo sfasamento temporale di 6-7 mesi tra i dati forniti dal GSE sulla

producibilità degli impianti e i dati legati ai CV prodotti.

A differenza del capitolo precedente, in questo caso risulta inutile servirci di un solo modello di calcolo

dato che ogni tipologia produttiva ha un comportamento diverso ed è essenziale un trattamento

personalizzato dei dati per poter ottenere risultati soddisfacenti.

Lo studio è diviso in due parti, uno studio di breve periodo (2006-07) e uno studio di medio periodo

(fino al 2010), anche se in attesa dell’entrata in vigore delle nuove direttive lo studio potrebbe limitarsi

al 2008.

8.1 OFFERTA DI BREVE PERIODO 2006-2007

Per la stima dell’offerta di breve periodo le indicazioni più utili sono fornite dai bollettini annuali

pubblicati dal GSE sullo sviluppo delle energie rinnovabili, dettagliatamente esaminate nel capitolo 6.

Con il bollettino dell’ottobre 2006 si hanno a disposizione le informazioni relative agli impianti entrati

in esercizio, gli impianti ai quali sono effettivamente rilasciati i CV e gli impianti che hanno conseguito

la qualifica IAFR in progetto nei primi quattro anni di esperienza certificati verdi. La produzione da

impianti fotovoltaici non è stata presa in considerazione, in quanto il suo apporto all’offerta di CV

appare irrilevante. Le seguenti tabelle riassumono i dati dei diversi bollettini:

144

2002 2003 2004 2005Idroelettrico 420 587 1466 1695Geotermico 186 483 606 561Eolico 165 181 465 1448Biomassa e RSU 143 231 462 705TOTALE 913 1481 2999 4409

Tabella 8.1 – Produzione Rinnovabile per fonte sulla base dei CV emessi [GWh] [1][2][3][4]

mag-03 mag-04 giu-05 mag-06Idroelettrico 880 1384 2056 3212Geotermico 419 637 636 943Eolico 272 509 1440 2440Biomassa e RSU 1127 1586 2274 2565TOTALE 2698 4116 6406 9160

Tabella 8.2 – Produzione Rinnovabile per fonte sulla base degli impianti definiti in “esercizio” [GWh] [1][2][3][4]

La forte discrepanza tra i dati effettivi e quelli relativi agli impianti IAFR entrati in esercizio dipende

da diversi fattori, anzitutto la rilevazione è del maggio-giugno dell’anno successivo all’emissione dei

CV, quindi anche gli impianti entrati in esercizio nel corso dell’anno precedente attendono l’anno

successivo per la prima emissione dei CV, inoltre, come rilevato dal GSE stesso, la producibilità

dichiarata dagli operatori risulta solitamente essere sovrastimata.

Fatte queste considerazioni di carattere generale è importante rilevare il dettaglio delle fonti.

- Idroelettrico e Geotermoelettrico:

Per quanto riguarda l’idroelettrico ed il geotermoelettico i dati tra gli impianti in esercizio (maggio) e i

CV effettivamente emessi sono allineati in modo tale da non fare emergere in maniera rilevante lo

scarto temporale tra i dati rilevati e i CV emessi.

Le emissioni di CV del 2004 (tabella 8.1) hanno addirittura superato le stime riportate dal GSE relative

al maggio (tabella 8.2), questo forse è dovuto al fatto che la bassa produzione del 2003 (anno

particolarmente secco) può aver influenzato la stima di producibilità per l’anno 2004.

145

Entrambe le fonti, è utile ricordarlo, raggruppano impianti nuovi e rifacimenti parziali. Per le stime

della produzione 2006 e 2007 dell’idroelettico si suppone dunque una crescita dell’emissione dei

certificati verdi dovuta sia alla crescita in potenza di nuovi impianti di piccola taglia e ripotenziamenti,

sia ad un incremento di rilascio dei certificati prodotti a seguito di rifacimenti parziali. Tale crescita,

tuttavia, viene sottostimata rispetto al dato riferito agli impianti in esercizio, anche in ragione della

scarsa idraulicità registrata nei primi 10 mesi del 2006.

Stabile e senza cambiamenti di rilievo l’apporto geotermoelettrico.

- Eolico:

Anche nel caso dell’eolico, si assiste ad una certa corrispondenza tra la crescita degli impianti

qualificati e i certificati effettivamente emessi; in particolare, è da evidenziare il dato che i CV emessi

nel 2005 rispecchiano la producibilità attesa nei rilievi primaverili dello stesso anno.

I dati del bollettino non sono molto indicativi per quanto riguarda la generazione da impianti a

biomassa, biogas e rifiuti. I dati riferiti agli impianti entrati in esercizio al maggio 2003, non sono stati,

contrariamente a tutte le altre fonti, supportati dall’emissione effettiva di CV nemmeno nel 2004; solo

nel 2005 si evidenzia una crescita importante dell’erogazione di CV ma, ad ogni modo, il rapporto tra

CV emessi e producibilità dichiarata resta molto basso.

- Biomasse e Rifiuti:

In assenza di indicazioni utili per la stima del settore delle biomasse e dei rifiuti ed in mancanza di un

supporto attendibile per anticipare la produzione nel 2006, dal momento che il contributo di tali fonti

nei rapporti mensili di Terna è incorporato nella generazione termoelettrica, si è assunto per le quantità

dei prossimi anni una più lenta penetrazione degli impianti già registrati IAFR in esercizio di quanto

non avvenga per le altre fonti proprio in considerazione delle corrispondenze evidenziate nella tabella

precedente. Per il 2006 si stima una generazione di poco inferiore alla producibilità attesa dagli

impianti in esercizio IAFR al maggio 2005.

Nella tabella 8.3 si riporta la corrispondenza tra i CV effettivamente emessi nell’anno e la producibilità

attesa da impianti entrati in esercizio nello stesso anno.

146

CV emessi 2003

rispettoproducibilit à

mag-03

CV emessi 2004

rispettoproducibilit à

mag-04

CV emessi 2005

rispettoproducibilit à

giu-05Idroelettrico 66,7% 105,9% 82,4%Geotermico 115,3% 95,1% 88,2%Eolico 66,5% 91,4% 100,5%Biomassa e RSU 20,5% 29,1% 31,0%TOTALE 54,9% 72,9% 68%

Tabella 8.3 - Corrispondenza per fonte tra i dati relativi agli impianti in esercizio e l’emissione di CV

In tabella 8.4 viene fornita una stima di breve periodo di emissione di CV per gli anni 2006-2007,

comprensiva di una valutazione sul possibile contributo degli impianti nuovi e degli impianti in

rifacimento.

2006 2007Idroelettrico 2034 2314Geotermico 636 790Eolico 1900 2350Biomassa e RSU 1659 2260TOTALE 6229 7714di cui nuovi 4549 5764di cui rifacimenti 1680 1950

Tabella 8.4 – Emissione attesa di CV negli anni 2006-2007 [GWh] (fonte APER) [6] [7]

Lo scenario 2007 proposto si ritiene debba essere considerato uno scenario di sviluppo prudente dal

momento che è determinato da un emissione di certificati verdi per un volume di non molto superiore

alla producibilità attesa degli impianti entrati in esercizio e qualificati IAFR al maggio 2006.

Anche la tabella 8.5 che riporta le stime di emissione di CV come incremento assoluto annuo e

incremento percentuale confermano la prudenza delle valutazioni soprattutto per il 2007. La stima del

2006 è tendenzialmente allineata con quella fornita dal GSE nel bollettino dell’ottobre 2006.

147

2002 2003 2004 2005 2006 2007TOTALE [GWh] 913 1481 2999 4410 6229 7714incremento assoluto 0 568 1518 1411 1819 1485TOTALE [numero CV] 18260 29620 59980 88200 124580 154280incremento assoluto 0 11360 30360 28220 36380 29700incremento percentuale 0% 62,21% 102,50% 47,05% 41,25% 23,84%

Tabella 8.5 – Incremento emissione di CV in valore assoluto e percentuale 2002-2007

8.2 OFFERTA DI MEDIO PERIODO 2007-2010

8.2.1 SCENARIO BASE

Per quanto riguarda l’offerta di medio periodo al 2010, si è proceduto facendo riferimento agli impianti

qualificati IAFR in progetto al maggio 2006 (riportiamo una sintesi dei dati analizzati nel capitolo 6 in

tabella 8.6) ipotizzando diverse mortalità d’impianto a seconda della tecnologia.

PRODUCIBILITA’[GWh]

ESERCIZIO PROGETTO TOTALE

Idrica 3212,1 1381,1 4593,2Geotermica 943,2 0 943,2

Eolica 2440 11394,2 13834,2Biomasse e Rifiuti 2565 2221,1 4786,1

TOTALE 9163 14999,2 24162,2

Tabella 8.6 – Sintesi degli impianti qualificati al 31 maggio 2006 [4][5]

IDROELETTRICO:

Per gli impianti idroelettrici nel periodo 2007-2010 si assume una generazione sostanzialmente

equivalente alla producibilità attesa da impianti a progetto, per lo scenario base si assumerà un aumento

di produzione costante pari a 620GWh/anno (impiegando come punto di partenza l’effettiva produzione

2005) per raggiungere al 2010 circa il 90% della producibilità a progetto.

148

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 2185 2675 3165 3655 4145

Tabella 8.7 – Previsione producibilità idroelettrica 2005-2010 (scenario base)

L’assunzione di una quasi totale realizzazione degli impianti idroelettrici è motivata dalle performance

della tecnologia nei primi anni dei CV (sostanzialmente equivalente al volume di certificazioni IAFR

sia degli impianti in esercizio che degli impianti in progetto). Per quanto riguarda i rifacimenti delle

centrali idroelettriche si è assunta la piena realizzazione degli impianti in progetto. Per questi impianti

infatti non si prevedono problemi legati all’autorizzazione.

EOLICO:

Nel caso dell’eolico si è assunto una mortalità del 60% rispetto agli impianti ad oggi qualificati in

progetto presso il GSE, la potenza risultante 2200 MW è stata distribuita negli anni 2007-2010.

2006 2007 2008 2009 2010Eolico 1900 2350 3200 4400 5800

Tabella 8.8 – Previsione producibilità eolica 2005-2010 (scenario base)

Nel periodo 2003 -2005 è stato realizzato il 20% circa degli impianti qualificati IAFR in progetto al

2005 con una crescita stimabile in circa 300MW anno. Per il periodo 2007-2010 si stima una crescita di

400-700MW anno. La stima, che oggi può sembrare ottimista, non risulta esagerata se confrontata con

la crescita di questa tecnologia in altri paesi europei. Soprattutto se, tenendo presente l’aspettativa di un

CV a circa 100€/MWh, risultano economicamente realizzabili impianti con 1400 ore di funzionamento

anno.

149

Grafico 8.1 – Crescita settore eolico all’estero: potenza totale installata 2002-2006 [8]

GEOTERMICO:

Per il settore geotermico si riscontra un’elevata attendibilità tra i dati progettuali, di impianti in

esercizio e di effettivo rilascio di CV. Anche nel medio periodo, pertanto, si assume la completa

realizzazione degli impianti riportati nel bollettino GSE sia in esercizio che in rifacimento. La tabella

seguente riporta le assunzioni di crescita per tecnologia nel periodo 2005-2010.

2006 2007 2008 2009 2010Geotermico 636 790 886 886 886

Tabella 8.9 – Previsione producibilità geotermica 2005-2010 (scenario base)

BIOMASSA E RIFIUTI:

Per quanto riguarda la produzione stimata da impianti a biomassa e rifiuti si riscontra nuovamente la

difficoltà di previsione dovuta alla difficile interpretazione dei dati relativi a queste tecnologie emersi

nei primi bollettini del GSE. L’emissione di CV nel 2005 rappresentava solamente il 60% della

producibilità degli impianti entrati in esercizio nel 2003. La non corrispondenza dunque di questi

riferimenti non permette di proporre delle ipotesi ragionevoli sino a quando non saranno note le

motivazioni di un simile ritardo tra emissione di CV e qualifica IAFR di impianto in esercizio. In

particolare è fondamentale sapere se si tratta di impianti che si sono ritirati dal meccanismo CV (ad

150

esempio perchè avevano una convenzione CIP6 pendente) o si tratta di tecnologie con tempi di

collaudo particolarmente lunghi. Quindi di ipotizza, nel seguito, la realizzazione nel periodo 2007-

2010 del 50% degli impianti in progetto al 2005 e del 100% degli impianti in progetto di rifacimento.

Al pari non si hanno informazioni sulle dinamiche degli impianti di co-combustione di smaltimento

delle farine animali, per le quali tuttavia si stima una generazione di circa 50GWh anno. La stima parte

dall’assunzione che l’ammontare dello smaltimento iniziale di farine risultava di 150000 tonnellate e

che tale quantitativo venga smaltito in tre anni. Si assume un potere calorifico di 3000kcal/kWh

impiegate in centrali ad un efficienza del 28%. Negli anni successivi si presume un mantenimento della

generazione sugli stessi volumi per farine animali di nuova produzione.

2006 2007 2008 2009 2010Biomassa 1659 2260 2782 3304 3826

Tabella 8.9bis – Previsione producibilità biomassa e rifiuti 2005-2010 (scenario base)

8.2.1.1 PREVISIONE OFFERTA SCENARIO BASE

Nella consapevolezza che simili scenari sono il frutto di elaborazioni empiriche e quindi ovviamente

non necessariamente aderenti alla realtà, si ritiene che la tabella offra la simulazione di una credibile

crescita delle energie rinnovabili nel nostro paese. Lo scenario proposto assume credibilità partendo da

una valutazione sulla realizzazione degli impianti in base a potenziali riferiti ad impianti reali, esso

inoltre ricalca la valutazione teorica a suo tempo proposta dall’ENEA. [9]

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 2185 2675 3165 3655 4145Eolico 1900 2350 3200 4400 5800Geotermico 636 790 886 886 886Biomassa e Rifiuti 1659 2260 2782 3304 3826TOTALE 6380 8075 10033 12245 14657di cui nuovi 4700 6125 7648 9485 11897di cui rifacimenti 1680 1950 2385 2760 2760

Tabella 8.10 – Riassunto previsione producibilità [GWh] 2005-2010 (scenario base)

151

Da notare, soprattutto negli ultimi anni di simulazione, la maggiore rilevanza degli impianti nuovi

rispetto ai rifacimenti parziali e totali. Questo aspetto è motivato dalla più veloce realizzazione dei

rifacimenti rispetto agli impianti nuovi ma è tuttavia irrilevante ai fini della stima dell’offerta che si

deve concentrare, a seguito del comma 9 del decreto 24/10/2005, sulle realizzazioni di impianti nuovi.

Considerando i dati di tabella 8. è banale ricavare l’offerta che, espressa in numero di certificati verdi,

viene riportata nella tabella 8.

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 43700 53500 63300 73100 82900Eolico 38000 47000 64000 88000 116000Geotermico 12720 15800 17720 17720 17720Biomassa e Rifiuti 33180 45200 55640 66080 76520TOTALE 127600 161500 200660 244900 293140

Tabella 8.11 – Previsione offerta in numero di Certificati Verdi 2005-2010 (scenario base)

Grafico 8.2 – Previsione offerta in numero di Certificati Verdi 2005-2010 (scenario base)

Lo scenario di offerta sviluppato è ad ogni modo fortemente dipendente dal prezzo del CV. Se i prezzi

dei CV saranno in linea con quelli esposti nel capitolo 9, lo scenario qui considerato sarebbe

tranquillamente realizzabile dal punto di vista economico.

152

8.2.2 SCENARIO ALTO:

Di seguito vengono proposti, per evidenziare gli effetti in termini di prezzi, differenti scenari di

sviluppo. In particolare viene illustrata una situazione di maggiore sviluppo delle rinnovabili (scenario

alto) semplicemente incrementando le percentuali di successo per tecnologia e dunque portando al 70%

dei progetti presentati al 2006 la realizzazione degli eolici e al 100% della biomassa e rifiuti, mentre

vengono lasciate immutate le assunzioni relative all’idroelettrico, al geotermico ed ai rifacimenti.

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 2185 2675 3165 3655 4145Eolico 1900 2350 4638 6210 7921Geotermico 636 790 886 886 886Biomassa e Rifiuti 2094 2767 3440 4113 4786TOTALE 6815 8582 12129 14864 17738di cui nuovi 5135 6632 9744 12104 14978di cui rifacimenti 1680 1950 2385 2760 2760

Tabella 8.12 – Riassunto previsione producibilità [GWh] 2005-2010 (scenario alto)

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 43700 53500 63300 73100 82900Eolico 38000 47000 92760 124200 158420Geotermico 12720 15800 17720 17720 17720Biomassa e Rifiuti 41880 55340 68800 82260 95720TOTALE 136300 171640 242580 297280 354760

Tabella 8.13 – Previsione offerta in numero di Certificati Verdi 2005-2010 (scenario alto)

153

Grafico 8.3 – Previsione offerta in numero di Certificati Verdi 2005-2010 (scenario alto)

8.2.3 SCENARIO BASSO:

Viene di seguito proposto uno scenario di limitato sviluppo del settore (scenario basso). In particolare

si ipotizza la realizzazione del 20% soltanto degli impianti eolici progettati, del 30% di quelli in

progetto ed una mortalità del 45% degli impianti già qualificati in esercizio a biomassa e rifiuto, e del

70% quelli idroelettrici. In questo scenario tuttavia vengono modificate le assunzioni relative ai

rifacimenti, dal momento che qualora insorgessero delle difficoltà nella realizzazione di impianti a

nuovo non si potrà ignorare la risorsa dei rifacimenti parziali.

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 2185 2675 3165 3655 4145Eolico 1600 1787 2264 2784 3248Geotermico 636 790 886 886 886Biomassa e Rifiuti 1108 1460 1680 1970 2260TOTALE 5529 6712 7995 9295 10539di cui nuovi 3849 4762 5610 6535 7779di cui rifacimenti 1680 1950 2385 2760 2760

Tabella 8.14 – Riassunto previsione producibilità [GWh] 2005-2010 (scenario basso)

154

2006 2007 2008 2009 2010Idroelettrico 43700 53500 63300 73100 82900Eolico 32000 35740 45280 55680 64960Geotermico 12720 15800 17720 17720 17720Biomassa e Rifiuti 22160 29200 33600 39400 45200TOTALE 110580 134240 159900 185900 210780

Tabella 8.15 – Previsione offerta in numero di Certificati Verdi 2005-2010 (scenario basso)

Grafico 8.4 – Previsione offerta in numero di Certificati Verdi 2005-2010 (scenario basso)

155

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

Nella realizzazione di questo capitolo è stata essenziale la collaborazione del Dott. Matteo Leonardi e dell’Ing. Christian Lanfranconi di A.P.E.R., che colgo l’occasione di ringraziare per i preziosi consigli e per la disponibilità mostrata nei miei confronti.

[1] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2002” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[2] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2003” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[3] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2004” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[4] “Energia Elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2005” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[5] “Rapporto 2006 delle attività del Gestore dei Servizi Elettrici” (GSE) (disponibile sul sito internet www.gsel.it)

[6] “Meccanismi di incentivazione e mercato delle rinnovabili in Italia” (M. Leonardi) pubblicato parzialmente su “Lo sviluppo delle rinnovabili in Italia tra necessità e opportunità” ENEA, Roma 2005

[7] Dati riportati da APER in aggiornamento e completamento [6] (disponibili solo per associati APER)

[8] "Dati statistici sull'energia elettrica in Italia" (TERNA) (disponibile sul sito internet www.terna.it)

[9] “Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili” (ENEA)

156

157

CAPITOLO 9 – PREVISIONI DI PREZZO

9.1 ANALISI STORICA:

La definizione del prezzo del CV è complessa, in quanto esperienze di mercati di CV sono limitate

e molto recenti. Il disegno del mercato, inoltre, differisce da paese a paese e così, a fianco di

un’analisi dei fondamentali del mercato è utile analizzare le strutture normative che lo creano.

In linea teorica, se la domanda di CV è superiore all’offerta, cioè se il volume di energia elettrica

rinnovabile richiesta dall’obbligo è superiore a quello prodotto, il prezzo del CV tende ad infinito;

al contrario, se l’offerta di CV è superiore alla domanda, cioè se si produce più energia verde di

quanto richiesta dall’obbligo, il prezzo del CV tende a zero. Raggiungere il punto di equilibrio tra

domanda ed offerta di energia verde è particolarmente difficile. Da un lato, infatti, per costruire

l’impianto c’è bisogno di un tempo relativamente lungo, dall’altro, una volta che l’impianto è

entrato in funzione, non ha senso ridurne la produzione, in caso di eccesso di offerta di CV, dal

momento che i costi variabili sono in gran parte dei casi coperti dalla cessione di energia elettrica.

Per armonizzare queste esigenze, i meccanismi di CV hanno delle caratteristiche comuni:

- per avvertire con sufficiente anticipo gli operatori dell’opportunità d’investimento, la domanda

di CV viene programmata con largo anticipo, solitamente rendendo noto il progressivo

incremento annuo della quota d’obbligo (ad esempio nel caso inglese, descritto nel paragrafo

3.5.1, dal 4% del 2002 al 10% del 2010)

- per contenere l’incremento di prezzo del CV in caso di scarsità di offerta si stabilisce una

sanzione che rappresenta il prezzo massimo del certificato verde, oltre al quale il soggetto ad

obbligo preferisce pagare la sanzione anziché acquistare il CV. Ne deriva che spesso il costo

della sanzione diventa prezzo di riferimento per il mercato e CV vengono scambiati a tale valore

( ne fa eccezione il caso inglese descritto nel capitolo 3).

- per sostenere il prezzo del CV in caso di eccesso di offerta, in qualche caso si introduce un

prezzo minimo di contrattazione, spesso si concede la possibilità di vendere il CV relativo alla

produzione di un anno anche per soddisfare la domanda negli anni successivi; in questo caso

l’equilibrio tra domanda ed offerta è raggiunto nel tempo.

158

Il meccanismo italiano presenta alcuni elementi peculiari:

- la quota d’obbligo è stata fissata inizialmente al 2%. Oggi il disegno di legge Marzano prevede

un aumento dello 0.35% per gli anni 2005-2007.

- non è stata ipotizzata l’introduzione di un valore minimo di contrattazione.

- la sanzione specificata dal DM 11/11/99 prevedeva la restrizione all’accesso al mercato elettrico

per i soggetti non ottemperanti, esso per tanto non dava un riferimento di prezzo preciso ma

serviva unicamente a rafforzare l’obbligo.

- La funzione della sanzione è svolta dai CV del GSE: a fronte di una scarsità di offerta di CVP

interviene l’abbondante offerta di CV GSE il cui prezzo è fisso.

Nel nostro caso, quindi, a fronte di una scarsità di offerta di CV da privati (CVP), sino a che i

volumi di CV del GSE sono in grado i soddisfare la domanda di CV, il valore dei CVP si assesterà

sul valore dei CV del GSE.

Almeno per ora, la necessità di identificare un valore per la sanzione per i soggetti non ottemperanti

all’obbligo, rappresenta unicamente l’istituzione di un obbligo legale per quanti si rifiutino di

acquistare i CV, ma non rappresenta il valore di riferimento del meccanismo.

Anche nel caso in cui i CV del GSE non siano in grado da soli di soddisfare la domanda, ma la

somma di CVP e CV del GSE ne sia superiore, è probabile, ma molto dipenderà dai volumi e dal

numero di operatori sul mercato, che il prezzo dei CV del GSE rimanga quello di riferimento del

mercato dei CVP.

Per questo motivo sino ad oggi si è data grande importanza alla stima dei prezzi dei CV del GSE.

L’andamento storico del prezzo dei CV GSE è riportato in tabella e grafico 9.1, il prezzo fissato per

il 2006 è di 125,28 €/MWh

Anno di Riferimento

Valore CV [€/MWh]

Periodo di validità

2002 84,18 2002 2003 82,4 2003 2004 97,39 2004-2006 2005 108,92 2005-2007

Tabella 9.1 – Andamento prezzo CV GSE [€/MWh] (2002-2005) [4]

159

Grafico 9.1 – Andamento prezzo CV GSE [€/MWh] (2002-2005) [4]

9.2 SITUAZIONE ATTUALE: L’evoluzione normativa negli ultimi anni ed in particolare il combinato effetto di avere

progressivamente incrementato l’offerta introducendo via via nuove fonti e tecnologie e non avere

mai individuato la domanda di lungo periodo non ha permesso il reale sviluppo di un mercato di

certificati verdi e nell’ottobre del 2005 un nuovo decreto di revisione del meccanismo ha

definitivamente abbandonato la via del mercato introducendo una sorta di meccanismo ibrido in cui

il prezzo viene determinato in via amministrativa e la sua determinazione è ambigua.

Con l’approvazione del decreto 24/10/2005 ed in particolare del comma 9 dell’art 5, il legislatore ha

infatti stabilito che:

“Qualora dovesse verificarsi un eccesso di offerta di certificati verdi, causato da un mancato

adeguamento dell’obbligo, di cui all’articolo 11, commi l e 2, del decreto legislativo n. 79/99, e

all’articolo 4, comma l, del decreto legislativo n. 387/03, agli obiettivi indicativi nazionali di

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, il Gestore della rete è tenuto ad acquistare i

certificati verdi in eccesso, limitatamente ai certificati verdi che hanno terminato il periodo di

validità di cui all’articolo 20, comma 7, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387. Il prezzo

di acquisto è quello determinato all’articolo 9, comma 2”.

L’interpretazione del comma non è al momento univoca. L’articolo sembra implicare il ritiro di

certificati verdi da parte del GSE, al prezzo dato dalla media dei costi del CIP6, indipendentemente

dalla quota di domanda stabilita con l’obbligo almeno sino a quando questa non sia allineata con gli

160

obiettivi indicativi nazionali. Come venga gestito il meccanismo da un punto di vista commerciale

(come, quando, col prezzo di che anno) e cosa succede qualora la produzione rinnovabile ecceda gli

obiettivi indicativi nazionali, sarà necessariamente oggetto di regolazione futura (che verrà discussa

nel capitolo successivo).

Il Gestore dei Servizi Elettrici, seguendo i criteri indicati all’articolo 9, comma 2 del D.M.

24/10/2005, ha stabilito il prezzo di offerta, riferito al kWh, dei propri certificati verdi (prezzo di

riferimento) per l’anno 2006.

Il valore, non comprensivo di IVA, è pari a 12,528 €cent per kWh, calcolato come differenza tra:

- il costo medio dell’energia CIP6 acquistata dal GSE nell’anno 2006, prodotta dai soli impianti a

fonti rinnovabili che godono di incentivo, calcolato utilizzando i valori di acconto 2006

comunicati dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico;

- il ricavo derivante dalla cessione della stessa energia nell’anno 2006.

Anno di Riferimento

Valore CV [€/MWh]

Periodo di validità

2006 125,28 2006-2008

Tabella 9.2 – Prezzo CV GSE 2006 [€/MWh] [4]

9.3 PREVISIONE PREZZO CV GSE 2007-2013:

Come esposto in precedenza, per stimare l’andamento del prezzo dei CV GSE si deve tenere conto

di tre importanti variabili. Secondo l’art 9 del DM 11/11/99 il prezzo del CV GSE è dato dalla

differenza tra la media del costo di ritiro dell’energia da impianti rinnovabili in convenzione CIP6,

riferito ai soli impianti che percepiscono la componente incentivante, e i ricavi derivanti dalla

cessione dell’energia stessa. E’ importante, pertanto, tenere sotto controllo queste tre variabili:

- La prima è l’andamento delle convenzioni CIP6 e dunque la previsione del peso delle diverse

fonti nella determinazione del costo medio d’incentivazione.

- La seconda è la previsione dell’andamento delle voci che contribuiscono alla formazione delle

tariffe CIP6, in particolare la componente incentivate, aggiornata all’inflazione e il costo evitato

d’impianto e manutenzione (aggiornato all’inflazione) e il costo evitato di combustibile per il quale

si può suggerire una relazione diretta con il prezzo del gas naturale.

161

- Quindi verificare le modalità e conseguentemente il prezzo di cessione dell’energia CIP6.

Nel grafico 9.2 e tabella 9.3 vengono riportate le stime del prezzo del CV GSE nel periodo 2007-

2013 per due diversi scenari: uno che prevede la realizzazione di nuovi RSU e uno scenario che al

contrario non la tenga in considerazione.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 senza Nuovi RSU 125 128 132 136 142 153 153 153 con Nuovi RSU 125 135 139 143 149 153 153 153

Tabella 9.3 – Previsione prezzo CV GSE [€/MWh] (2006-2013) (fonte APER) [1][2]

Grafico 9.2 – Previsione prezzo CV GSE [€/MWh] (2006-2013)

Oltre il 2013 si ritiene che i volumi di energia CIP6 non saranno più rilevanti per la fissazione del

prezzo e corrisponderebbero ad ogni modo al contributo elargito ai soli impianti a biomassa e rifiuti,

ad ogni modo, nel caso entri in vigore l’emendamento Ronchi – Ferrante il prezzo dei CV verrà

assegnato sin dal 2008-2009 secondo meccanismi differenti esposti nel capitolo 10.

162

9.4 PREVISIONE PREZZO CV 2007-2013:

A seguito del comma 9 del DM 11/11/1999 sono da individuare tre situazioni di prezzo:

- Caso 1: se la quota di offerta di certificati verdi è inferiore alla quota di domanda di mercato, il

prezzo dei CV è dato dal valore di riferimento costituito dal CV del GSE per l’anno in corso

indipendentemente dal volume di energia rinnovabile prodotta nell’anno e della quota

identificata dal obiettivo indicativo.

- Caso 2: se la quota di offerta di CV è superiore alla domanda ma, in quell’anno la generazione

rinnovabile è stata inferiore all’obiettivo indicativo nazionale, il prezzo sarà comunque uguale a

quello del CV GSE scontato del periodo di attesa. In questo caso tuttavia è necessario un

chiarimento normativo che permetta di sapere se verrà riconosciuto il prezzo del GSE nell’anno

in cui si è effettivamente prodotta l’energia rinnovabile o il prezzo dell’anno di scadenza della

validità del certificato.

- Caso 3: l’offerta di CV è superiore alla domanda e la generazione nazionale di energia

rinnovabile è superiore al target nazionale indicativo (tabella 9.4), in questo caso il prezzo del

CV dipenderà da come verrà gestito il meccanismo. Il decreto, infatti lascerebbe intuire che non

fossero ritirati i certificati tuttavia è possibile illustrare diverse opzioni:

1. l’energia rinnovabile viene comunque ritirata

2. l’energia viene comunque ritirata se nei successivi due anni non è soddisfatto l’obbiettivo,

3. viene ritirata unicamente il volume di energia necessaria al raggiungimento del target con

criteri di selezione da concordare.

4. viene ritirata solo l’energia che serve al raggiungimento del target e non vengono

compensati i CV di rifacimenti e teleriscaldamento.

2006 2007 2008 2009 2010 Obiettivi Nazionali indicativi 59000 61500 63500 66500 70000

Tabella 9.4 – Obiettivi indicativi di consumo di elettricità da fonti rinnovabili [MW] (2006-2010) [3]

163

Come risulta evidente il terzo caso della normativa non verrà preso in considerazione dato che

qualsiasi scenario d’offerta resta lontano dagli obiettivi indicativi di consumo sopraccitati.

9.4.1 SINTESI DEGLI SCENARI PREVISTI PER DOMANDA E OFFERTA:

In tabella 9.5 è riportata una sintesi dello studio svolto nel capitolo 7 relativo alla previsione della

domanda di Certificati Verdi, consideriamo per il periodo 2006-2010 i tre scenari analizzati con i

relativi studi di sensitività sulla possibile variazione di quota d’obbligo percentuale dal 2008.

2006 2007 2008 2009 2010 Scenario Tendenziale 97965 112041 124887 138782 156224 aumento quota +0,5% 97965 112041 130396 149885 173370 aumento quota +0,75% 97965 112041 139579 168389 201948 Scenario Limit 108765 124241 138487 153782 172624 aumento quota +0,5% 108765 124241 144596 166085 191570 aumento quota +0,75% 108765 124241 154779 186085 223148 Scenario Interno 114165 130341 145287 161282 180824 aumento quota +0,5% 114165 130341 151696 174185 200670 aumento quota +0,75% 114165 130341 162379 195689 233748

Tabella 9.5 – Sintesi previsioni domanda CV (2006-2010)

In tabella 9.6 è riportata una sintesi dello studio svolto nel capitolo 8 relativo alla previsione

dell’offerta di Certificati Verdi, consideriamo per il periodo 2006-2010 i tre scenari analizzati.

2006 2007 2008 2009 2010 Scenario Base 127600 161500 200660 244900 293140 Scenario Alto 136300 171640 242580 297280 354760 Scenario Basso 110580 134240 159900 185900 210780

Tabella 9. – Sintesi previsioni offerta CV (2006-2010)

Ora in funzione delle previsioni fatte incrociando gli scenari di domanda e offerta andremo a

definire quale sarà il prezzo di riferimento per il mercato dei CV nel periodo considerato.

164

9.4.2 ANALISI DI MERCATO CON SCENARIO DI DOMANDA “TENDENZIALE”:

Nel grafico 9.4 sono rappresentate le tre curve d’offerta relative ai rispettivi scenari ipotizzati nel

capitolo 8 e la curva di domanda relativa allo scenario tendenziale analizzato al capitolo 7 con il

relativo studio di sensitività sulla percentuale d’obbligo.

Grafico 9.4 – Confronto tra le curve d’offerta e lo scenario di domanda tendenziale (2006-2010)

Come si evince dal grafico, analizzando questo insieme di scenari, risulta per tutto il periodo

considerato che il valore dell’offerta supera quello della domanda, anche se come precedentemente

detto le curve d’offerta non superano gli obiettivi nazionali, per cui per quanto riguarda la

situazione di prezzo ci troviamo nella seconda casistica indicata dalla norma.

165

9.4.3 ANALISI DI MERCATO CON SCENARIO DI DOMANDA “LIMIT”:

Nel grafico 9.5 sono rappresentate le tre curve d’offerta relative ai rispettivi scenari ipotizzati nel

capitolo 8 e la curva di domanda relativa allo scenario limit analizzato al capitolo 7 con il relativo

studio di sensitività sulla percentuale d’obbligo.

.

Grafico 9.5 – Confronto tra le curve d’offerta e lo scenario di domanda limit (2006-2010)

In questo caso si rileva una situazione identica alla precedente per il triennio 2006-2008 in qualsiasi

casistica di aumento di quota percentuale d’obbligo.

In modo analogo siamo nella casistica 2 per gli scenario d’offerta base e alto.

Per gli anni 2009-2010, nel caso in cui l’incremento annuo di quota sia pari all’ipotizzato +0.75% la

curva della domanda supererebbe la curva di domanda relativa allo scenario Basso, determinando la

fissazione del prezzo secondo la casistica 1 della norma.

166

9.4.4 ANALISI DI MERCATO CON SCENARIO DI DOMANDA “INTERNO”:

Nel grafico 9.6 sono rappresentate le tre curve d’offerta relative ai rispettivi scenari ipotizzati nel

capitolo 8 e la curva di domanda relativa allo scenario interno analizzato al capitolo 7 con il relativo

studio di sensitività sulla percentuale d’obbligo.

.

Grafico 9.6 – Confronto tra le curve d’offerta e lo scenario di domanda interno (2006-2010)

Per gli anni 2008-2010, nel caso in cui l’incremento annuo di quota sia pari all’ipotizzato +0.75% la

curva della domanda supererebbe la curva di domanda relativa allo scenario Basso, determinando la

fissazione del prezzo secondo la casistica 1 della norma.

Per tutti gli altri casi l’offerta è superiore alla domanda, casistica 2.

167

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI: Nella realizzazione di questo capitolo è stata essenziale la collaborazione del Dott. Matteo Leonardi e dell’Ing. Christian Lanfranconi di A.P.E.R., che colgo l’occasione di ringraziare per i preziosi consigli e per la disponibilità mostrata nei miei confronti. [1] “Meccanismi di incentivazione e mercato delle rinnovabili in Italia” (M. Leonardi)

pubblicato parzialmente su “Lo sviluppo delle rinnovabili in Italia tra necessità e opportunità” ENEA, Roma 2005

[2] Dati riportati da APER in aggiornamento e completamento [1] (disponibili solo per

associati APER) [3] “Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili” (ENEA)

[4] Dati riportati da GSE (disponibili sul sito internet www.gsel.it)

168

CAPITOLO 10 – RIFLESSIONI CONCLUSIVE E NUOVI SCENARI NORMATIVI

Dopo l’inaugurazione del CIP6 nel 1992 e la necessaria decisione di sospendere il programma presa

solo cinque anni più tardi, anche il meccanismo dei certificati verdi pare destinato alla stessa sorte.

In seguito verrà discusso e commentato il nuovo emendamento Ronchi - Ferrante che appare più

un’inversione di rotta che una revisione del sistema ora in vigore.

L’impiego di un sistema di certificati verdi dovrebbe, in linea teoria, garantire dei vantaggi legati al

minor costo del sistema rispetto al conto energia, alla più semplificata attività regolatoria e

legislativa, oltre a una più agevole definizione dei target di sviluppo nazionale. Ciò nonostante, dal

lato pratico l’attuale sistema dei CV in Italia perde questi vantaggi teorici, e di seguito cercheremo

di chiarire le motivazioni di questa affermazione.

10.1 PROBLEMI LEGATI ALLA DOMANDA DI CV

Una delle componenti che sfavorisce il buon funzionamento del sistema è da ricercarsi nel fatto che

la domanda di CV è pari a circa il 50% del CIL, le categorie esentate dal prendere parte a questo

meccanismo sono certamente giustamente esonerate ma in questo modo risulta difficile sviluppare

una crescita efficace del mondo rinnovabile. Una pesante percentuale delle esenzioni sono per

impianti cogenerativi (per altro già favorite con dalla priorità di dispacciamento), franchigia e

import rinnovabili (ora maggiormente monitorate grazie all’introduzione del controllo d’origine); e

anche se va ovviamente tenuto conto del fatto che è corretto riconoscere questo, appare difficile

credere che sia possibile rincorrere l’obiettivo comunitario facendo pesare l’intero onere sulle spalle

del 50% del settore.

Oltre al problema delle esenzioni, si deve considerare anche il fatto che la quota d’obbligo venne

fissata inizialmente al 2%, aumentata dello 0,35% annuo nel periodo 2005-2007 e teoricamente dal

2004 si avrebbe dovuto conoscere la percentuale d’aumento relativa al triennio successivo, cosa che

a causa di ritardi normativi non è ancora stata resa nota tuttora. Il problema di non aver definito

chiaramente gli obiettivi per il lungo periodo è una delle principali cause dell’insuccesso che il

sistema sta affrontando, come già evidenziato nel capitolo 9.

169

Inoltre, il decreto 24 ottobre 2005, sviluppato con l’obiettivo di riordinare il meccanismo, afferma

che il GSE debba ritirare i certificati verdi qualora non venisse aggiornato l’obbligo in relazione

agli obiettivi nazionali di sviluppo delle rinnovabili. Questo sembra togliere le caratteristiche di

mercato al sistema e inoltre non è affatto chiaro, e non riporta con precisione i target di sviluppo.

10.2 PROBLEMI LEGATI ALL’OFFERTA DI CV

Per quanto riguarda i criteri di determinazione dell’offerta di CV si evidenziano problemi relativi

alla qualifica delle fonti rinnovabili, in particolare l’inclusione dei rifiuti (parte non biodegradabile)

nella qualifica di fonte rinnovabile contrariamente alla definizione fornita dall’Unione Europa.

Inoltre, gli impianti a biomassa, (estesi alla co-combustione e alle farine animali) non hanno una

regolamentazione che ne garantisca il vantaggio ambientale. Si dovrebbe pensare a limiti di taglia

(come in tanti stati europei) e a certificazioni sull’origine del combustibile per evitare impieghi di

biomassa coltivata con metodi dannosi per la biodiversità.

I rifacimenti parziali e totali rappresentano un altro aspetto critico del sistema, che è si è cercato di

risolvere con l’introduzione di normative che vanno contro quello che dovrebbe essere l’interesse

del sistema. La durata dei certificati verdi, ora di 12 anni, è addirittura superiore, per alcune

tecnologie, al periodo entro il quale posso prevedere un rifacimento totale; ovvero se un impianto

viene incentivato, il sistema dovrebbe poi trarre vantaggio dallo stesso per il quale auspica un lungo

periodo di funzionamento ma il meccanismo, attraverso i rifacimenti, incentiva la chiusura di

impianti perfettamente funzionanti per accedere nuovamente agli incentivi prima che sia terminata

la vita utile degli stessi. Il problema è nuovamente nell’impostazione del meccanismo che non

avrebbe dovuto introdurre alcuna differenza tra impianto nuovo e rifacimento.

Un altro dato importante da evidenziare è il fatto che il “grande idroelettrico” risulta qualificato

IAFR e quindi continui a trarre vantaggi dal sistema, pur essendo già stato ampiamente

ammortizzato e molto ben retribuito dalla borsa elettrica. Va considerato inoltre che anche la

maggior parte dell’import rinnovabile proviene da grandi impianti idroelettrici.

10.3 PROBLEMI LEGATI AL PREZZO DEI CV

Il metodo di calcolo del prezzo dei CV GSE appare privo di senso, in particolare dato lo studio fatto

e in relazione ai volumi di domanda e offerta stimati per i prossimi anni.

170

Esso infatti viene calcolato come media dei costi delle incentivazioni CIP6 che progressivamente si

stanno alzando per il maggiore peso di biomasse e rifiuti, che vengono aggiornate dall’inflazione,

detratta dei ricavi della cessione dell’energia.

E’ evidente che il fondamento perde ancora di valore quando la validità dei CV viene estesa a 12

anni ed il prezzo è calcolato sul CIP6 che ne prevede solo 8.

10.4 PROPOSTE PER LO SVILUPPO DEL SISTEMA

Dall’esperienza ricavata nello studio dei primi anni di adozione del sistema, questo paragrafo cerca

di proporre alcune possibili modificazioni volte a rendere il meccanismo più efficiente e adeguato

anche per gli investitori.

Una prima possibile via da perseguire sarebbe la fissazione della quota di crescita dell’obbligo per

un periodo di almeno dieci anni. Questa misura determinerebbe la possibilità di programmare la

crescita delle rinnovabili in modo più chiaro e adeguato anche ai piani d’investimento dei soggetti

sottoposti all’obbligo. In figura 10.1 sono riportati alcuni esempi di come questa variabile sia

significativa ai fini di determinare un buono sviluppo del sistema.

Grafico 10.1 – Possibili andamenti della quota d’obbligo ipotizzabili per il periodo 2006-2016 [2]

171

Un’altra via per il miglioramento del sistema è percorribile attraverso la determinazione di un

valore minino del prezzo del CV e un valore massimo o sanzione, che dovrebbe essere applicata in

automatico per gli operatori inadempienti. L’applicazione di tale misura consentirebbe di fornire

agli investitori maggiori garanzie, legate alla presenza del prezzo minino; nonché garanzie al

sistema di un costo massimo del CV pari alla sanzione.

Grafico 10.2 – Sistema proposto per controllare in sicurezza il prezzo dei CV

In caso di eccesso di domanda di CV gli operatori soggetti all’obbligo che non dispongono di CV

possono ottemperare l’obbligo mediante il pagamento della sanzione (pari al prezzo massimo

stabilito per i CV). In relazione alla figura 10.3 l’area gialla rappresenta i CV venduti dal GSE ai

soggetti al prezzo massimo (introiti caricati direttamente in A3), mentre l’area verde determina la

quantità di CV ritirati dai soggetti ad obbligo al prezzo di mercato

Grafico 10.3 – Analisi del sistema in caso si verifichi un eccesso di domanda

In caso di eccesso di offerta questo sistema consente ai produttori da FER la cessione dei CV

rimasti invenduti al GSE. Come si nota in figura 10.4, l’area grigia rappresenta il volume di CV

172

venduto a prezzo di mercato, mentre l’area azzurra che indica i CV invenduti sarà la quantità di

certificati che il GSE ritirerà a prezzo minimo (scaricando i costi in A3)

Grafico 10.4 – Analisi del sistema in caso si verifichi un eccesso d’offerta

Il terzo metodo per il miglioramento del sistema (che tra l’altro è parte dell’emendamento Ronchi –

Ferrante) è la differenziazione degli incentivi per fonte. Questo criterio può essere introdotto

assegnando un coefficiente moltiplicativo sull’attuale criterio d’assegnazione dei CV.

L’introduzione di questa misura consentirebbe di specializzare l’incentivo per fonte, rendendo

possibile un’ottimizzazione dei costi a carico del sistema grazie alla diminuzione del numero di CV

e al ripristino dell’equilibrio tra domanda e offerta senza intervenire pesantemente sulla quota

d’obbligo.

1 CV = 50 MWh * 1 / K fonte

10.5 EMENDAMENTI RONCHI – FERRANTE

Gli emendamenti Rocchi – Ferrante, ovvero “Delega al Governo per completare la liberalizzazione

dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale e per il rilancio del risparmio energetico e delle

fonti rinnovabili, in attuazione delle direttive comunitarie 2003/54/CE, 2003/55/CE e 2004/67/CE

(691)” presentati in data 7 giugno 2007, sono attualmente in attesa di approvazione da parte del

Senato della Repubblica.

173

Il testo in questione si compone di dodici articoli che mirano a rivoluzionare dell’attuale sistema

d’incentivazione delle fonti rinnovabili.

Nell’articolo 1 viene definito il campo d’applicazione della norma che verrà applicata a tutti gli

impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili autorizzati in data successiva al 31

dicembre 2007 a seguito di nuova costruzione, rifacimento o potenziamento.

L’articolo 2 determina la prima grande novità, ovvero sancisce che tutti gli impianti da fonte

rinnovabile con potenza superiore a 1MW verrà incentivata mediante il rilascio di certificati verdi

per un periodo di 15 anni.

Nell’articolo 3 viene definito il nuovo sistema di incentivazione per gli impianti di potenza inferiore

a 1MW che avranno diritto, in alternativa ai certificati verdi, a una tariffa fissa omnicomprensiva di

entità variabile a seconda della fonte utilizzata, sempre per un periodo di 15 anni. La tariffa

(riportata nella tabella 10.1) potrà essere soggetta a modificazioni che sono previste ogni tre anni e

che saranno specificate attraverso un decreto del Ministro dello sviluppo economico.

FONTE

ENTITA' DELLA TARIFFA

[€cent/kWh] 1 Eolica 22 2 Solare * 3 Geotermica 20 4 Moto ondoso e maremotrice 34 5 Idraulica 22

6 Rifiuti biodegradabili, biomasse diversi da quelle di cui al punto successivo 22

7

Biomasse e biogas prodotti da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta 30

8

Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente 18

Tabella 10.1 – Entità della tariffa omnicomprensiva riconosciuta a impianti di produzione FER > 1 MW [1]

Nota: * per gli impianti fotovoltaici si applica il decreto del Ministero dello sviluppo economico del 19 febbraio 2007 L’articolo 4 definisce l’atteso aumento delle quota d’obbligo percentuale, fissando una

maggiorazione pari allo 0.50% annuo per il periodo 2007-2012, e indicando che per gli anni

successivi al 2012 verrà definita la variazione mediante un decreto del Ministro dello sviluppo

economico.

174

Nell’articolo 5 si riportano due grosse novità. E’ stabilito infatti che a partire dal 2008 i certificati

verdi avranno un valore nominale pari a 1 MWh e verranno emessi dal GSE in numero pari al

prodotto della produzione netta di energia elettrica da FER dell’anno precedente moltiplicata per un

coefficiente riferito alla tipologia di fonte (nella tabella 10.2 sono riportati i valori dei coefficienti

previsti)

FONTE COEFFICIENTE 1 Eolica 1,10 2 Solare * 3 Geotermica 0,90 4 Moto ondoso e maremotrice 1,80 5 Idraulica 1,00

6 Rifiuti biodegradabili, biomasse diversi da quelle di cui al punto successivo 1,10

7

Biomasse e biogas prodotti da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta 1,80

8

Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente 0,80

Tabella 10.2 – Coefficienti per il calcolo del volume di CV riconosciuti a impianti FER < 1 MW [1] Nota: * per gli impianti fotovoltaici si applica il decreto del Ministero dello sviluppo economico del 19 febbraio 2007

Con l’articolo 6 della normativa in esame viene definito il prezzo dei CV, che non si formerà più

con un meccanismo di asta ma sarà calcolato sulla base del seguente algoritmo. Il prezzo dei CV,

riferito al MWh sarà pari alla differenza tra il valore di riferimento di 160 €/MWh e il valore medio

annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica definito dall’AEEG. Questo parametro sarà

registrato nell’anno precedente e comunicato dall’AEEG entro il 31 gennaio di ogni anno a

decorrere dal 2008. viene specificato che il valore di riferimento e i coefficienti di tabella 10.2 sono

soggetti a variazioni che verranno stabilite attraverso un decreto del Ministro dello sviluppo

economico.

L’articolo 7 garantisce, a partire dal 2008, il ritiro dei certificati verdi in scadenza fino al

raggiungimento della copertura del 25% del CIL con fonti rinnovabili. Il produttore può scegliere di

far ritirare i CV al GSE a un prezzo pari al prezzo medio di vendita dei certificati registrato

nell’anno precedente dal GME.

175

L’articolo 9 definisce che il prolungamento del periodo di diritto ai certificati verdi si applica ai soli

impianti FER in esercizio dopo il 29 aprile 2006 fino al 31 dicembre 2007. Viene inoltre specificato

che per gli impianti a biomassa che eventualmente avevano già ottenuto un prolungamento (in

relazione al decreto 387 del 29/12/2003) questo ulteriore periodo di incentivazione va sommato al

precedente.

Con l’articolo 10 si precisa che questo schema di incentivazione non è cumulabile con altre forme

di sussidio pubbliche, fatto salvo per gli impianti a biomassa che possono accedere a questo sistema

contemporaneamente a altre forme incentivanti che però non superino il 40% del costo totale

d’investimento.

RIFERIMENTI BIBILIOGRAFICI:

[1] “Emendamenti Ronchi - Ferrante ANNESSO 2” (Senato della Repubblica)

[2] “Le inefficienze nel nostro sistema dei certificati verdi” (M. Leonardi) (eventualmente

disponibile a richiesta su www.aper.it)

RINGRAZIAMENTI:Dovrei ringraziare troppe persone e forse troverò modo per farlo in un'altra sede, o almeno me lo auguro ma qui è il posto giusto dove iniziare..

In primis ringrazierei il Politecnico e la I.E.C.E. (o quel che ne rimane), che ho cominciato ad apprezzare da poco dopo i primi tre anni di apatia in cui lo vivevo come una prigione … ora so che è qualcosa di diverso….

Questo lo devo in particolare a due carissimi maestri, che nella mia memoria rimarranno sempre legati ai migliori ricordi di questi 5 anni. Grazie al prof. A.P. Morando per le sue parole, per il suo affetto e per la sua simpatia (tenga duro, che ci sonoancora molti cucciolotti che hanno bisogno di Lei) e grazie al prof. A.Silvestri per avermi dato coscienza di quello che siamo,e di avermi finalmente fatto capire che ci sono ancora persone che amano insegnare e che lo fanno col cuore…

Non meno importante un ringraziamento va al mio relatore, prof. A. Berizzi, che ha già dovuto sopportarmi per la tesi del triennio… spero non mi odi troppo.

Per quanto riguarda il lavoro di Laurea devo ringraziare l’Ing. C. Lanfranconi, e il Dott. M. Leonardi per il grandissimo aiutoche sono stati in grado di darmi..

Poi devo ringraziare il “mio” mondo….

Mamma, Papà, Nicola, zii e cugini tutti, la Nonna Carla e anche la Nonna Silvia che anche se non è qui con noi ora spero sia felice.. un saluto anche al Nonno Attilio, allo Zio Ezio e al Fulvio…. Mi piace poterli immaginare lì, tutti insieme.. e spero che trovino un minuto per piangere con me..

La mia ragazza, che in questi anni, ha sopportato l’insopportabile e a volte anche di più… D’ora in poi cercherò ripagare l’impagabile aiuto che mi ha dato.. Ti prometto che in qualche modo riuscirò a farlo.. beh.. abbiamo ancora tanto tanto tanto tempo da passare insieme.. Grazie Very, davvero grazie.. Sei la persona più bella che io abbia mai conosciuto.

I miei coinquilini qui a Milano.. che mi hanno dato forza e fiducia, che mi hanno fatto ridere anche nei momenti più tesi.. allafine quella discarica che chiamavamo casa ci mancherà… Grazie Ciaba, Tony, Cisco, Bosci, Maddy e anche Giulio e Lucio per quei momenti in cui eravate qui sotto il mio stesso tetto..

Devo ringraziare anche le moltissime persone che ho avuto la fortuna di incontrare qui.. Il primo, beh.. è anche il primo che ho trovato! Grazie Ratti (sei un grande.. davvero!!!). Poi gli altri.. che però non riesco a ordinare… Albe (spero di incontrarti tra 30 anni davanti a un bel bicchierone di birra.. avremo parecchie storie da rivangare… nel frattempo spostati la Giò!!) Bosci (beh io e te ci vedremo ancora spesso.. sei un grande amico per me..) Daniele (beh.. tu sei nel futuro di questo posto e mi auguro che i miei figli possano essere segati più e più volte da te!! anche se per la nostrateoria non potrò avere figli ingegneri…) Max (un genio! basta dire Forchetta e non si deve aggiunge altro) Poi Guido, Oglio, Wally, Aldo, Piffi, Mondi, Piddu, Sara, Enea, Edo, Gas, Terra, Sem, Simo, Roccia, Beppe e gli amici del calcetto, Pablo & C., Leoni & C., tutti i compagni di corso e amici vari che non riuscirei a elencare...

Un grazie anche a Carla e Ruggero, alla Ele e ai nonni della Very perché con loro mi sento a casa…

Un grazie anche alla III e alla IV B (‘06/’07) dell’Istituto Superiore Marco Polo di Colico, e agli altri insegnanti che mi hannoguidato in quella strana ma piacevole avventura.. spero almeno di aver lasciato qualcosa, almeno ci ho provato..

Un grazie al cielo azzurro della Valtellina, alla bici che mi sta insegnando a non mollare, al buon vino che sa ascoltare, alleemozioni, al grandissimo De Andrè che mi ha dato una gran mano con le notti sui libri… e al caffè 38 che mi ha svegliato in questi ultimi mesi..

Quasi ultimo ma ancora molto importante un grazie al mio cervello che nonostante qualche segno di fatica ogni tanto mi da tregua e si decide a lavorare seriamente.. beh.. non mollarmi adesso ho ancora bisogno di te!!

E per finire un grazie anticipato a tutte le persone che da oggi in poi riporranno la loro fiducia in me..

Devo anche ringraziare parecchi punti di riferimento verso il basso che mi hanno dato forza per andare avanti, e tutte le persone che passato il quarto di secolo non si sono ancora accorti che c’è anche altro nella vita una volta chiusi i libri e spentoil matlab… che nessuno si offenda ma è vero..

Se ho dimenticato qualcuno non se la prenda.. alla fine se mi conosce può immaginare che qualcosa mi doveva pur sfuggire…