Gse rapporto attività 2013

Rapporto Attività 2013

2 RAppoRto Attività 2013

LE Attività DEL GEStoRE DEi SERviZi ENERGEtiCi 3iL RAppoRto iN SiNtESi 6

1 iL CoNtESto NAZioNALE E iNtERNAZioNALE 111.1 vERSo iL 2030, LE NUovE poLitiCHE EURopEE 121.2 i pRoGRESSi DELL’itALiA NEL SEttoRE DELLE RiNNovABiLi:

iL SECoNDo pRoGRESS REpoRt 131.3 LA StRAtEGiA ENERGEtiCA NAZioNALE 15

2 iNCENtivAZioNE E RitiRo DELL’ENERGiA ELEttRiCA 192.1 iNtRoDUZioNE 202.2 iL Cip6/92 22

2.2.1 RiSULtAti NEL pERioDo 2001-2012 22

2.2.2 ENERGiA Cip6 RitiRAtA NEL 2013 E ASSEGNAZioNE Di CApACità Ai CLiENti FiNALi 25

2.3 iL CoNto ENERGiA 252.3.1 CoNto ENERGiA pER GLi iMpiANti FotovoLtAiCi 26

2.3.2 CoNto ENERGiA pER GLi iMpiANti SoLARi tERMoDiNAMiCi 35

2.4 i CERtiFiCAti vERDi E LE tARiFFE oNNiCoMpRENSivE 372.4.1 QUALiFiCA DEGLi iMpiANti ALiMENtAti DA FoNti RiNNovABiLi 37

2.4.2 CERtiFiCAti vERDi 40

2.4.3 tARiFFE oNNiCoMpRENSivE 49

2.5 GLi iNCENtivi iNtRoDotti DAL D.M. 6 LUGLio 2012 522.5.1 i NUovi MECCANiSMi Di iNCENtivAZioNE 52

2.5.2 i BANDi pER i REGiStRi E LE AStE 53

2.5.3 iMpiANti iN ESERCiZio QUALiFiCAti NEL CoRSo DEL 2013 54

2.6 iL CoNtAtoRE DELLE FoNti RiNNovABiLi ELEttRiCHE DivERSE DAL FotovoLtAiCo 55

2.7 i SERviZi Di RitiRo DELL’ENERGiA: RitiRo DEDiCAto E SCAMBio SUL poSto 562.7.1 RitiRo DEDiCAto 56

2.7.2 SCAMBio SUL poSto 58

2.8 iL pRoCESSo Di RECUpERo CREDiti 59

3 GEStioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCA 633.1 pARtECipAZioNE AL MERCAto ELEttRiCo 64

3.1.1 i MERCAti ELEttRiCi iN CUi opERA iL GSE 65

3.1.2 RiCAvi DERivANti DALLA vENDitA DELL’ENERGiA SUL MERCAto 65

3.1.3 GLi oNERi Di SBiLANCiAMENto 66

3.1.4 ANDAMENto DEL pREZZo UNiCo NAZioNALE (pUN) 67

3.1.5 SERviZi Di SUppoRto pER L’ACQUiSto Di ENERGiA ELEttRiCA SUL MERCAto 68

3.2 pREviSioNE DELLA pRoDUZioNE ELEttRiCA E MANCAtA pRoDUZioNE EoLiCA 683.2.1 pREviSioNE DELLA pRoDUZioNE ELEttRiCA 68

3.2.2 pRoGEtto MEtERiNG SAtELLitARE 70

3.2.3 MANCAtA pRoDUZioNE EoLiCA 71

3.3 GEStioNE DELLE MiSURE DELL’ENERGiA ELEttRiCA 723.3.1 LE Attività RELAtivE ALLE GEStioNE DELLE MiSURE 72

3.3.2 LA GEStioNE DELLE MiSURE NEL 2013 73

4 oNERi Di iNCENtivAZioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCA 774.1 CoSti pER L’iNCENtivAZioNE E L’ACQUiSto DELL’ENERGiA ELEttRiCA 784.2 RiCAvi DELLA vENDitA DELL’ENERGiA ELEttRiCA 79

SoMMARio

3RAppoRto Attività 2013

4.3 FABBiSoGNo ECoNoMiCo E GEttito DELLA CoMpoNENtE A3 79

5 CERtiFiCAZioNE DEGLi iMpiANti E DELL’ENERGiA ELEttRiCA 835.1 LA GARANZiA Di oRiGiNE DA FoNti RiNNovABiLi 845.2 LA FUEL MiX DiSCLoSURE 85

6 CoGENERAZioNE, CERtiFiCAti BiANCHi E CoNto tERMiCo 896.1 LA CoGENERAZioNE 906.2 i CERtiFiCAti BiANCHi 936.3 iL CoNto tERMiCo 97

7 iL SiStEMA Di iMMiSSioNE iN CoNSUMo DEi BioCARBURANti 101

8 vERiFiCHE E iSpEZioNi SUGLi iMpiANti 1138.1 vERiFiCHE SUGLi iMpiANti ALiMENtAti DA FoNti RiNNovABiLi 1158.2 vERiFiCHE SUGLi iMpiANti FotovoLtAiCi iNCENtivAti CoN iL CoNto ENERGiA 1168.3 vERiFiCHE SUGLi iMpiANti Di CoGENERAZioNE

ABBiNAtA AL tELERiSCALDAMENto 1168.4 vERiFiCHE SUGLi iMpiANti Di CoGENERAZioNE AD ALto RENDiMENto 1168.5 vERiFiCHE SUGLi iMpiANti Cip6/92 E SUGLi iMpiANti Di CoGENERAZioNE 117

9 StoCCAGGio viRtUALE DEL GAS NAtURALE 119

10 EMiSSioNi Di GAS SERRA 12510.1 EMiSSioNi Di GAS SERRA, iL RUoLo DEL GSE 12610.2 EU EtS, CoLLoCAMENto ALL’AStA DELLE QUotE Di EMiSSioNE itALiANE 12610.3 SEGREtERiA tECNiCA DEL CoMitAto EtS: piCCoLi EMEttitoRi 130

11 StUDi, StAtiStiCHE E SERviZi SpECiALiStiCi 13311.1 ELABoRAZioNE Di StUDi E RAppoRti SpECiALiStiCi 13411.2 LE StAtiStiCHE SULLE ENERGiE RiNNovABiLi 13611.3 i SERviZi SpECiALiStiCi pER LA pUBBLiCA AMMiNiStRAZioNE 139

12 Attività iNtERNAZioNALi E Di SoStEGNo ALLA FiLiERA 14312.1 CoLLABoRAZioNi NELL’AMBito Di iNiZiAtivE E oRGANiZZAZioNi 14412.2 CoNtRiBUto tECNiCo ALLE iNiZiAtivE iNtERGovERNAtivE Di SEttoRE 14612.3 pARtECipAZioNE A pRoGEtti 14612.4 MoNitoRAGGio DELLE poLitiCHE EURopEE E iNtERNAZioNALi

pER L’ENERGiA E iL CLiMA 14712.5 iL pRoGEtto CoRRENtE 147

13 Attività iNFoRMAtivE 15513.1 iL CoNtACt CENtER DEL GSE 15613.2 LE Attività Di iNFoRMAZioNE 161

LE ATTIVITÀ DEL GESTORE DEI SERVIZI ENERGETICIRapporto Attività 2013


il ruolo del Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A. a servizio del sistema energe-tico nazionale è diventato, nel corso degli ultimi anni, sempre più rilevante. principale mission del GSE è la promozione e l’incentivazione delle fonti rinnovabili e dell’effi-cienza energetica.

obiettivo del presente rapporto è esporre le attività svolte nel corso dell’anno 2013, illustrando in maniera puntuale i principali dati relativi ai servizi erogati dalla società.

il 2013 ha visto la fine del meccanismo storico dedicato all’incentivazione degli impianti fotovoltaici: il 6 luglio, decorsi 30 giorni dal raggiungimento dei 6,7 miliardi di euro del costo indicativo cumulato annuo degli incentivi, il Conto Energia ha cessato di applicarsi. Grazie a tale sistema di incentivazione sono stati realizzati oltre 550.000 impianti foto-voltaici, cui corrisponde una potenza di 17.623 MW.

per quanto riguarda gli altri tipi di impianti a fonti rinnovabile, a fine anno ne risultano qualificati dal GSE per il rilascio dei Certificati verdi o delle tariffe onnicomprensive, in esercizio, oltre 5.200, di cui circa 4.100 di nuova costruzione e i restanti soggetti a interventi di rifacimento, potenziamento o riattivazione. il maggior numero di impianti si riferisce alla fonte idraulica, seguita nell’ordine dagli impianti a biogas, eolici e a bioliquidi. oltre 24 milioni di Certificati verdi sono stati emessi per le produzioni del 2013. Circa 2.700 impianti hanno avuto accesso al sistema delle tariffe onnicomprensive, con una remunerazione percepita nel corso dell’anno pari a quasi due miliardi di euro, a fronte di una produzione totale di circa 7,5 tWh.

per quanto riguarda gli impianti che ancora usufruiscono del meccanismo incenti-vante Cip6, alimentati sia da fonti rinnovabili sia da fonti assimilate, si è registrata a fine 2013 una diminuzione nel numero delle convenzioni e della potenza incentivata; l’energia ritirata nel 2013 è risultata pari a quasi 16 tWh, oltre 6 tWh in meno rispetto all’anno precedente.

Nel 2012, con il D.M. 6 luglio, sono stati introdotti i nuovi meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili diverse da quella solare. A fine 2013 la gestione dei nuovi mecca-nismi di sostegno è oramai pienamente operativa: le richieste pervenute al GSE nel 2013 per l’iscrizione degli impianti ai registri e alle aste per l’accesso ai nuovi incentivi sono state 987, per una potenza complessiva pari a quasi 1.700 MW.

Nel corso del 2013 il GSE ha gestito quasi 60.000 convenzioni di Ritiro Dedicato, cui è corrisposto il ritiro di circa 25 tWh di energia per un controvalore vicino agli 1,8 miliardi di euro. A fine 2013 risultano attive circa 390.000 convenzioni per lo Scambio sul posto, per una potenza totale che si aggira sui 3,7 GW.

Sempre con riferimento al settore elettrico, oltre alla gestione dei meccanismi di incenti-vazione e di ritiro dell’energia, il GSE è attivo anche nello svolgimento di altri servizi, quali il calcolo della mancata produzione eolica (MpE), la determinazione del mix energetico nazionale (Fuel Mix Disclosure), il rilascio delle garanzie di origine da fonti rinnovabili (Go e RECS) e da cogenerazione ad altro rendimento (Goc).

Complessivamente, per quanto riguarda il settore elettrico, nel solo 2013 il GSE ha ge-stito oltre 2,6 miliardi di dati di misura.

Al fine di verificare la sussistenza dei requisiti previsti dalla normativa per poter bene-ficiare dei diversi meccanismi di incentivazione e promozione, è proseguita nel 2013 l’attività di controllo del GSE sugli impianti in esercizio e in costruzione. Le verifiche,

IL RAPPORTO IN SINTESI

LE ATTIVITÀ DEL GESTORE DEI SERVIZI ENERGETICI

7il Rapporto in sintesi

LE ATTIVITÀ DEL GESTORE DEI SERVIZI ENERGETICIRAppoRto Attività 2013

improntate a criteri di trasparenza, affidabilità e non discriminazione, sono state 2.654, per una potenza totale di circa 3.760 MW.

Complessivamente, nel 2013 il GSE ha sostenuto costi per il rilascio degli incentivi e la gestione dei servizi per un ammontare pari a circa 15,1 miliardi di euro. i ricavi, derivanti principalmente dalla vendita di circa 50 tWh di energia elettrica sul mercato, si sono aggirati sui 3,3 miliardi di euro. Ne è risultato un fabbisogno economico netto di circa 11,8 miliardi di euro.

Nel 2013 sono anche state avviate le nuove attività del GSE dedicate alla promozione dell’efficienza energetica e delle rinnovabili termiche: la gestione del Conto termico (già al primo anno di applicazione di questo innovativo schema di incentivazione sono per-venute circa 3.200 domande) e dei Certificati Bianchi (ricevute circa 21.700 richieste a fronte delle quali sono stati emessi oltre 5,9 milioni di Certificati). tali attività si sono affiancate ad un’altra già gestita dal GSE nel settore dell’efficienza energetica, ovverosia il riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento (oltre 900 le richieste CAR presentate nel 2013, corrispondenti a quasi 14 GW di potenza).

A partire dal 2013, inoltre, il GSE gestisce operativamente, a supporto del Ministero dello Sviluppo Economico, anche il sistema dell’obbligo di immissione in consumo dei biocarburanti per i fornitori di benzina e gasolio. Nel 2013 sono stati rilasciati oltre 1,8 milioni di Certificati di immissione in Consumo.

Nel 2013 il GSE ha continuato a svolgere un ruolo importante per garantire una mag-giore concorrenzialità nel mercato del gas naturale, con particolare riferimento ai servizi relativi allo stoccaggio virtuale.

Nell’ambito del sistema europeo dell’Emission Trading, nel 2013 il GSE, in qualità di Auctioneer per l’italia, ha collocato sulla piattaforma d’asta comune quasi 88 milioni di quote di emissione valevoli per il periodo 2013-2020, con un ricavo totale pari a circa 386 milioni di euro da destinare al bilancio dello Stato.

Secondo quanto stabilito dal D.Lgs. n. 28/2011, il GSE svolge attività di supporto istitu-zionale, conduce studi ed è responsabile del monitoraggio statistico, tecnico, economico, occupazionale ed ambientale dello sviluppo delle energie rinnovabili. in questo contesto, ad esempio, nel 2013 è stata redatta la seconda relazione biennale sui progressi compiuti per il raggiungimento degli obiettivi sulle fonti rinnovabili (Progress Report), inviata dal MiSE alla Commissione Europea. il GSE svolge, inoltre, attività di supporto specialistico in ambito energetico a sostegno delle pubbliche Amministrazioni.

il 2013 è stato un anno particolarmente significativo per il dibattito sulle politiche ener-getiche europee, e lo è stato di conseguenza anche per le attività internazionali del GSE condotte principalmente a supporto del Ministero dello Sviluppo Economico: si segna-lano ad esempio le collaborazioni nell’ambito di organizzazioni internazionali quali iEA e iRENA, la partecipazione a iniziative intergovernative quali l’ipEEC e a progetti finanziati dalla Commissione Europea quali la CA-RES.

Sempre nel 2013, il GSE, con il progetto Corrente, ha proseguito il suo impegno a so-stegno della filiera nazionale delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica, svol-gendo un servizio informativo sulle opportunità di investimento e promuovendo la va-lorizzazione delle aziende italiane.

il GSE esegue una costante attività di informazione e formazione, come peraltro pre-visto dal D.Lg. 28/2011 che gli ha affidato un ruolo centrale in tale ottica. A tale scopo si avvale di una pluralità di strumenti: sito web istituzionale, canali social, pubblicazione

8il Rapporto in sintesi

LE ATTIVITÀ DEL GESTORE DEI SERVIZI ENERGETICIRAppoRto Attività 2013

di guide, studi e rapporto tematici, partecipazione a fiere, seminari e corsi di forma-zione e, naturalmente, Contact Center, che nel 2013 ha gestito circa 1 milione di richieste di informazione.

in sintesi, il presente rapporto testimonia, anche per il 2013, l’ampiezza e la complessità delle attività gestite dal GSE, che rappresenta oramai uno degli attori principali su cui sono incentrati la promozione, il monitoraggio e lo sviluppo equilibrato e sostenibile delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica in italia.

IL CONTESTO NAZIONALE E INTERNAZIONALE

1Rapporto Attività 2013


Negli ultimi anni è cresciuta notevolmente la sensibilità della comunità internazionale verso i temi della sostenibilità ambientale e della sicurezza energetica, sia nei paesi di storica industrializzazione sia nei paesi in via di sviluppo. il settore energetico appare cruciale non solo in termini di competitività ma anche in termini di sostenibilità. L’energia pesa, infatti, per due terzi delle emissioni mondiali di gas ad effetto serra.

L’approssimarsi del 2020, anno per il quale sono stati identificati obiettivi specifici in ma-teria di ambiente ed energia, ha reso necessario a livello europeo l’avvio di un intenso dia-logo tra istituzioni comunitarie e Stati membri per adottare nuove politiche energetiche. Ciò al fine di coniugare le esigenze di tutela ambientale con la costruzione di un quadro di sviluppo economico sostenibile che permetta il superamento dell’attuale congiuntura di crisi e restituisca nuove prospettive di stabilità e crescita agli investitori europei.

Nel 2013 la pubblicazione del Libro verde in materia di politica energetica e climatica al 2030 ha coinvolto, in un ampio processo di consultazione pubblica, stakeholder isti-tuzionali e privati. Al centro del dibattito europeo c’è la definizione di nuovi target per rinnovabili, efficienza energetica e gas ad effetto serra, oltre quelli al 2020 definiti dalla Commissione europea nel 2008. obiettivo dell’UE è quello di rispondere, da una parte, alla sfida posta dai cambiamenti climatici e, dall’altra, all’esigenza di dover garantire la competitività del sistema produttivo attraverso soluzioni economicamente efficienti. Come espresso dalle istituzioni comunitarie e dai vari stakeholder nella fase di consulta-zione, le soluzioni di politica energetica da adottare dovranno ancora una volta garantire la sicurezza degli approvvigionamenti e la stabilità, nel lungo periodo, dello scenario di riferimento al fine di ridurne l’impatto sul costo degli investimenti.

Al processo di consultazione del Libro verde ha fatto seguito, a distanza di pochi mesi, l’a-dozione della Comunicazione della Commissione sul quadro politico 2030 in materia di clima ed energia, volta a rinnovare e innovare il sistema identificato nel 2008, mettendo al centro delle scelte europee un sistema energetico sostenibile, competitivo e sicuro, capace di ridurre la dipendenza dalle importazioni e di determinare nuove opportunità di lavoro. Le soluzioni proposte dalla Commissione vanno verso:

◦ l’adozione di un obiettivo vincolante per la riduzione dei gas serra del 40% ri-spetto ai livelli del 1990, con una ridefinizione delle modalità di funzionamento del sistema dell’Emission trading volta a mitigare il problema delle eccedenze di quote di Co2 attraverso la costituzione di una riserva per la stabilità del mercato;

◦ la fissazione di un obiettivo vincolante sulle energie rinnovabili, globale per tutta l’Unione europea, pari al 27%, per il raggiungimento del quale è lasciata ai singoli Stati membri la flessibilità di trasformare il proprio sistema energetico nel modo più appropriato a seconda delle esigenze nazionali;

◦ la definizione di un ruolo per l’efficienza energetica, da stabilire a valle della valu-tazione dei piani di azione da sviluppare entro la fine del 2014.

i nuovi obiettivi europei si accompagneranno all’utilizzo di una serie di indicatori per la valutazione dei progressi compiuti, tra cui: i differenziali di prezzo dell’energia, la dipen-denza dall’estero, lo sviluppo delle interconnessioni. il quadro descritto sarà accompa-gnato dalla costruzione di una nuova governance basata su piani nazionali per un’energia più competitiva, sicura e sostenibile, adottati e aggiornati attraverso un processo ite-rativo tra istituzioni europee e Stati membri. Su questa proposta della Commissione si esprimerà il Consiglio nel prossimo autunno.

Naturalmente la discussione sugli obiettivi porta con sé anche quella sugli strumenti per raggiungerli. in tal senso, particolare rilievo assume, nel 2013, la Comunicazione della

1.1 VERSOIL2030,LENUOVEPOLITICHEEUROPEE

IL CONTESTO NAZIONALE E INTERNAZIONALE1

131 iL CoNtESto NAZioNALE E iNtERNAZioNALERAppoRto Attività 2013

i progressi dell’italia nel settore delle rinnovabili: il secondo progress Report

Commissione europea relativa all’intervento pubblico per favorire la completa realiz-zazione del mercato interno. in questo documento sono identificate due linee di azione. La prima linea di azione è improntata verso la definizione di sistemi di incentivazione basati sul “principio di necessità e regressione”: il sostegno deve essere limitato solo a quelle tecnologie che non riescono ad essere competitive e gli incentivi devono essere parametrizzati in modo tale da andare verso la riduzione dei costi di produzione (anche al fine di esporre gradualmente le rinnovabili a segnali di prezzo). per quanto concerne la seconda linea di azione, la Commissione europea chiede agli Stati membri la predi-sposizione di sistemi di riserva di capacità, per i quali è necessaria in primis un’analisi dei proprio mercato e poi l’introduzione di strumenti di flessibilità che tengano conto delle tecnologie disponibili, anche con l’obiettivo di facilitare la gestione intelligente delle reti.

Gli strumenti di supporto predisposti dagli Stati membri devono stimolare la concor-renza ed essere, ove possibile, neutrali rispetto alle fonti/tecnologie impiegate. Le Linee guida sugli Aiuti di Stato in materia di Ambiente ed Energia, oggetto di un processo di consultazione avviato a fine 2013 e conclusosi recentemente con l’adozione della Comunicazione della Commissione europea ad aprile 2014, vanno nel solco di tale prin-cipio. Le citate Linee guida sono complementari al Regolamento di esenzione per cate-goria approvato a fine maggio.

Globalmente le scelte compiute nel 2013 a livello comunitario hanno ancora una volta sot-tolineato la necessità che i meccanismi di incentivazione e le misure volte a favorire il con-seguimento degli obiettivi energetici e climatici rispondano ad una logica cost-effecttive e non causino alterazione della concorrenza, ovvero la frammentazione del mercato interno.

A livello europeo la sfida consisterà nel conciliare obiettivi sempre più ambiziosi e stru-menti sempre più efficienti e nel solco della concorrenza. È d’altra parte la strada da percorrere per proseguire verso la rotta della sostenibilità, cercando di risolvere squilibri competitivi interni ed esterni al mercato europeo.

La Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili ha indivi-duato un quadro comune per la produzione e la promozione dell’energia da fonti rinnovabili.

L’obiettivo globale definito per l’Unione europea (entro il 2020 il 20% del consumo finale dell’energia dovrà essere soddisfatto mediante le rinnovabili) è stato declinato in obiettivi specifici per ciascun paese. La Direttiva 28 ha assegnato agli Stati membri il compito di definire chiaramente la propria strategia per il raggiungimento dei target attraverso la predisposizione, nel 2010, di piani d’Azione Nazionali (pAN) contenenti indicazioni circa l’individuazione degli obiettivi settoriali e le misure previste per raggiungerli.

A dicembre 2013, così come previsto dalla Direttiva 28, gli Stati membri hanno presentato alla Commissione europea la seconda relazione biennale sui progressi compiuti per il raggiun-gimento degli obiettivi (Progress Report) con informazioni aggiornate al 31 dicembre 2012.

il GSE, come previsto dal D.Lgs. 28/2011, ha elaborato la relazione a supportato del MiSE, in continuità con il lavoro di collaborazione già svolto per la predisposizione della prima relazione, nel 2011, e del piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili nel 2010.

Le informazioni contenute nel secondo Progress Report riguardano molteplici aspetti: dati statistici sull’energia prodotta e consumata, procedure autorizzative, trasmissione e

1.2 I PROGRESSI DELL’ITALIA NEL SETTORE DELLE

RINNOVABILI:ILSECONDOPROGRESS REPORT


i progressi dell’italia nel settore delle rinnovabili: il secondo progress Report

1 iL CoNtESto NAZioNALE E iNtERNAZioNALE

distribuzione dell’energia elettrica, regimi di sostegno in tutti i settori, disponibilità e uso delle biomasse e relazione con i prezzi dei prodotti agricoli, emissioni evitate e altri effetti ambientali, meccanismi di cooperazione internazionale, aggiornamento delle previsioni di produzione e consumo di energia fino al 2020, ecc.

Sul tema degli incentivi, il Progress Report fornisce un’analisi dettagliata dei regimi di sostegno vigenti nel biennio considerato. La novità maggiore, rispetto alla relazione pre-cedente, è rappresentata nel settore elettrico dall’entrata in vigore dei nuovi sistemi incentivanti previsti dai due D.M. del 5 e 6 luglio del 2012, caratterizzati da meccanismi di controllo delle quantità (registri e aste). Nel settore termico la new entry è invece il cosiddetto Conto termico, introdotto per incentivare i piccoli interventi di efficienza energetica e le rinnovabili termiche. i risultati e i costi dei meccanismi incentivanti sono illustrati in maniera dettagliata, come richiesto dalla Commissione europea, che ha rite-nuto necessario focalizzare l’attenzione non solo sull’efficacia ma anche sull’efficienza degli strumenti di sostegno.

Un altro tema analizzato accuratamente nel documento riguarda il settore delle bio-masse a fini energetici: oltre ai dati sulla disponibilità e l’uso delle biomasse, sono state fornite dettagliate informazioni sulle variazioni nella destinazione d’uso dei ter-reni agricoli e sulle possibili variazioni riscontrate nei prezzi del mercato delle com-modities agricole. L’analisi dei dati disponibili suggerisce che i prezzi delle materie prime agricole continuano prevalentemente a seguire le oscillazioni provenienti dai mercati internazionali.

Un’importante sezione del Progress Report è dedicata, inoltre, alla stima, effettuata se-condo l’approccio del Life Cycle Assessment (LCA), delle emissioni evitate di gas a effetto serra conseguenti allo sviluppo delle energie rinnovabili. i gas serra contabilizzati com-prendono, coerentemente con l’approccio LCA, le emissioni legate alla produzione della fonte (upstream), le emissioni relative alla costruzione dell’impianto in cui la fonte ener-getica viene utilizzata (quando significative) e le emissioni durante l’utilizzo (ad esempio la combustione) della fonte stessa per produrre energia elettrica, calore o energia per i trasporti. La diffusione delle rinnovabili nei settori elettricità, riscaldamento e trasporti ha comportato una crescente riduzione di emissioni di gas climalteranti in italia negli ultimi anni: da 56 milioni di tonnellate di Co2eq evitate nel 2009 a 71 milioni nel 2012, con il contributo prevalente proveniente dal settore elettricità.

Cuore del documento, indispensabile per comprendere il grado di raggiungimento del target nazionale, è la parte dedicata ai dati statistici riguardanti l’incidenza dei consumi finali di energia da fonti rinnovabili rispetto ai consumi totali. In Italia, a fine 2012, il 13,5% dei consumi finali di energia è stato coperto grazie alle fonti rinnovabili (l’obiettivo previsto per l’italia dalla Direttiva 2009/28/CE è quello di raggiungere al 2020 il 17%). Si tratta certamente di un risultato di rilievo. il dato è peraltro sensibilmente più elevato rispetto alle indicazioni riportate nel pAN, che prevedeva di raggiungere nel 2012 una quota percentuale di fonti rinnovabili pari al 9,2%.

Nel corso del 2012 in italia sono stati consumati complessivamente 16,8 Mtep di energia da fonti rinnovabili: 8 Mtep nel settore elettrico, 7,4 Mtep nel settore termico e 1,4 Mtep di energia fornita dai biocarburanti nel settore dei trasporti. Le rinnovabili hanno soddi-sfatto il 27,4% dei consumi nazionali di energia elettrica e il 12,8% dei consumi nazionali di energia termica. Nei trasporti, applicando le apposite convenzioni definite a livello comunitario per l’obiettivo specifico (10% entro il 2020), le rinnovabili hanno coperto nel 2012 il 5,8% dei consumi totali settoriali.

tali importanti risultati sono stati raggiunti per diverse ragioni: a causa della rilevante crescita, negli ultimi anni, delle rinnovabili nel settore elettrico (soprattutto fotovoltaico


La Strategia Energetica Nazionale

seguito da eolico e bioenergie), per il contributo significativo delle rinnovabili nel settore termico (da imputarsi in particolare alle biomasse e alle pompe di calore), nonché a causa della riduzione dei consumi totali di energia che ha interessato l’italia dal 2005 in poi (i consumi sono passati da 138,7 Mtep nel 2005 a 124,1 Mtep nel 2012).

Anche tenendo in considerazione alcune dei trend che nel corso del 2012 stavano emer-gendo (poi descritti nel secondo Progress Report), al fine di costruire una prospettiva di medio-lungo periodo per il settore energetico, il Governo italiano ha approvato nel 2013 la Strategia Energetica Nazionale (SEN), in cui, ad esempio, per le rinnovabili sono stati individuati obiettivi anche più ambiziosi di quelli imposti dalla Direttiva 28. Nelle figure 1 e 2, è possibile confrontare stato dell’arte, obiettivi e trend del pAN e della SEN in materia di rinnovabili.

Nel marzo 2013, al termine di un ampio processo di consultazione pubblica, è stata approvata con Decreto interministeriale Sviluppo Economico-Ambiente (D.M. 8 marzo 2013), la Strategia Energetica Nazionale (SEN), primo documento di pro-grammazione ed indirizzo settoriale a distanza di oltre venti anni dal primo piano Energetico Nazionale.

La Strategia, molto attesa dagli operatori del settore, può rappresentare un nodo cruciale per la crescita sostenibile del paese e la modernizzazione del comparto energetico nazionale.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

20%

15%

10%

5%

0%

Figura 1-1 ANDAMENTO DELLA QUOTA COMPLESSIVA DI ENERGIA RINNOVABILE

Quota complessiva

di energia rinno-

vabile prevista nel

Secondo Progress

Report (2013)

Quota complessiva

di energia rinnova-

bile prevista nel

piano di Azione

Nazionale

(pAN 2010)

previsione della Strategia Energetica Nazionale target fissato per l’italia dalla Direttiva 2009/28/CE Dati rilevati

13,5% 19%

17%

Settore elettrico Settore termico Settore trasporti totale energia da FER

27,4%

12,8% 13,5%

5,8%

20,3%

7,7% 9,2%

4,7%

26,4%

17,1% 17%

10,1%

35~38%40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

20% 19~20%

10%

Figura 1-2 QUOTA DI ENERGIE RINNOVABILI: CONSUMO EFFETTIVO E TARGET 2020

Dato rilevato – 2012

previsioni pAN al 2012

obiettivo pAN – 2020

obiettivo SEN – 2020

1.3 LASTRATEGIAENERGETICANAZIONALE



1 iL CoNtESto NAZioNALE E iNtERNAZioNALE

in linea con le prospettive delineate a livello europeo nell’Energy Roadmap al 2050, la Strategia Energetica Nazionale contempla un doppio orizzonte temporale: 2020 e 2050. La realizzazione della SEN dovrebbe peraltro consentire un graduale superamento degli obiettivi europei previsti dal “pacchetto 20-20-20”.

Questi i risultati attesi al 2020:

a) Riduzione dei costi energetici e progressivo allineamento dei prezzi all’ingrosso ai livelli europei. È infatti stimato possibile un risparmio di circa 9 Mld € l’anno sulla bolletta nazionale di elettricità e gas come differenza tra 13,5 Mld € di ri-sparmi e circa 4-5 Mld € di costi addizionali rispetto al 2012.

b) Superamento di tutti gli obiettivi ambientali europei al 2020. Sono incluse: la riduzione delle emissioni di gas serra del 21% rispetto al 2005 (obiettivo europeo 18%), la riduzione del 24% dei consumi primari rispetto all’andamento inerziale (obiettivo europeo 20%) e il raggiungimento del 19-20% di incidenza dell’energia rinnovabile sui consumi finali lordi (obiettivo europeo 17%). Ci si attende, inoltre, che le rinnovabili diventino la prima fonte nel settore elettrico al pari del gas con un’incidenza del 35-38%.

c) Maggiore sicurezza, minore dipendenza di approvvigionamento e maggiore fles-sibilità del sistema. È prevista una riduzione della fattura energetica estera di circa 14 Mld € l’anno, con la riduzione dall’84% al 67% della dipendenza dall’estero. Ciò equivale a circa l’1% di piL addizionale e, ai valori attuali, è sufficiente a riportare in attivo la bilancia dei pagamenti.

d) Impatto positivo sulla crescita economica grazie ai circa 170-180 miliardi di euro di investimenti da qui al 2020, sia nella green e white economy (rinnovabili e efficienza energetica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e gas, rigassifica-tori, stoccaggi, sviluppo idrocarburi). Si tratta di investimenti privati, solo in parte supportati da incentivi, e con notevole impatto in termini di competitività e so-stenibilità del sistema.

per il raggiungimento di questi obiettivi la strategia si articola in sette priorità con spe-cifiche misure:

1. promozione dell’efficienza energetica;2. promozione di un mercato del gas competitivo, integrato con l’Europa con prezzi

ad essa allineati, con l’opportunità di diventare il principale hub sud-europeo;3. sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per le quali si intende superare gli

obiettivi europei contenendo al contempo l’onere in bolletta;4. sviluppo di un mercato elettrico pienamente integrato con quello europeo, effi-

ciente, con prezzi competitivi con l’Europa e in cui sia gradualmente integrata la produzione rinnovabile;

5. ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei car-buranti, verso un assetto più sostenibile e con livelli europei di competitività e qualità del servizio;

6. sviluppo sostenibile della produzione nazionale di idrocarburi, con importanti be-nefici economici e di occupazione e nel rispetto dei più elevati standard interna-zionali in termini di sicurezza e tutela ambientale;

7. modernizzazione del sistema di governance del settore, con l’obiettivo di rendere più efficaci e più efficienti i processi decisionali.

in aggiunta alle priorità descritte, in un’ottica di più lungo periodo, la Strategia Energetica Nazionale propone e accentua l’importanza di azioni a sostegno delle attività di ricerca e sviluppo tecnologico, funzionali in particolare all’incremento dell’efficienza energetica, delle fonti rinnovabili e all’uso sostenibile di combustibili fossili.



La Strategia Energetica Nazionale così delineata mira, in linea con il contesto e gli obiet-tivi europei, a far evolvere il quadro energetico nazionale attuale, investendo in un’eco-nomia “decarbonizzata” in grado di trasformare i fattori economici di svantaggio compe-titivo in punti di forza per lo sviluppo del paese.

INCENTIVAZIONE E RitiRo DELL’ENERGiA ELEttRiCARapporto Attività 2013

2


i meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica gestiti dal GSE nel corso del 2013 sono stati molteplici. in questo paragrafo introduttivo, al fine di fornire uno sguardo d’insieme, essi vengono descritti sinteticamente. Nei successivi paragrafi ad ogni meccanismo è dedicata un’ampia trattazione, contenente anche i risultati più significativi delle attività ad essi correlate.

MECCANISMI DI INCENTIVAZIONECIP6/92È un meccanismo di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e da fonti assimilate alle rinnovabili, consistente in una forma di remunerazione ammini-strata dell’energia attraverso una tariffa incentivante il cui valore è aggiornato nel tempo. Concettualmente si può inquadrare come una tipologia di tariffa onnicomprensiva poiché la remunerazione riconosciuta include implicitamente sia una componente in-centivante sia una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete. Attualmente non è più possibile accedere a questo meccanismo. Esso continua, tuttavia, ad avere effetti nei confronti di quegli impianti che hanno sottoscritto l’apposita conven-zione durante la vigenza del provvedimento.

CONTO ENERGIA (CE)È il meccanismo di incentivazione dedicato agli impianti solari fotovoltaici e solari termodinamici. per entrambe le tipologie di impianti il meccanismo consisteva origi-nariamente in un premio incentivante fisso erogato sulla base dell’energia prodotta, cui il produttore poteva associare una seconda voce di ricavo derivante dalla valoriz-zazione dell’energia. Nel caso degli impianti fotovoltaici questo schema è stato rivisto dall’ultimo provvedimento di incentivazione, il quinto Conto Energia (D.M. 5/7/2012), in virtù del quale l’incentivo è corrisposto sulla quota di energia prodotta autoconsu-mata (premio incentivante) e sulla quota di energia prodotta immessa in rete (su tale quota l’incentivo assume la forma di una tariffa onnicomprensiva per impianti fino a 1 MW di potenza ed è invece pari alla differenza tra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario nel caso di impianti sopra il MW). il quinto Conto Energia ha cessato di applicarsi il 6 luglio 2013, ovverosia decorsi 30 giorni dalla data di raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 6,7 miliardi di euro, comunicata dall’AEEGSi[1] con la deliberazione 250/2013/R/EFR.

CERTIFICATI VERDI (CV)i Certificati verdi sono titoli attribuiti in misura proporzionale all’energia prodotta da im-pianti a fonti rinnovabili e da impianti cogenerativi abbinati al teleriscaldamento entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 ai sensi di quanto previsto dal D.Lgs. n. 28/2011. il numero di Cv spettanti è differente a seconda del tipo di fonte e di intervento im-piantistico realizzato (nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale, riattivazione). i produttori da fonti rinnovabili possono vendere i Certificati verdi acquisiti, realizzando così un introito aggiuntivo a quello dato dalla remunerazione dell’energia elettrica prodotta. La domanda sul mercato dei Cv si basa sull’obbligo, posto in capo a soggetti produttori e importatori di energia elettrica da fonti convenzionali, di immettere nel sistema elettrico una determinata quota di produzione di energia da fonti rinnova-bili. i soggetti obbligati assolvono a tale obbligo dimostrando di essere in possesso del corrispondente numero di Cv.

TARIFFE ONNICOMPRENSIVE (TO)Si tratta di tariffe fisse di ritiro dell’energia elettrica immessa in rete il cui valore include sia la componente incentivante sia la componente di vendita dell’energia elettrica immessa

[1] AEEGSi, Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico.

2.1 INTRODUZIONE

iNCENtivAZioNE E RitiRo DELL’ENERGiA ELEttRiCA2

212 iNCENtivAZioNE E RitiRo DELL’ENERGiA ELEttRiCA

introduzione

RAppoRto Attività 2013

in rete. Fino all’emanazione degli ultimi provvedimenti di incentivazione del fotovoltaico (D.M. 5/7/2012) e delle altre fonti rinnovabili (D.M. 6/7/2012), che hanno previsto delle to per gli impianti di piccole dimensioni, parlando di tariffe onnicomprensive ci si riferiva essenzialmente a quelle introdotte dalla L. 244/2007 e regolate dal D.M. 18/12/2008, riservate agli impianti con potenza fino a 1 MW (200 kW per gli impianti eolici) entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012.

INCENTIVI D.M. 6/7/2012il D.M. 6 luglio 2012 ha stabilito le nuove modalità di incentivazione della produ-zione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diverse da quella fotovoltaica, entrati in esercizio dopo il 1º gennaio 2013. Gli impianti sono incen-tivati sulla base dell’energia immessa in rete: quelli fino a 1 MW con delle tariffe onnicomprensive; quelli oltre il MW con un incentivo pari alla differenza tra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario dell’energia. A seconda della potenza degli impianti, l’accesso agli incentivi è soggetto all’iscrizione degli impianti a registri o alla partecipazione ad aste competitive oppure, in particolare nel caso degli impianti più piccoli, è libero.

SERVIZI DI RITIRO DELL’ENERGIA ELETTRICARITIRO DEDICATO (RID)il Ritiro Dedicato rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori per il collocamento sul mercato dell’energia elettrica immessa in rete. Essa consiste nella cessione al GSE, e nella conseguente remunerazione, dell’energia elettrica immessa in rete e dei relativi corrispettivi per l’utilizzo della rete. Sono ammessi al regime di Ritiro Dedicato gli impianti di potenza inferiore a 10 MvA o di potenza qualsiasi se alimentati da energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, geotermica, idraulica limita-tamente alle unità ad acqua fluente o da altre fonti rinnovabili se nelle titolarità di un autoproduttore. L’accesso al RiD è alternativo agli incentivi riconosciuti ai sensi dei D.M. 5/7/2012 e D.M. 6/7/2012.

SCAMBIO SUL POSTO (SSP)Lo SSp fornisce all’utente, che abbia un impianto di produzione di energia elettrica, un ristoro della spesa per l’acquisto dell’energia elettrica consumata, in base al valore dell’e-nergia prodotta e immessa in rete dall’impianto. Hanno potuto accedere allo SSp gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e quelli di Cogenerazione ad Alto Rendimento di potenza fino a 200 kW. L’accesso a tale meccanismo è alternativo agli incentivi ricono-sciuti ai sensi dei D.M. 5/7/2012 e D.M. 6/7/2012.

i meccanismi descritti sono illustrati schematicamente nelle due tabelle che seguono.

Tabella 2-1 REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI INCENTIVABILI AI SENSI DELLA NORMATIVA PREVIGENTE AL D.M. 5 LUGLIO 2012 (QUINTO CONTO ENERGIA) E AL D.M. 6 LUGLIO 2012 (NUOVO DECRETO FER ELETTRICHE)

TIPOLOGIA DI IMPIANTO

MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE

PERIODO DI INCENTIVAZIONE INCENTIVO VALORIZZAZIONE ENERGIA

Impianti FER (no fonte solare)

CV 15 anni vendita Cv attribuiti all’energia prodotta

Autoconsumo o libero mercato

Ritiro Dedicato (1)

Scambio sul posto (2)

TOimpianti di piccola taglia (3) 15 anni tariffe onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete

Impianti solari

Conto Energia impianti fotovoltaici 20 anni tariffe del Conto Energia attribuite

all’energia prodottaAutoconsumo o libero mercato

Ritiro DedicatoConto Energia

impianti solari termodinamici 25 annitariffe del Conto Energia attribuite all’energia prodotta esclusivamente

per la parte solare Scambio sul posto

(1) impianti di potenza inferiore a 10 MvA o di qualsiasi potenza nel caso di fonti rinnovabili non programmabili.(2) impianti di potenza fino a 200 kW.(3) impianti di potenza non superiore a 1 MW (200 kW per gli impianti eolici).

22il Cip6/92

2 iNCENtivAZioNE E RitiRo DELL’ENERGiA ELEttRiCARAppoRto Attività 2013

Ai sensi dell’articolo 3, comma 12 del D.Lgs. n. 79/1999, dal 2001 il GSE ritira l’energia immessa in rete da diverse tipologie di impianti.

in relazione al tipo di convenzione, che regola la cessione dell’energia al GSE e la corrispondente tariffa riconosciuta, si individuano le seguenti tipologie di im-pianti incentivati:

◦ impianti titolari di convenzione di cessione c.d. “destinata” ai quali è riconosciuta la tariffa Cip6/92 ovvero la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEGSi n. 81/99 per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici-distributrici soggetti al titolo iv lettera B del provvedimento Cip6/92;

◦ impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEGSi n. 108/97;

◦ impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 3 MW titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEGSi n. 62/02 – ex 82/99 (provvedimento in vigore fino al 2004).

Nella categoria delle fonti definite assimilate (Legge n. 9/1991) ricadono la cogenerazione, il calore recuperabile dai fumi di scarico e da impianti termici, elettrici o da processi industriali, da impianti che usano gli scarti di lavorazione o di processi e che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati.

2.2.1 RISULTATI NEL PERIODO 2001-2012

Nel periodo compreso tra il 2001 e il 2012 il GSE ha ritirato un volume complessivo di energia pari a circa 530 tWh per un controvalore cumulato di circa 56,7 miliardi di euro (ossia una remunerazione media pari a circa 106,5 €/MWh).

Nel 2001 il costo medio unitario è stato pari a 87,81 €/MWh per un onere complessivo di 4.700 milioni di euro. Nel corso degli anni il costo medio unitario di ritiro dell’energia è progressivamente cresciuto sia per effetto dell’aggiornamento delle componenti ta-riffarie che per la progressiva entrata in esercizio degli impianti a più elevato livello di remunerazione (in particolare quelli alimentati a biomasse, biogas e rifiuti).

Con riferimento ai costi sotto riportati si rileva che nel corso del 2013 hanno trovato applicazione le disposizioni di cui alla deliberazione 553/2013/R/eel e al Decreto del

Tabella 2-2 REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI INCENTIVABILI AI SENSI DEL D.M. 5 LUGLIO 2012 (QUINTO CONTO ENERGIA) E D.M. 6 LUGLIO 2012 (NUOVO DECRETO FER ELETTRICHE)

TIPOLOGIA DI IMPIANTO

MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE

PERIODO DI INCENTIVAZIONE INCENTIVO VALORIZZAZIONE ENERGIA

Impianti FER (no fonte solare)

TOimpianti fino a 1 MW vita media utile convenzionale

della specifica tipologia di impianto

tariffa Fissa onnicomprensiva di ritiro dell’energia immessa in rete

Incentivo D.M. 6/7/2012 impianti oltre 1 MW

tariffa di riferimento – prezzo zonale orario

sull’energia immessa in reteMercato libero

Impianti solari fotovoltaici

TOimpianti fino a 1 MW

20 anni

tariffe onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete

Energia immessa in rete: tariffa di riferimento – prezzo zonale orario.

Energia autoconsumata: tariffa premioMercato liberoIncentivo D.M. 5/7/2012

impianti oltre 1 MW

Impianti solari termodinamici Conto Energia 25 anni tariffe attribuite all’energia prodotta

esclusivamente per la parte solare

Autoconsumo o libero mercato

Ritiro Dedicato

Scambio sul posto

2.2 ILCIP6/92


il Cip6/92


Ministro dello Sviluppo Economico del 20 novembre 2012 per effetto delle quali sono stati aggiornati i valori del Costo Evitato di Combustibile (CEC) da riconoscere rispetti-vamente all’energia ritirata nel 2008 e nel periodo 2010-2012.

Ai sensi di quanto previsto all’articolo 3, comma 13 del D.Lgs. n. 79/99 il GSE prov-vede 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 S.p.A. fino al 2003 e, successivamente, mediante l’Acqui-rente Unico), secondo modalità fissate di anno in anno con Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico.

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 1º aprile 1999 e riconosciuti per i primi 8 anni di esercizio).

Tabella 2-3 ENERGIA ELETTRICA RITIRATA, EX ART. 3 COMMA 12, D.LGS. N. 79/99, NEL PERIODO 2001-2012 (GWh)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

CIP6/92 e Delibera n. 81/99 47.153 49.765 50.361 52.382 50.296 48.339 46.462 41.653 36.207 37.705 26.686 22.436

Delibera n. 108/97 2.603 1.347 1.140 1.218 966 691 117 54 0 0 0 0

Delibera n. 62/02 2.769 2.897 2.411 3.064 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTALE 53.525 54.009 53.912 56.664 51.262 49.030 46.579 41.707 36.207 37.705 26.686 22.436

Tabella 2-4 ENERGIA RITIRATA, EX ART. 3 COMMA 12 D.LGS. N. 79/99, NEL PERIODO 2001-2012, PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (GWh)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi di energia

16.765 17.936 17.252 18.317 17.138 17.428 17.161 16.236 13.845 16.197 15.071 12.564

Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi

24.210 24.366 24.434 25.025 24.182 22.262 21.173 18.043 15.518 15.363 6.736 5.776

Totale Fonti Assimilate 40.975 42.302 41.686 43.342 41.320 39.690 38.334 34.278 29.363 31.560 21.807 18.340

76,60% 78,30% 77,30% 76,50% 80,60% 81,00% 82,30% 82,20% 81,10% 83,70% 81,70% 81,70%

Impianti idroelettrici 7.520 5.820 4.651 5.235 1.746 1.514 703 679 455 175 7 0

Impianti geotermici 1.781 1.849 2.578 2.012 1.843 1.454 1.237 813 764 283 0 0

Impianti eolici 1.100 1.271 1.274 1.407 1.201 1.117 1.281 1.153 880 816 465 325

Impianti solari 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Biomasse, biogas e rifiuti 2.149 2.767 3.723 4.694 5.152 5.255 5.025 4.784 4.745 4.871 4.406 3.771

Totale Fonti Rinnovabili 12.550 11.707 12.226 13.348 9.943 9.340 8.245 7.429 6.844 6.145 4.879 4.096

23,40% 21,70% 22,70% 23,50% 19,40% 19,00% 17,70% 17,80% 18,90% 16,30% 18,30% 18,30%

TOTALE 53.525 54.009 53.912 56.690 51.262 49.030 46.579 41.707 36.207 37.705 26.686 22.436

Tabella 2-5 COSTO DI RITIRO DELL’ENERGIA, EX ART. 3 COMMA 12 D.LGS. N. 79/99, NEL PERIODO 2001-2012, PER TIPOLOGIA DI FONTE

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh

Fonti Assimilate 3.468 84,6 3.380 79,9 3.429 82,3 3.696 85,3 4.044 97,9 4.428 111,5 3.750 97,8 3.957 115,4 2.871 97,8 2.869 90,9 2.306 105,7 2.228 121,5

Fonti Rinnovabili 1.232 98,1 1.289 110,1 1.538 125,7 1.740 130,3 1.722 173,1 1.771 189,7 1.484 179,9 1.495 201,2 1.256 183,5 1.092 177,8 882 180,7 748 182,6

TOTALE 4.700 87,8 4.669 86,4 4.967 92,1 5.436 95,9 5.766 112,5 6.199 126,4 5.234 112,4 5.452 130,7 4.127 114 3.961 105,1 3.188 119,5 2.976 132,6

24il Cip6/92


La parte residua dell’onere, secondo quanto stabilito dallo stesso articolo 3, comma 13 del D.Lgs. n. 79/99, viene inclusa dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico tra gli oneri di sistema e posta a carico della componente tariffaria A3 che grava direttamente sui consumatori finali.

viene di seguito evidenziata, anno per anno, la copertura dell’onere sostenuto dal GSE per tipologia di fonte e di ricavo. Si specifica a tale proposito quanto segue:

◦ le modalità di vendita dell’energia Cip6 al mercato non prevedono una differen-ziazione tra energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e energia prodotta da impianti alimentati da fonti assimilate che, pertanto, vengono collo-cate allo stesso prezzo;

◦ ai fini della determinazione dell’esigenza di gettito A3 per singola tipologia di fonte, i ricavi derivanti dalla vendita dei Certificati verdi sono ripartiti tra fonti assimilate e fonti rinnovabili proporzionalmente all’energia ritirata dal GSE.

La quota di onere che deve essere coperta dal gettito della componente tariffaria A3 ha raggiunto nel 2006 il valore massimo (3.477 milioni di euro), picco derivante dalla progressiva crescita della componente di Costo Evitato di Combustibile (CEC), che ha incrementato il valore del costo unitario fino a 70,9 €/MWh, al quale non ha fatto seguito un pari incremento del ricavo medio unitario derivante dalla vendita dell’energia. Negli anni successivi si è registrato invece un ridimensionamento del differenziale tra prezzo medio di acquisto e prezzo medio di vendita dell’energia Cip6, che ha determinato un riassestamento del fabbisogno A3 per il Cip6.

Si rileva, inoltre, che a partire dall’anno 2006 la quota di ricavo derivante dalla ven-dita di Certificati verdi nella titolarità del GSE si è ridotta significativamente per effetto dell’entrata in servizio di nuovi impianti qualificati iAFR e del conseguente incremento dell’offerta di Certificati verdi da parte di operatori privati.

Tabella 2-6 COPERTURA DELL’ONERE DI RITIRO DELL’ENERGIA, EX ART. 3 COMMA 12, D.LGS. N. 79/99, PERIODO 2001-2012, PER TIPOLOGIA DI FONTE E DI RICAVO

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh Mn€ €/MWh

FONTI ASSIMILATE

Costo di ritiro energia 3.468 84,6 3.380 79,9 3.429 82,3 3.696 85,3 4.044 97,9 4.428 111,6 3.750 97,8 3.892 113,5 2.871 97,8 2.806 88,9 2.279 104,5 2.228 121,5

Vendita energia 2.298 56,1 2.124 50,2 2.301 55,2 2.202 50,8 2.165 50 2.200 55,4 2.333 60,9 2.508 73,2 1.998 63,3 2.037 64,6 1613 74 1.444 78,7

Ricavi vendita CV 152 3,6 125 2,9 82 1,9 3 0,1

Esigenza gettito A3 1.170 28,6 1.256 29,7 976 23,4 1.369 31,6 1.797 46 2.224 56 1.417 37 1.384 40,4 873 34,4 769 24,4 666 30,5 784 42,7

FONTI RINNOVABILI

Costo di ritiro energia 1.232 98,2 1.289 110,1 1.538 125,8 1.740 130,3 1.722 173,2 1.771 189,7 1.484 179,9 1.481 199,3 1.256 183,5 1.092 177,8 882 180,7 748 182,6

Vendita energia 704 56,1 588 50,2 675 55,2 678 50,8 395 50 518 55,4 502 60,9 544 73,2 433 63,3 369 64,6 361 74 322 78,7


Esigenza gettito A3 528 42,1 701 59,9 818 66,9 1.023 76,6 1.312 121,3 1.253 134,2 982 119,1 937,42 126,2 822 120,2 696 113,2 521 106,8 426 104

TOTALI

Costo di ritiro energia 4.700 87,8 4.669 86,5 4.967 92,1 5.436 95,7 5.766 112,5 6.199 126,4 5.234 112,4 5.373 128,8 4.127 114 3.898 103,4 3.161 118,4 2.976 132,6

Vendita energia 3.002 56,1 2.712 50,2 2.976 55,2 2.880 50,8 2.560 50 2.718 55,4 2.835 60,9 3.051 73,2 2.293 63,3 2.434 64,6 1.974 74 1.766 78,7


Esigenza gettito A3 1.698 31,7 1.957 36,2 1.794 33,3 2.392 42,2 3.109 60,6 3.477 70,9 2.399 51,5 2.322 55,7 1.833 50,6 1.464 38,8 1.187 44,4 1.210 53,9


il Conto Energia


2.2.2 ENERGIA CIP6 RITIRATA NEL 2013 E ASSEGNAZIONE DI CAPACITÀ AI CLIENTI FINALI

Nel 2013 il GSE ha ritirato dai produttori Cip6 un volume di energia pari a 15,9 tWh, oltre 6 tWh in meno rispetto al 2012. A questo risultato hanno contribuito la naturale riduzione di energia associata alla progressiva scadenza delle convenzioni. Esse, infatti, sono passate da 104, con una potenza pari a 3.018 MW alla fine del 2012, a 84, con una potenza pari a 2.329 MW alla fine del 2013. Complessivamente la riduzione della potenza convenzionata è stata pari a 689 MW.

Si riporta nella tabella seguente il confronto tra l’ammontare della potenza Cip6 afferente alle convenzioni valide al 31 dicembre 2013 e il corrispondente valore del 2012 con la suddivisione per tipologia di fonte.

Nella tabella successiva è riportato l’ammontare dell’energia ritirata dal GSE nel 2013 e la corrispondente valorizzazione per tipologia di impianto.

Nel 2013 tutta l’energia ritirata dal GSE è stata collocata sul mercato dell’energia elettrica. Diversamente da quanto attuato nel periodo 2005 – 2010, anche per il 2013 non è stata prevista dal Ministero dello Sviluppo Economico l’assegnazione della capacità Cip6, tra-mite contratti per differenza, ai clienti idonei del mercato libero e all’Acquirente Unico per la fornitura al mercato tutelato.

per gli impianti che generano elettricità attraverso la conversione dell’energia solare (impianti solari fotovoltaici e impianti solari termodinamici) è stato previsto un sistema d’incentivazione specifico denominato Conto Energia.

Tabella 2-7 POTENZA CONTRATTUALE CIP6 E NUMERO DELLE CONVENZIONI VALIDE A FINE 2012 E A FINE 2013 PER TIPOLOGIA DI FONTE

2012 2013

POTENZA CONTRATTUALE MW NUMERO CONVENZIONI N. POTENZA CONTRATTUALE MW NUMERO CONVENZIONI N.

Fonti Assimilate 2.233 11 1.706 6

Fonti Rinnovabili 785 93 623 78

TOTALE 3.018 104 2.329 84

Tabella 2-8 ACQUISTO DI ENERGIA EX ART. 3, COMMA 12, D.LGS. N. 79/99 NEL 2013

TIPOLOGIA DI IMPIANTO ENERGIA INCENTIVATA COSTO DI INCENTIVAZIONE COSTO SPECIFICO DI INCENTIVAZIONE

GWh MN€ €/MWh

Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi di energia 9.204 1.089,90 118,4

Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi 3.413 401,3 117,6

Totale Fonti Assimilate 12.617 1.491,2 118,2

(79,5%) (71,0%)

Impianti idroelettrici 0 0 0

Impianti geotermici 198 22,4 113,1

Impianti eolici 0 0 0

Impianti solari 0 0 0

Biomasse, biogas e rifiuti 3.056 585,5 191,6

Totale Fonti Rinnovabili 3.254 607,9 186,8

(20,5%) (29,0%)

TOTALE 15.871 2.099,1 132,2

2.3 ILCONTOENERGIA

26il Conto Energia


Nei seguenti paragrafi è sinteticamente descritta l’evoluzione normativa del Conto Energia e vengono illustrati i principali risultati dell’incentivazione dell’energia solare nel 2013.

2.3.1 CONTO ENERGIA PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

QUADRO NORMATIVOil Conto Energia premia con tariffe incentivanti l’energia prodotta dagli impianti fotovol-taici per un periodo di venti anni.

Questo meccanismo, già previsto dal D.Lgs. n. 387/2003, è diventato operativo in se-guito all’entrata in vigore dei Decreti attuativi del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006 (primo Conto Energia), emanati dal Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE) e dal Ministero dell’Ambiente e della tutela del territorio e del Mare (MAttM).

il primo Conto Energia è stato caratterizzato dalla presenza di una fase preliminare di ammissione alle tariffe, dall’esistenza di limiti annuali sulla potenza incentivabile e da obblighi, a carico del titolare dell’impianto ammesso all’incentivazione (soggetto respon-sabile), derivanti da una serie di adempimenti successivi all’ammissione.

L’attività svolta dal GSE è consistita nella gestione e nell’esame della documentazione inviata dai soggetti responsabili, nel monitoraggio delle scadenze legate agli adempi-menti previsti dalla normativa e nella gestione commerciale/amministrativa dell’energia prodotta dagli impianti.

Con l’emanazione del D.M. 19 febbraio 2007 è entrato in vigore il secondo Conto Energia. Rispetto alla precedente normativa, sono state introdotte importanti novità, quali:

◦ l’abolizione della fase istruttoria preliminare all’ammissione alle tariffe incenti-vanti, sostituita dall’obbligo di far pervenire al GSE la richiesta di riconoscimento della tariffa incentivante entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’im-pianto fotovoltaico;

◦ l’abolizione del limite annuo di potenza incentivabile, sostituito da un limite mas-simo cumulato della potenza incentivabile pari a 1.200 MW;

◦ la differenziazione delle tariffe sulla base del tipo di integrazione architettonica, oltre che della taglia dell’impianto;

◦ l’introduzione di un premio per impianti fotovoltaici abbinati all’uso efficiente dell’energia;

◦ l’abolizione del limite di 1.000 kW quale potenza massima incentivabile per un singolo impianto;

◦ nessuna limitazione all’utilizzo della tecnologia fotovoltaica a film sottile.

Le tre tipologie d’intervento, ai fini del riconoscimento delle tariffe incentivanti, definite dal D.M. 19 febbraio 2007, erano:

◦ impianto con integrazione architettonica (moduli che sostituiscono materiale da costruzione);

◦ impianto parzialmente integrato (moduli posizionati su edifici o su componenti-stica di arredo urbano);

◦ impianto non integrato (moduli ubicati al suolo o allocati con modalità diverse da quelle precedenti).

Le tariffe più elevate previste erano quelle riconosciute ai piccoli impianti domestici integrati architettonicamente, mentre le più basse quelle relative ai grandi impianti non integrati.


il Conto Energia


Successivamente il D.M. 6 agosto 2010 ha dato avvio al terzo Conto Energia, da appli-carsi agli impianti entrati in esercizio a partire dal 1º gennaio 2011.

Gli impianti che potevano usufruire degli incentivi si collocano in quattro speci-fiche categorie:

◦ impianti fotovoltaici (suddivisi in impianti “su edifici” o “altri impianti fotovoltaici”);

◦ impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;

◦ impianti fotovoltaici a concentrazione.

La Legge n. 129/2010 (cosiddetta “Legge salva Alcoa”) ha stabilito che le tariffe incen-tivanti previste per l’anno 2010 dal secondo Conto Energia fossero riconosciute a tutti i soggetti che avessero concluso l’installazione dell’impianto fotovoltaico entro il 31 di-cembre 2010 e che fossero entrati in esercizio entro il 30 giugno 2011. La pubblicazione della Legge n. 129/2010 ha dunque di fatto prorogato al 30 giugno 2011 il periodo di operatività del secondo Conto Energia, inizialmente destinato a esaurirsi alla fine del 2010 per effetto dell’entrata in vigore del terzo Conto Energia.

per accedere ai benefici della L. n. 129/2010, i soggetti che avevano terminato l’installa-zione degli impianti dovevano trasmettere entro il 31 dicembre 2010 all’amministrazione competente al rilascio dell’autorizzazione, al gestore di rete e al GSE, la comunicazione asseverata di conclusione dei lavori e di esecuzione degli stessi nel rispetto delle perti-nenti normative.

Dopo l’emanazione del D.Lgs. n. 28/2011, in data 12 maggio 2011, è stato pubblicato il D.M. 5 maggio 2011 (quarto Conto Energia) con l’obiettivo di allineare il livello delle tariffe all’evoluzione dei costi della tecnologia fotovoltaica e di introdurre un limite di costo cumulato annuo degli incentivi, fissato in 6 miliardi di euro.

Hanno potuto usufruire degli incentivi definiti in questo provvedimento tutti gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 maggio 2011 a seguito di interventi di nuova costruzione, rifacimento totale o potenziamento, appartenenti alle seguenti categorie:

◦ gli impianti solari fotovoltaici, suddivisi in “piccoli impianti” e “grandi impianti”, con tariffe differenziate tra impianti “su edifici” e “altro impianto”;

◦ gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative;

◦ gli impianti a concentrazione.

Con l’avvicinarsi al limite di costo individuato, è stato pubblicato l’ulteriore D.M. 5 luglio 2012 (quinto Conto Energia), a valle del quale l’AEEGSi, con propria Delibera del 12 luglio 2012, ha determinato il raggiungimento del valore annuale del costo cumulato annuo degli incentivi di 6 miliardi di euro e ha fissato il 27 agosto 2012 quale data di decorrenza delle nuove modalità di incentivazione disciplinate dal nuovo Decreto.

La possibilità di accedere al D.M. 5 maggio 2011 (quarto Conto Energia) è stata pro-rogata per impianti realizzati sugli edifici e sulle aree della pubblica Amministrazione a patto che gli stessi entrassero in esercizio entro il 30 ottobre 2013 (tale termine è stato poi anticipato al 6 Luglio 2013, in ragione del raggiungimento del limite di costo previsto).

il quinto Conto Energia ha confermato in parte disposizioni già introdotte con il quarto Conto Energia e introdotto nuove regole. in particolare, non c’è più un premio incen-tivante fisso erogato sulla base dell’energia elettrica prodotta, ma l’incentivo stesso si compone di due aliquote (su due quote diverse dell’energia prodotta):

28il Conto Energia


◦ per quanto riguarda la quota di energia prodotta autoconsumata, è prevista una tariffa premio;

◦ per quanto riguarda, invece, la quota di produzione netta immessa in rete:

◦ per gli impianti di potenza nominale fino a 1 MW, è prevista una tariffa onnicomprensiva, determinata sulla base della potenza e della tipologia di impianto;

◦ per gli impianti di potenza nominale superiore a 1 MW, è riconosciuta la diffe-renza fra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario (la valorizzazione dell’energia elettrica è nella responsabilità del produttore).

tutte le disposizione di incentivazione degli impianti fotovoltaici hanno cessato di applicarsi (nel senso che non possono accedervi operatori ulteriori rispetto a quelli che hanno già ot-tenuto il diritto all’incentivazione) il 6 luglio 2013, decorsi trenta giorni dalla data di raggiun-gimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi pari a 6,7 miliardi di euro. tale data è stata individuata dall’AEEGSi con la deliberazione 250/2013/R/EFR del 6 giugno 2013[2].

Nelle sei tabelle seguenti si riportano le tariffe previste per l’anno 2013, differenziate per decreto e tecnologia.

[2] Hanno mantenuto il diritto ad essere valutate le richieste di riconoscimento degli incentivi inviate al GSE oltre il suddetto termine, relative a:

◦ impianti ammessi in posizione utile nei registri, non decaduti, a patto che entrino in esercizio entro un anno dalla pubblicazione della relativa graduatoria ai sensi del D.M. 5 luglio 2012. tale termine è stato prorogato di un anno dalla data di entrata in vigore della Legge 147/2014, per gli impianti, già iscritti ai relativi registri, da realizzare in zone che, nel corso degli anni 2012 e 2013, sono state riconosciute colpite da eventi calamitosi con provvedimenti normativi o amministrativi;

◦ impianti interessati dalle disposizioni normative emanate in merito agli interventi urgenti in favore delle popo-lazioni colpite dagli eventi sismici che hanno interessato il territorio delle province di Bologna, Modena, Ferrara, Mantova, Reggio Emilia e Rovigo, il 20 e il 29 maggio 2012 che seguono le regole del quarto Conto Energia a patto che entrino in esercizio entro il 31 dicembre 2014.

Tabella 2-9 QUARTO CONTO ENERGIA – TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL PRIMO SEMESTRE DEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

IMPIANTI SUGLI EDIFICI ALTRI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

INTERVALLO DI POTENZA

TARIFFA ONNICOMPRENSIVA

TARIFFA PREMIO SULL’ENERGIA CONSUMATA IN SITO



kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh

P ≤≤ 31 0,375 0,23 0,346 0,201

P ≤< 203 0,352 0,207 0,329 0,184

P ≤< 20020 0,299 0,195 0,276 0,172

P ≤< 1000200 0,281 0,183 0,239 0,141

P ≤< 50001000 0,227 0,149 0,205 0,127

P > 5000 0,218 0,14 0,199 0,121

Tabella 2-10 QUARTO CONTO ENERGIA TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL PRIMO SEMESTRE DEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI INTEGRATI CON CARATTERISTICHE INNOVATIVE



TARIFFA PREMIO SULL’ENERGIA

CONSUMATA IN SITO

kW €/MWh €/MWh

P ≤< 201 0,543 0,398

P ≤< 20020 0,464 0,361

P > 200 0,432 0,334

Tabella 2-11 QUARTO CONTO ENERGIA TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL PRIMO SEMESTRE DEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI A CONCENTRAZIONE




CONSUMATA IN SITO

kW €/MWh €/MWh

P ≤≤ 2001 0,437 0,334

P ≤< 1000200 0,387 0,289

P > 1000 0,331 0,253


il Conto Energia


IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 CON IL CONTO ENERGIAil meccanismo d’incentivazione in Conto Energia, operativo in italia dalla fine del 2005, ha garantito, nel periodo della sua operatività, una crescita rilevante del settore fotovol-taico, soprattutto tra il 2011 ed il 2012. Nel 2013 sono pervenute oltre 69.000 richieste di incentivazione e il mercato italiano del fotovoltaico si è collocato tra i primi posti nel mondo alle spalle di Cina, Germania, Stati Uniti e Giappone.

Grazie al Conto Energia, al 31 dicembre 2013 risultano entrati in esercizio 550.074 im-pianti per una potenza totale di 17.623 MW, di cui:

◦ 5.725 con il primo Conto Energia, per una potenza installata di 163 MW,

◦ 203.732 con il secondo Conto Energia, per una potenza di 6.792 MW,

◦ 38.639 con il terzo Conto Energia, per una potenza installata di 1.572 MW,

◦ 204.496 con il quarto Conto Energia, per una potenza installata di 7.764 MW,

◦ 97.482 con il quinto Conto Energia per una potenza installata di 1.332 MW.

il maggior numero di impianti (63%) appartiene alla fascia di potenza 3-20 kW, mentre il 31% alla fascia 1-3 kW.

Gli impianti fotovoltaici a concentrazione entrati in esercizio al 31 dicembre 2013 risul-tano essere 82 per una potenza cumulata di 29 MW. Le richieste pervenute per gli im-pianti integrati con caratteristiche innovative sono invece 17.139 per una potenza totale pari a circa 325 MW.

A seguire si riportano tabelle e grafici relativi ai risultati del Conto Energia. Ulteriori informazioni, di maggior dettaglio e costantemente aggiornate, sono pubblicate sul sito internet del GSE.

Tabella 2-12 QUINTO CONTO ENERGIA – TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL 2013

IMPIANTI SUGLI EDIFICI ALTRI IMPIANTI FOTOVOLTAICI






kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh

P ≤≤ 31 0,182 0,1 0,176 0,094

P ≤< 203 0,171 0,089 0,165 0,083

P ≤< 20020 0,157 0,075 0,151 0,069

P ≤< 1000200 0,13 0,048 0,124 0,042

P ≤< 50001000 0,118 0,036 0,113 0,031

P > 5000 0,112 0,03 0,106 0,024

Tabella 2-13 QUINTO CONTO ENERGIA TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI INTEGRATI CON CARATTERISTICHE INNOVATIVE




CONSUMATA IN SITO

kW €/MWh €/MWh

P ≤< 201 0,242 0,16

P ≤< 20020 0,231 0,149

P > 200 0,217 0,135

Tabella 2-14 QUINTO CONTO ENERGIA TARIFFE INCENTIVANTI BASE IN VIGORE NEL 2013 PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI A CONCENTRAZIONE




CONSUMATA IN SITO

kW €/MWh €/MWh

P ≤≤ 2001 0,215 0,133

P ≤< 1000200 0,201 0,119

P > 1000 0,174 0,092

30il Conto Energia


60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Figura 2-3 POTENZA MEDIA DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA (VALORI ANNUALI – kW/IMPIANTO)

potenza Media (kW/impianto)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

711

1814

27 24

54

16

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

GEN

10

MA

R 10

MAG

10

LUG

10

SET

10

NO

V 10

GEN

11

MA

R 11

MAG

11

LUG

11

SET

11

NO

V 11

GEN

12

MA

R 12

MAG

12

LUG

12

SET

12

NO

V 12

GEN

13

MA

R 13

MAG

13

LUG

13

SET

13

NO

V 13

Figura 2-4 NUMERO CUMULATO DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA – PERIODO 2010-2013

Primo Conto Energia Secondo Conto Energia Terzo Conto Energia Quarto Conto Energia Quinto Conto Energia

0

GEN

10

MA

R 10

MAG

10

LUG

10

SET

10

NO

V 10

GEN

11

MA

R 11

MAG

11

LUG

11

SET

11

NO

V 11

GEN

12

MA

R 12

MAG

12

LUG

12

SET

12

NO

V 12

GEN

13

MA

R 13

MAG

13

LUG

13

SET

13

NO

V 13

18.000

15.000

12.000

9.000

6.000

3.000

Figura 2-5 POTENZA CUMULATA DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA – PERIODO 2010-2013 (kW)

Primo Conto Energia Secondo Conto Energia Terzo Conto Energia Quarto Conto Energia Quinto Conto Energia


il Conto Energia


Tabella 2-15 IMPIANTI INCENTIVATI CON IL CONTO ENERGIA IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013, SUDDIVISI PER REGIONI E CLASSI DI POTENZA

REGIONE CLASSE 1 CLASSE 2 CLASSE 3 CLASSE 4 CLASSE 5 CLASSE 6 TOTALE

P ≤≤ 31 P ≤< 203 P ≤< 20020 P ≤< 1000200 P ≤< 50001000 P > 5000

Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW) Numero Potenza (kW)

Puglia 11.315 31.772 22.155 168.516 2.818 204.072 1.817 1.564.392 56 173.623 36 355.753 38.197 2.498.127

Lombardia 27.430 76.175 39.160 300.670 8.834 705.289 1.332 727.949 61 112.698 3 17.992 76.820 1.940.773

Emilia Romagna 19.272 50.921 25.732 208.381 5.889 470.786 1.123 701.390 156 285.873 4 48.656 52.176 1.766.006

Veneto 21.573 60.145 45.760 320.570 5.874 471.384 910 518.592 47 80.011 13 154.859 74.177 1.605.560

Piemonte 12.309 34.343 20.497 177.399 4.527 362.420 1.082 633.846 93 203.054 4 25.730 38.512 1.436.793

Sicilia 10.916 30.985 23.990 181.970 2.214 169.991 542 394.097 86 243.540 22 186.650 37.770 1.207.232

Lazio 11.164 30.172 18.636 133.964 1.590 127.748 410 262.796 100 274.825 35 309.040 31.935 1.138.544

Marche 6.700 18.386 9.757 80.805 2.355 191.157 933 591.398 50 110.803 3 20.890 19.798 1.013.440

Toscana 10.614 28.915 14.861 121.136 2.541 200.439 409 246.491 32 55.986 4 33.585 28.461 686.552

Sardegna 8.633 24.472 16.752 117.633 955 75.981 242 148.901 86 183.513 16 126.419 26.684 676.919

Abruzzo 3.214 9.082 9.248 74.877 1.223 100.707 478 342.025 55 120.341 2 11.851 14.220 658.884

Campania 5.246 14.926 13.581 101.414 1.293 104.159 333 207.294 48 121.431 11 99.601 20.512 648.824

Friuli Venezia Giulia 6.382 17.940 15.862 113.032 1.762 135.626 168 100.221 25 69.006 4 27.358 24.203 463.183

Calabria 4.550 13.024 11.893 94.804 1.045 75.981 218 129.384 26 53.166 8 80.051 17.740 446.410

Umbria 4.606 12.787 6.805 55.085 1.436 102.755 343 226.410 20 43.203 - - 13.210 440.240

Trentino Alto Adige 7.740 21.994 9.043 92.831 2.425 170.524 205 92.127 3 4.931 - - 19.416 382.406

Basilicata 1.722 4.923 3.647 33.998 848 50.357 357 250.360 4 8.034 1 5.216 6.579 352.888

Molise 585 1.663 2.097 17.716 265 19.658 100 76.722 13 40.618 1 6.500 3.061 162.876

Liguria 2.117 5.625 2.488 18.862 300 23.747 50 25.985 3 4.167 - - 4.958 78.386

Valle d'Aosta 538 1.491 1.012 8.764 93 7.228 2 1.440 - - - - 1.645 18.924

TOTALE ITALIA 176.626 489.739 312.976 2.422.428 48.287 3.770.010 11.054 7.241.821 964 2.188.821 167 1.510.151 550.074 17.622.969

5.00

0

200.

000

10.0

00

400.

0000 0

15.0

00

600.

000

20.0

00

800.

000

25.0

00

1.00

0.00

0

30.0

00

1.20

0.00

0

35.0

00

1.40

0.00

0

40.0

00

1.60

0.00

0

45.0

00

1.80

0.00

0

50.0

00

2.00

0.00

0

P ≤≤ 31 P ≤< 20020 P ≤< 50001000 P > 5000P ≤< 203 P ≤< 1000200

puglia

Lombardia

Emilia Romagna

veneto

piemonte

Sicilia

Lazio

Marche

toscana

Sardegna

Abruzzo

Campania

Friuli venezia Giulia

Calabria

Umbria

trentino Alto Adige

Basilicata

Molise

Liguria

valle d’Aosta

puglia

Lombardia

Emilia Romagna

veneto

piemonte

Sicilia

Lazio

Marche

toscana

Sardegna

Abruzzo

Campania

Friuli venezia Giulia

Calabria

Umbria

trentino Alto Adige

Basilicata

Molise

Liguria

valle d’Aosta

Figura 2-6 NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER REGIONI E CLASSI DI POTENZA

Figura 2-7 POTENZA DEGLI IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO CON IL CONTO ENERGIA AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER REGIONI E CLASSI DI POTENZA (kW)

32il Conto Energia


Figura 2-8 SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO TOTALE (I, II, III, IV E V CONTO ENERGIA) DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (550.074 IMPIANTI)

Figura 2-9 SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA TOTALE (I, II, III, IV E V CONTO ENERGIA) DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (17.623 MW)

32%

21%

14%3%9%

12%

41%57%

9%2%

P ≤≤ 31 P ≤≤ 31

P ≤< 20020 P ≤< 20020

P ≤< 50001000 P ≤< 50001000

P > 5000 P > 5000

P ≤< 203 P ≤< 203

P ≤< 1000200 P ≤< 1000200

Figura 2-10 PRIMO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (5.725 IMPIANTI)

Figura 2-11 PRIMO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (163 MW)

47%

14%2%

37%27%

42%

29%

2%P ≤≤ 31 P ≤≤ 31

P ≤< 20020 P ≤< 20020

P ≤< 50001000 P ≤< 50001000

P > 5000 P > 5000

P ≤< 203 P ≤< 203

P ≤< 1000200 P ≤< 1000200

Figura 2-12 SECONDO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (203.732 IMPIANTI)

Figura 2-13 SECONDO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (6.792 MW)

21%

12%3%8%

13%

43%

36%

2%9%

53%

P ≤≤ 31 P ≤≤ 31

P ≤< 20020 P ≤< 20020

P ≤< 50001000 P ≤< 50001000

P > 5000 P > 5000

P ≤< 203 P ≤< 203

P ≤< 1000200 P ≤< 1000200


il Conto Energia


Figura 2-14 TERZO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (38.639 IMPIANTI)

Figura 2-15 TERZO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (1.572 MW)

32%

58%

7%2% 1%

15%

11%2%

12%

21%

39%

P ≤≤ 31 P ≤≤ 31

P ≤< 20020 P ≤< 20020

P ≤< 50001000 P ≤< 50001000

P > 5000 P > 5000

P ≤< 203 P ≤< 203

P ≤< 1000200 P ≤< 1000200

Figura 2-16 QUARTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (204.496 IMPIANTI)

Figura 2-17 QUARTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (7.764 MW)

29%

2%11%

58%

23%

12%2%10%

11%

42%

P ≤≤ 31 P ≤≤ 31

P ≤< 20020 P ≤< 20020

P ≤< 50001000 P ≤< 50001000

P > 5000 P > 5000

P ≤< 203 P ≤< 203

P ≤< 1000200 P ≤< 1000200

Figura 2-18 QUINTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (97.482 IMPIANTI)

Figura 2-19 QUINTO CONTO ENERGIA: SUDDIVISIONE PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 (1.332 MW)

33%

4%

63%

31%

7%3%10%

27%

22%

P ≤≤ 31 P ≤≤ 31

P ≤< 20020 P ≤< 20020

P ≤< 50001000 P ≤< 50001000

P > 5000 P > 5000

P ≤< 203 P ≤< 203

P ≤< 1000200 P ≤< 1000200

34il Conto Energia


REGISTRO GRANDI IMPIANTINel corso dell’anno 2013 il GSE ha gestito le richieste di iscrizione al registro previsto dal D.M. 5 luglio 2012.

per quanto concerne i risultati della graduatoria relativa al secondo registro, pubblicata in data 23 maggio 2013, sono stati ammessi 3.690 impianti per una potenza di 727 MW, di cui 491 in esercizio e i restanti 3.199 non in esercizio. L’accesso alle tariffe incentivanti per questi ultimi è vincolato al rispetto dei termini temporali previsti dal quinto Conto Energia (entrata in esercizio entro un anno dalla pubblicazione della graduatoria).

RICONOSCIMENTO DEL PREMIO PER IMPIANTI ABBINATI A UN USO EFFICIENTE DELL’ENERGIAil D.M. 19 febbraio 2007 (secondo Conto Energia) ha introdotto la possibilità di ottenere maggiorazioni delle tariffe incentivanti, fino a un massimo del 30%, nel caso di impianti, asserviti a edifici o unità immobiliari e operanti in regime di Scambio sul posto, abbinati a un uso efficiente dell’energia. il premio è riconosciuto a fronte di interventi di riquali-ficazione energetica dell’edificio o unità immobiliare e per nuovi edifici particolarmente efficienti da un punto di vista energetico.

il D.M. 6 agosto 2010 (terzo Conto Energia) e il D.M. 5 maggio 2011 (quarto Conto Energia) hanno confermato il diritto al premio, introducendo nuove regole per il suo riconoscimento, che hanno in parte avuto impatto anche sugli impianti incentivati ai sensi del D.M. 19 feb-braio 2007.

per impianti fotovoltaici installati su edifici di nuova costruzione, che hanno avuto ac-cesso alle tariffe previste dal terzo e quarto Conto Energia, è stato previsto un premio aggiuntivo nella misura del 30% della tariffa incentivante riconosciuta, qualora i pre-detti edifici abbiano conseguito una prestazione energetica per il raffrescamento estivo dell’involucro di almeno il 50% inferiore ai valori minimi di cui all’articolo 4, comma 3 del DpR n. 59/2009, nonché una prestazione energetica per la climatizzazione invernale di almeno il 50% inferiore ai valori minimi indicati nel DpR n. 59/2009.

i dati relativi alle richieste di accesso al premio pervenute al GSE nel periodo intercor-rente tra il 24 febbraio 2007 e il 31 dicembre 2011 hanno evidenziato criticità dovute alla continua evoluzione della normativa relativa alla certificazione energetica degli edifici in ambito nazionale e regionale e delle specifiche tecniche di riferimento.

Circa il 70% delle domande di ammissione al premio è risultato incompleto o con ine-sattezze tecniche o regolamentari. tali domande sono state oggetto di richieste di inte-grazioni documentali.

Le richieste totali pervenute al 31 dicembre 2013 sono state 3.048. Nel solo 2013 sono state presentate 129 domande e nel corso dell’anno sono state chiuse anche delle istrut-torie aperte nel 2012. La suddivisione delle domande, tra edifici esistenti oggetto di interventi di riqualificazione energetica ed edifici di nuova costruzione particolarmente performanti, è indicata nella tabella seguente.

Tabella 2-16 DOMANDE DI AMMISSIONE AL PREMIO PER L’EFFICIENZA ENERGETICA PERVENUTE AL GSE ENTRO IL 31 DICEMBRE 2013

DOMANDE PERVENUTE DOMANDE AMMESSE AL PREMIO

ANNO 2013 TOTALE CUMULATO ANNO 2013 TOTALE CUMULATO

Edifici esistenti 54 1.877 125 1.153

Nuovi edifici 75 1.171 112 540

TOTALE 129 3.048 237 1.693


il Conto Energia


RISULTATI DELL’INCENTIVAZIONE AL 31 DICEMBRE 2013La procedura per il riconoscimento delle tariffe incentivanti del Conto Energia pre-vede che, a seguito della valutazione positiva della documentazione presentata per la richiesta di incentivazione, venga sottoscritta una convenzione tra il GSE e il soggetto responsabile. in seguito alla sottoscrizione della convenzione si attiva il processo di inserimento e verifica delle misure dell’energia prodotta, a cui segue il calcolo degli importi da erogare nei confronti del soggetto responsabile. Dopo la ricezione delle misure, il GSE, previa verifica della compatibilità delle stesse con i dati caratteristici dell’impianto (potenza e collocazione geografica), procede alla convalida dei benestare al pagamento.

Alla data di redazione del presente rapporto, relativamente agli impianti entrati in eser-cizio entro il 31 dicembre 2013, risultano aver sottoscritto la convenzione con il GSE 546.758 impianti per una potenza complessiva di 17.201 MW cui corrisponde un’energia annua incentivata di 20,6 tWh.

2.3.2 CONTO ENERGIA PER GLI IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI

QUADRO NORMATIVOil meccanismo di incentivazione in Conto Energia per gli impianti solari termodina-mici è stato introdotto con il D.M. 11 aprile 2008 e successivamente modificato dal D.M. 6 luglio 2012. Esso remunera, con apposite tariffe, l’energia elettrica imputabile alla fonte solare prodotta da un impianto termodinamico, anche ibrido, per un pe-riodo di 25 anni. Le tariffe restano costanti in moneta corrente per l’intero periodo di incentivazione.

possono accedere al Conto Energia gli impianti di nuova costruzione entrati in esercizio in data successiva al 18 luglio 2008 (data di emanazione della Delibera attuativa AEEGSi n. 95/08) che rispettano i seguenti requisiti:

◦ gli impianti devono essere collegati alla rete elettrica (o a piccole reti iso-late) e ogni singolo impianto deve essere caratterizzato da un unico punto di connessione;

◦ non devono essere utilizzati, come fluido termovettore o come mezzo di ac-cumulo, sostanze e preparati classificati come molto tossici, tossici e nocivi ai sensi delle Direttive 67/548/CEE e 1999/45/CE e loro successive modifiche e integrazioni (se l’impianto è ubicato in area industriale non è applicato il vin-colo suddetto);

◦ sono dotati di un sistema di accumulo termico con capacità nominale superiore a 1,5 kWh/m2 e di una superficie captante maggiore di 2.500 m2 per impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012;

◦ per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2012 la capa-cità nominale di accumulo varia in base alla superficie captante, come riportato nella tabella che segue.

Tabella 2-17 CAPACITÀ NOMINALE DI ACCUMULO PER IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO DOPO IL 31 DICEMBRE 2012

SUPERFICIE CAPTANTE CAPACITÀ NOMINALE DI ACCUMULO PER OGNI M2 DI SUPERFICIE CAPTANTE

m2 kWh/m2

S ≤ 10.000 Non previsto

S ≤< 50.00010.000 > 0,4

S<50.000 > 1,5

36il Conto Energia


L’Articolo 28 del D.M. 6 luglio 2012 prevede un limite massimo di potenza incenti-vabile, ivi inclusa la parte solare degli impianti ibridi, pari a 2.500.000 m2 di super-ficie captante.

inoltre, il D.M. 6 luglio 2012 fissa un limite non superabile, pari a 5,8 miliardi di euro annui, per il costo indicativo annuo cumulato riferibile a tutte le fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico. il costo indicativo cumulato annuo imputabile agli impianti solari termodi-namici concorre al raggiungimento di tale limite.

Le tariffe incentivanti sono differenziate in base alla frazione d’integrazione e alla su-perficie captante.

Nel caso di impianti ibridi, alimentati sia dalla fonte solare sia da altre fonti, la quantità di energia elettrica prodotta, incentivabile con il Conto Energia, è soltanto quella imputabile alla fonte solare. A tal proposito valgono le seguenti definizioni:

◦ “frazione di integrazione (Fint) di un impianto solare termodinamico”: la quota di produzione netta non attribuibile alla fonte solare, espressa dalla relazione Fint = 1–ps÷Pne;

◦ “produzione solare imputabile (ps) di un impianto solare termodinamico, anche ibrido”: la produzione netta di energia elettrica imputabile alla fonte solare, anche in presenza dell’accumulo termico, calcolata sottraendo alla produzione netta totale (pne) la parte ascrivibile alle altre fonti di energia nelle condizioni effettive di esercizio dell’impianto, qualora quest’ultima sia superiore al 15% del totale.

L’incentivo viene erogato a titolo di acconto dal GSE, salvo conguaglio, al termine di ciascun anno, sulla base della frazione solare effettivamente conseguita nel mede-simo anno.

La seguente tabella mostra la variazione delle tariffe in funzione della frazione solare e della superficie captante degli impianti che entreranno in esercizio entro il 31 di-cembre 2015.

RISULTATI AL 31 DICEMBRE 2013il D.M. 11 aprile 2008 prevede che, su richiesta del soggetto responsabile, il GSE effettui una verifica preventiva del progetto dell’impianto solare termodinamico in conformità alle disposizioni del Decreto, dandone comunicazione all’interessato entro 90 giorni dalla richiesta.

Le richieste di verifica preventiva sono riportate nella tabella seguente. Nel corso dell’anno 2013 sono pervenute al GSE 7 richieste di verifica preventiva. Ad oggi 2 im-pianti solari termodinamici hanno richiesto l’accesso al sistema di incentivazione per una potenza complessiva di 15 MW, potenza che include la parte non solare degli im-pianti ibridi.

Tabella 2-18 TARIFFE PER GLI IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI IN ESERCIZIO ENTRO IL 31 DICEMBRE 2015

FRAZIONE DI INTEGRAZIONE TARIFFA (€/kWh)

Fint = 1–Ps÷Pne S ≤ 2500 M2SUPERFICIE CAPTANTE S > 2500 M2SUPERFICIE CAPTANTE

Fint ≤ 0,15 0,36 0,32

0,15 < Fint ≤ 0,50 0,32 0,3

Fint > 0,50 0,3 0,27


i Certificati verdi e le tariffe onnicomprensive


in questo paragrafo sono descritti i risultati delle attività inerenti l’incentivazione delle rinnovabili elettriche, diverse dal fotovoltaico, in virtù della normativa previgente il D.M. 6 luglio 2012, ovverosia mediante i Certificati verdi o le tariffe onnicomprensive.

2.4.1 QUALIFICA DEGLI IMPIANTI ALIMENTATI DA FONTI RINNOVABILI

per poter accedere, previa qualifica, ai meccanismi di incentivazione di cui al D.M. 18 dicembre 2008, gli impianti devono essere entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 o entro i termini e alle condizioni di cui all’art. 30 del D.M. 6 luglio 2012 o entro i termini e alle condizioni previste dalle disposizioni normative urgenti emanate in favore delle popolazioni colpite dagli eventi sismici che hanno interessato il territorio delle province di Bologna, Modena, Ferrara, Mantova, Reggio Emilia e Rovigo il 20 e il 29 maggio 2012.

Gli interventi ammessi alla qualifica (“qualifica iAFR” ovvero qualifica di impianto alimen-tato da fonti rinnovabili) secondo l’allegato A del D.M. 18 dicembre 2008 sono i seguenti:

◦ nuova costruzione;

◦ riattivazione;

◦ potenziamento;

◦ rifacimento totale;

◦ rifacimento parziale.

A ogni categoria di intervento dell’impianto corrisponde un diverso algoritmo che lega l’energia incentivabile (Ei) all’energia netta prodotta (ad esempio, nel caso di interventi

Tabella 2-19 RICHIESTE DI VERIFICA PREVENTIVA PER IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI PERVENUTE DAL 2009 AL 2013

ANNO RICHIESTA POTENZA ELETTRICA (MWe)

REGIONE TIPOLOGIA SUPERFICIE DI CAPTAZIONE (M2)

FLUIDO TIPOLOGIA CAPTATORI

2009 50 Sicilia Solare 316.562 Sali fusi Specchi lineari parabolici

40 Sicilia Solare 454.637 Sali fusi Specchi lineari parabolici

1,25 Abruzzo Solare 2.500 Acqua Specchi circolari parabolici

760 Sicilia Ibrido 30.587 Sali fusi Specchi lineari parabolici

55 Sardegna Solare 490.500 Sali fusi/Olio diatermico Specchi lineari parabolici

2010 1 Sicilia Solare 13.300 Olio diatermico Specchi fresnel

2012 0,1 Sicilia Solare 910 Acqua Collettori solari

15 Calabria Ibrido 9.780 Olio diatermico Specchi piani orientabili/fresnel

50 Sardegna Solare 748.800 Sali fusi Specchi lineari parabolici


0,24 Toscana Solare 1.766,40 Elio Dischi parabolici (“dish”)


0,999 Lombardia Ibrido 7.872 Olio diatermico Specchi lineari parabolici

2013 0,999 Sicilia Ibrido 10.000 Olio diatermico Specchi lineari parabolici


0,011 Cagliari Solare 82,8 Elio Dish stirling

50 Sicilia Ibrido 389.946 Vapore Surriscaldato Torre a concentrazione

0,672 Veneto Solare 6.768 Elio Dish stirling

1,18 Sicilia Ibrido 23.616 Olio diatermico Specchi lineari parabolici

0,1 Sicilia Solare 437,47 Acqua Dischi parabolici (“dish”)

2.4 ICERTIFICATIVERDI

ELETARIFFEONNICOMPRENSIVE

38i Certificati verdi e le tariffe onnicomprensive


di nuova costruzione tutta l’energia netta prodotta è incentivabile, mentre nel caso dei potenziamenti non idroelettrici è incentivabile solo l’incremento di produzione).

possono inoltre essere qualificati anche impianti ibridi, cioè impianti alimentati sia da fonti rinnovabili sia da fonti fossili oppure da combustibili parzialmente rinnovabili quali i rifiuti urbani. Nel caso degli impianti ibridi è incentivabile la sola energia imputabile alla fonte rinnovabile (nel caso dei rifiuti, la sola energia imputabile alla frazione biodegra-dabile in essi contenuta).

La normativa ha previsto che la richiesta di qualifica potesse riguardare sia impianti già entrati in esercizio, sia impianti/interventi ancora in progetto, purché già autorizzati.

Al 31 dicembre 2013 risultano aver ottenuto la qualifica iAFR 5.799 impianti.

IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013Complessivamente gli impianti in esercizio che hanno ottenuto la qualifica iAFR al 31 di-cembre 2013 risultano essere 5.239 (+652 rispetto al 31 dicembre 2012), per una potenza totale di 22,6 GW (+1 GW rispetto al 31 dicembre 2012) e una corrispondente energia incentivabile annua pari a circa 39 tWh (+3 tWh rispetto al 31 dicembre 2012).

in termini di numerosità, il primato spetta ai 1.910 impianti idroelettrici, seguiti da 1.238 termoelettrici a biogas e 1.014 eolici. Gli impianti idroelettrici risultano i più numerosi in relazione a tutte le categorie di intervento (ad esclusione della categoria “E” delle co-combustioni). Circa il 50% di tali impianti sono relativi a interventi di nuova costru-zione a cui seguono, nell’ordine, i rifacimenti parziali, le riattivazioni, i potenziamenti e i rifacimenti totali. in quanto a potenza installata, primeggiano gli impianti eolici subito seguiti dagli idroelettrici: 8.241 MW eolici e 7.856 MW idroelettrici. Lo stesso discorso vale per l’energia incentivabile annua: 14.225 GWh per gli eolici e 10.203 GWh per gli idroelettrici. Nel settore delle bioenergie si rilevano 1.238 impianti a biogas, seguiti da 478 a bioliquidi, 237 a gas di discarica e 222 a biomasse solide. in termini di potenza, escludendo gli impianti ibridi, si registrano in esercizio 2.474 MW a biomasse solide, 1.057 MW a bioliquidi e 954 MW a biogas. A questi impianti corrisponde un’energia incentivabile pari a 5.232 GWh per i biogas, 3.360 GWh per i bioliquidi e 2.830 GWh per le biomasse solide.

per quanto attiene alla localizzazione geografica degli impianti qualificati in esercizio, l’i-talia settentrionale è la zona in cui netta è la prevalenza degli impianti idroelettrici, seguiti dagli impianti a biogas e a bioliquidi, mentre nell’italia meridionale e insulare è maggiore la diffusione degli impianti eolici. in toscana si concentra l’intera capacità produttiva na-zionale da geotermia, con 680 MW di impianti geotermoelettrici qualificati e in esercizio.

IMPIANTI QUALIFICATI A PROGETTO AL 31 DICEMBRE 2013Al 31 dicembre 2013 risultano essere 560 gli impianti qualificati a progetto e non ancora entrati in esercizio (175 in meno rispetto al 31 dicembre 2012), a cui corrispondono 1,79 GW di potenza (-1,2 GW rispetto al 31 dicembre 2012) e 3,6 tWh di energia incentivabile annua.

in termini di numerosità sono 185 i progetti di impianti eolici qualificati, seguiti da 143 termoelettrici a bioliquidi e 96 idroelettrici. Dal punto di vista della potenza, prevalgono gli impianti a bioliquidi con 597 MW, seguiti dagli impianti eolici con 480 MW e a bio-masse solide con 211 MW.

osservando i risultati relativi ai progetti qualificati, per quanto riguarda l’energia incen-tivabile annua si distinguono i 1.274 GWh che sarebbero producibili dagli impianti a bioliquidi, seguiti dai 790 GWh degli impianti eolici e dai 774 GWh prodotti da impianti a biomasse solide.




Tabella 2-20 IMPIANTI QUALIFICATI AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO

IMPIANTI IN ESERCIZIO A PROGETTO

NUMERO POTENZA (MW)

ENERGIA Ei (GWh)

NUMERO POTENZA (MW)

ENERGIA Ei (GWh)

Idroelettrici a bacino 35 2.068 1.140 1 66 3

Idroelettrici a serbatoio 53 2.114 1.714 2 162 113

Idroelettrici ad acqua fluente 1.661 3.606 7.087 88 90 300

Idroelettrici su acquedotto 161 68 262 5 0 1

Eolici 1.014 8.241 14.225 185 480 790

Solari 71 7 5 2 1 1

Marini 1 0 0 - - 0

Geotermoelettrici 21 680 1.640 - - -

Biomasse solide 222 2.474 2.830 84 211 774

Bioliquidi 478 1.057 3.360 143 597 1.274

Biogas 1.238 954 5.232 39 23 122

Gas di discarica 237 319 1.068 4 4 15

Rifiuti 47 1.043 230 7 156 268

TOTALE 5.239 22.631 38.794 560 1.790 3.661

Tabella 2-21 IMPIANTI QUALIFICATI AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO

IMPIANTI IN ESERCIZIO A PROGETTO

NUMERO POTENZA (MW)

ENERGIA Ei (GWh)

NUMERO POTENZA (MW)

ENERGIA Ei (GWh)

A Potenziamento 153 3.292 1.069 3 120 124

B Rifacimento 168 819 2.006 22 126 316

BP Rifacimento Parziale 587 4.069 6.850 29 264 219

C Riattivazione 205 198 685 12 2 9

D Nuova Costruzione 4.114 12.203 28.067 494 1.278 2.993

E Co-combustione in impianti esistenti prima del 1999

12 2.050 117 - - -

TOTALE 5.239 22.631 38.794 560 1.790 3.661



2.4.2 CERTIFICATI VERDI

il meccanismo di incentivazione dei Certificati verdi, introdotto dal D.Lgs 79/99, si basa sull’obbligo, posto dalla normativa in capo ai soggetti produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili, di immettere annualmente nel sistema elet-trico nazionale una prestabilita quota di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili.

La quota prestabilita è calcolata sulla base delle produzioni e delle importazioni da fonti non rinnovabili dell’anno precedente, decurtate dell’energia elettrica prodotta in coge-nerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, con una franchigia di 100 GWh per ciascun operatore. La quota d’obbligo prestabilita relativa alle produzioni/im-portazioni del 2013 è pari al 5,03%.

il possesso dei Certificati verdi dimostra l’adempimento dell’obbligo: ogni Certificato verde attesta convenzionalmente la produzione di 1 MWh di energia rinnovabile. i Certificati verdi hanno validità triennale: quelli rilasciati per la produzione di energia elettrica in un dato anno (anno di riferimento dei Cv) possono essere usati per ottempe-rare all’obbligo anche nei successivi due anni.

L’obbligo può essere rispettato in due modi: immettendo in rete energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili oppure acquistando i Certificati verdi dai produttori di energia “verde”.

idroelettrici a serbatoio

idroelettrici a bacino

idroelettrici ad acqua fluente

idroelettrici su acquedotto

Eolici

Solari

Marini

Geotermoelettrici

Biomasse solide

Bioliquidi

Biogas

Gas di discarica

Rifiuti

32%

1%

1%

3%

19%

1%

0%

0%

4%

9%

24%

5%

1%

16%

10%

9%

0%

36%

0% 0%

0% 0%

3%

11%

5%

4%

1%

5%

18%

4%

3%

1%

34%

4%

7%

9%

13%

3%

1%

Figura 2-20 IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO

Numero impianti potenza impianti Energia incentivabile

A potenziamento

B Rifacimento

Bp Rifacimento parziale

C Riattivazione

D Nuova Costruzione

E Co-combustione in

impianti esistenti prima

del 1999

3%

0% 0%

79%

9%

1% 2%

54% 72%

3% 3%

5%4%

15%

18% 18%11%

4%

Figura 2-21 IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO





i Certificati verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’e-nergia prodotta da un impianto qualificato iAFR, entrato in esercizio entro il 31 dicembre 2012[3] ai sensi di quanto previsto dal D.Lgs. n. 28/2011, in numero variabile a seconda del tipo di fonte rinnovabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, potenziamento e rifacimento).

[3] Fatto salvo quanto previsto dall’articolo 30 del D.M. 6 luglio 2012 per il periodo transitorio.

Produzione nazionale fossile

soggetta a obbligo € / MWh

Domanda CV

€ / MWh

MWh

€ / MWh

Offerta CV

€ / MWh

MWhMERCATO

DELL’ENERGIA

Import soggetto a obbligo

ENERGIA CONVENZIONALE ENERGIA RINNOVABILE

MERCATO CERTIFICATI

VERDI

CVObbligo

acquisto %

Figura 2-24 SCHEMA DI FUNZIONAMENTO DEL MECCANISMO DEI CERTIFICATI VERDI

idroelettrici a serbatoio

idroelettrici a bacino

idroelettrici ad acqua fluente

idroelettrici su acquedotto

Eolici

Solari

Marini

Geotermoelettrici

Biomasse solide

Bioliquidi

Biogas

Gas di discarica

Rifiuti

33%

33% 35%

0% 0%

0% 0%

0%

0%

0% 0%

0%

26%

27%

1%

1%

1%

16%

15%

9%

9%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

12%

22%

21%

5%

4%

1%

3%

3%

7%

7%

8%

Figura 2-22 IMPIANTI QUALIFICATI A PROGETTO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO


A potenziamento

B Rifacimento

Bp Rifacimento parziale

C Riattivazione

D Nuova Costruzione

E Co-combustione in

impianti esistenti prima

del 1999

0% 0%

0%

0%

0%

88%

1%

71% 82%

3%

9%

6%5%

2%

15%

7%

7%

4%

Figura 2-23 IMPIANTI QUALIFICATI E IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO




i Cv relativi a produzioni antecedenti al 2013 sono rilasciati a consuntivo o, nel caso siano stati ottenuti precedentemente Cv a preventivo, sono emessi a compensazione. il GSE dopo aver verificato l’attendibilità dei dati forniti dai produttori, emette i Certificati verdi spettanti.

i produttori che hanno richiesto l’emissione di Certificati verdi a preventivo sono sempre tenuti, successivamente, a compensare l’emissione e a inviare copia della dichiarazione annuale di consumo presentata all’Agenzia delle Dogane, attestante l’effettiva produ-zione di energia elettrica realizzata nell’anno cui si riferiscono i Certificati verdi.

il D.M. 6 luglio 2012 prevede che l’emissione dei Certificati verdi avvenga a partire dalle misure trasmesse mensilmente da parte dei gestori di rete. A partire dal 2013, pertanto non sono più previste le modalità di emissione dei Cv a preventivo sulla base di garanzia sulla producibilità attesa o sulla base di garanzia fideiussoria.

A partire dal 2013 i Cv sono emessi su base mensile, compatibilmente con l’ottenimento da parte dei gestori di rete delle misure della produzione lorda e dell’energia immessa in rete, relativamente agli impianti qualificati iAFR. i Cv vengono quindi classificati a partire dal 2013, oltre che per anno, anche in base al mese di riferimento ai fini della corretta individuazione del trimestre di riferimento per il successivo ritiro.

i Certificati verdi vengono rilasciati in funzione dell’energia netta Ea prodotta dall’im-pianto, che è l’energia lorda misurata ai morsetti dei gruppi di generazione, diminuita dell’energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari, delle perdite dei trasformatori e delle perdite di linea fino al punto di consegna dell’energia elettrica alla rete con l’ob-bligo di connessione di terzi. L’energia netta prodotta, tuttavia, non costituisce sempre direttamente il termine di riferimento per il calcolo del numero dei Certificati verdi spettanti. Esistono diversi tipi di interventi impiantistici (nuova costruzione, riattiva-zione, potenziamento, rifacimento totale o parziale) che danno diritto a ottenere l’in-centivazione di tutta o parte dell’energia elettrica netta prodotta, come specificato dal D.M. 18/12/2008.

per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007, il GSE rilascia i Certificati verdi per 15 anni, moltiplicando l’energia netta Ei riconosciuta all’intervento effettuato per le costanti, differenziate per fonte, della tabella 1 della Legge Finanziaria 2008 (aggiornata dalla Legge n. 99/2009).

CERTIFICATI VERDI EMESSI A FAVORE DI IMPIANTI QUALIFICATI IAFRNel corso del 2013 risultano emessi dal GSE oltre 24 milioni di Cv iAFR (tale dato va comunque considerato non ancora definitivo) relativi a produzioni 2013 ripartiti fra le

Tabella 2-22 COEFFICIENTI MOLTILPLICATIVI PER IL CALCOLO DEL CERTIFICATI VERDI

NUMERAZIONE L. 244/2007 FONTE COEFFICIENTE K

1 Eolica on-shore 1

1-bis Eolica off-shore 1,5

3 Geotermica 0,9

4 Moto ondoso e maremotrice 1,8

5 Idraulica 1

6 Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo 1,3

7 Biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ottenuti nell’ambito di intese di filiera, contratti quadro, o filiere corte 1,8

8 Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente 0,8




diverse tipologie di impianto come segue: impianti eolici (46%), idroelettrici (27%), bioe-nergie (22%) geotermoelettrici (5%).

Nel 2013 inoltre è stata effettuata l’attività di consuntivazione dei Cv iAFR relativi a pro-duzioni 2012, per un totale pari a quasi 28 milioni di Cv emessi dal GSE. Gli impianti iAFR per i quali è stato emesso il maggior numero di Cv sono gli eolici (45%), seguiti nell’ordine dagli idroelettrici (25%), dagli impianti a bioenergie (25%) e dai geotermoelettrici (5%). Una quota marginale è infine da ascrivere alla produzione degli impianti fotovoltaici che hanno richiesto e ottenuto la qualifica iAFR [4].

Nelle tabelle successive sono riportati i dati, aggiornati a dicembre 2013, relativi ai Cv emessi dal GSE.

[4] Fino alla data di entrata in vigore della Legge Finanziaria 2008, gli impianti fotovoltaici che non aderivano al Con-to Energia erano ammessi a ricevere i Cv. L’art. 15, comma 2, del D.M. 18 dicembre 2008 ha esteso tale facoltà agli impianti, non incentivati con il Conto Energia, che abbiano inoltrato la domanda di autorizzazione unica prima del 2008.

Tabella 2-23 NUMERO CV IAFR EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI, SUDDIVISI PER FONTE (TAGLIA CV=1 MWh)

ANNO IDROELETTRICI EOLICI SOLARI MARINI GEOTERMO-ELETTRICI BIOENERGIE TOTALE

2002 452.750 148.000 400 - 187.100 138.352 926.602

2003 596.100 181.200 800 - 482.500 270.444 1.531.044

2004 1.501.050 464.000 800 - 606.900 509.820 3.082.570

2005 1.692.900 1.281.550 1.100 - 629.950 772.889 4.378.389

2006 2.164.799 2.002.000 2.226 - 844.850 955.532 5.969.407

2007 2.921.494 2.653.229 3.096 - 865.644 1.324.515 7.767.978

2008 4.331.892 3.670.792 4.677 - 947.336 2.250.820 11.205.517

2009 6.892.929 5.541.061 4.887 4 936.341 4.475.531 17.850.753

2010 7.796.987 8.177.298 4.160 - 988.650 5.680.040 22.647.135

2011 7.315.677 9.237.531 3.695 - 1.331.627 5.889.915 23.778.445

2012 6.853.333 12.552.015 2.777 1.406.585 7.089.160 27.903.870

2013 (*) 6.641.533 11.161.671 210 - 1.187.403 5.271.712 24.262.529

Tabella 2-24 NUMERO CV IAFR EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI, SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO

ANNO A B BP C D E TOTALE

POTENZIAMENTO RIFACIMENTO RIFACIMENTO PARZIALE

RIATTIVAZIONE NUOVA COSTRUZIONE

CO-COMBUSTIONE IN IMPIANTI

ESISTENTI PRIMA DEL 1999

2002 179.900 10.900 135.300 41.200 503.202 56.100 926.602

2003 115.600 10.800 330.050 68.300 903.994 102.300 1.531.044

2004 726.400 24.050 528.900 87.450 1.623.620 92.150 3.082.570

2005 284.750 40.550 1.025.500 119.100 2.756.639 151.850 4.378.389

2006 212.820 83.150 1.441.005 225.052 3.844.580 162.800 5.969.407

2007 166.256 204.482 1.770.744 234.135 5.204.449 187.912 7.767.978

2008 708.769 407.046 2.362.146 284.896 7.366.173 76.487 11.205.517

2009 1.239.166 553.861 3.865.085 342.245 11.737.221 113.175 17.850.753

2010 1.149.768 775.618 4.859.172 411.105 15.352.174 99.298 22.647.135

2011 1.128.413 1.290.147 4.894.025 399.337 16.012.569 53.954 23.778.445

2012 777.811 1.814.557 5.055.710 425.130 19.769.113 61.549 27.903.870

2013 (*) 341.288 1.625.829 5.142.290 311.768 16.782.466 58.888 24.262.529

(*) Dati preliminari



CERTIFICATI VERDI EMESSI A FAVORE DI IMPIANTI QUALIFICATI CHP-TLRCon la Legge n. 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda-mento (CHp-tLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al rilascio dei Certificati verdi (denominati in questo caso Cv-tLR)[5].

Relativamente alla produzione di energia elettrica del 2012, risultano emessi dal GSE quasi 1,9 milioni di Cv-tLR 2012. Nessun Cv-tLR è stato emesso dal GSE nel 2013.

I PREZZI DI RIFERIMENTO NEL MERCATO DEI CVFino all’entrata in vigore del D.Lgs. n. 28/2011 di recepimento della Direttiva 2009/28/CE, i prezzi presi a riferimento dal mercato dei Cv sono stati quello di offerta e quello di ritiro dei Cv da parte del GSE.

[5] vedasi paragrafo 6.1

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013 (*)

0

30.0

00.0

00

25.0

00.0

00

20.0

00.0

00

15.0

00.0

00

10.0

00.0

00

5.00

0.00

0

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013 (*)

Figura 2-25 CV IAFR, SUDDIVISI PER FONTE, EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI DAL 2002 AL 2013 (MILIONI DI CV)

0

30.0

00.0

00

25.0

00.0

00

20.0

00.0

00

15.0

00.0

00

10.0

00.0

00

5.00

0.00

0

27%

46%

5%

22%2%

7%

21%

1%69%

Bioenergie E Co-combustione in impianti esistenti prima del 1999

Geotermoelettrici D Nuova Costruzione

Marini C Riattivazione

Solari BP Rifacimento Parziale

Eolici B Rifacimento

Idrolelettrici A PotenziamentoCV CV

Figura 2-26 CV IAFR, SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO, EMESSI DAL GSE AL NETTO DELLE COMPENSAZIONI DAL 2002 AL 2013 (MILIONI DI CV)

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0%

Figura 2-27 CV-TLR EMESSI SUDDIVISI PER ANNO DI EMISSIONE

2006 20072005 2008 2009 2010 2011 2012

2.741 34.303

465.897305.792

1.182.051

1.733.933

2.188.3931.856.624




L’art. 2 comma 148 della Legge n. 244/2007 (Finanziaria 2008) ha stabilito che il prezzo di offerta dei Cv nella titolarità del GSE venga calcolato, con cadenza annuale, come differenza tra:

◦ 180 €/MWh (valore di riferimento fissato dall’art. 2, comma 148 della L. n. 244/2007) e

◦ il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica di cui all’art. 13, comma 3, del D.Lgs. 387/2003 registrato nell’anno precedente, definito dall’Au-torità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema idrico con propria Deliberazione[6].

per il ritiro dei Cv effettuato dal GSE, fino all’entrata in vigore del D.Lgs. n. 28/2011, sono esistiti due distinti riferimenti, uno a regime e uno transitorio.

L’art. 2, comma 149 della L. n. 244/2007 prevedeva che, a partire dal 2008, entro giugno di ciascun anno, il GSE, su richiesta del produttore, ritirasse i Cv in scadenza nell’anno ulteriori rispetto a quelli necessari per assolvere l’obbligo. A tal fine il prezzo medio an-nuale è quello relativo alle contrattazioni di tutti i Cv, indipendentemente dall’anno di riferimento, scambiati l’anno precedente sulla borsa del GME o con contratti bilaterali.

per far fronte al sensibile eccesso di offerta registratosi negli ultimi anni, il D.M. 18/12/2008 aveva inoltre introdotto una norma transitoria (art. 15, comma 1) disponendo che, entro il mese di giugno di ogni anno, il GSE ritirasse, su richiesta dei detentori, i Cv rilasciati per le produzioni relative agli anni fino al 2010. Da tale possibilità erano esclusi gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento. il prezzo di ritiro era pari al prezzo medio di mercato del triennio precedente.

in termini generali si può sostenere che i prezzi di offerta e di ritiro del GSE abbiano rappresentato rispettivamente i valori di riferimento massimo e minimo per il mercato. poiché le condizioni di mercato degli ultimi anni sono state caratterizzate da un’offerta che ha notevolmente superato la domanda, le contrattazioni di mercato dei Cv si sono tendenzialmente attestate sul valore di riferimento minimo.

il D.Lgs. n. 28/2011 ha abrogato il comma 149 della L. n. 244/2007, prevedendo che il GSE ritiri annualmente i Cv rilasciati per le produzioni da fonti rinnovabili degli anni dal 2011 al 2015, eventualmente eccedenti quelli necessari per il rispetto della quota d’obbligo, a un prezzo fissato pari al 78% del prezzo di offerta dei propri Cv, calcolato secondo il comma 148 della stessa legge[7].

per quanto riguarda il mercato dei Cv relativo al 2011 (ritiro 2012):

◦ il prezzo di offerta dei Cv nella titolarità del GSE è stato pari a 105,28 €/MWh, calcolato come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica registrato nel 2011, pari a 74,72 €/MWh così come definito dalla Delibera AEEGSi 11/2012/R/EFR;

◦ il prezzo di ritiro calcolato in base all’art. 25 comma 4 del D.Lgs. n. 28/2011, pari al 78% del prezzo di offerta, è risultato pari a 82,12 €/MWh.


◦ il prezzo di offerta dei Cv nella titolarità del GSE è stato pari a 103,00 €/MWh, calcolato come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di

[6] L’art. 20 del D.M. 6/7/2012 ha cambiato questa disposizione, prevedendo che, dal 2013 al 2016 il GSE offra ai soggetti obbligati i Certificati verdi ritirati a un prezzo pari a quello di ritiro.

[7] L’art. 20 del D.M. 6/7/2012 ha dettagliato le modalità di ritiro per i Certificati verdi relativi alle produzioni dal 2011 al 2015.



cessione dell’energia elettrica registrato nel 2012, pari a 77,00 €/MWh così come definito dalla Delibera AEEGSi 17/2013/R/EFR;

◦ il prezzo di ritiro calcolato in base all’art. 25 comma 4 del D.Lgs 28/2011, pari al 78% del prezzo di offerta, è risultato pari a 80,34 €/MWh.


◦ il prezzo di offerta dei Cv nella titolarità del GSE è pari a 114,46 €/MWh, calcolato come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica registrato nel 2013, pari a 65,54 €/MWh così come definito dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico con la deliberazione 20/2014/R/EFR;

◦ il prezzo di ritiro calcolato in base all’art. 25 comma 4 del D.Lgs 28/2011, pari al 78% del prezzo di offerta, risulta pari a 89,28 €/MWh.

il D.Lgs. n. 28/2011 ha anche previsto che il GSE ritiri i Cv-tLR, rilasciati sempre per le produzioni dal 2011 al 2015, relativi agli impianti di cogenerazione abbinati a teleriscal-damento. il prezzo di ritiro è in questo caso pari al prezzo medio di mercato dei Cv-tLR registrato nel 2011, pari a 84,34 €/MWh.

ENERGIA SOGGETTA ALL’OBBLIGO: QUANTIFICAZIONE E ASSOLVIMENTOCome già detto, il sistema dei Certificati verdi si basa sull’obbligo, posto in capo a produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili, di immet-tere nel sistema elettrico una determinata quota di nuova produzione di energia da fonti rinnovabili.

Ai fini della quantificazione dell’energia soggetta all’obbligo, il GSE verifica le quantità di energia convenzionale prodotta o importata e controlla l’annullamento dei Cv sul conto proprietà di ciascun soggetto obbligato.

il processo che va dalla quantificazione dell’energia soggetta all’obbligo alla verifica dell’adempimento è articolato su due anni:

◦ entro il 31 marzo dell’anno (n+1), i produttori e importatori di energia trasmet-tono l’autocertificazione dei dati relativi alla produzione e importazione non rin-novabile dell’anno (n) e le ulteriori informazioni necessarie al calcolo dell’energia soggetta all’obbligo;

◦ nel corso dell’anno (n+1) il GSE, a seguito della valutazione delle autocertifica-zioni e dei documenti correlati, comunica a produttori e importatori l’ammontare dell’energia soggetta all’obbligo;

◦ entro il 31 marzo dell’anno (n+2), i soggetti obbligati provvedono a rendere di-sponibili sul proprio conto proprietà i Cv da annullare ai fini dell’adempimento all’obbligo. per l’annullamento possono essere utilizzati Cv relativi a pro-duzione rinnovabile degli anni (n+1), (n), (n-1) e, per una quota non superiore al 20% dell’obbligo, anche Cv rilasciati a impianti di cogenerazione abbinata a teleriscaldamento;

◦ al raggiungimento del termine del 31 marzo dell’anno (n+2), il GSE procede alla verifica dell’adempimento per ciascun soggetto obbligato: in caso di esito po-sitivo il GSE invia al soggetto la comunicazione di avvenuto adempimento; in caso di esito negativo il GSE invia al soggetto una comunicazione di sollecito concedendo ulteriori 30 giorni per provvedere all’adempimento;

◦ a conclusione del processo di verifica il GSE comunica l’elenco dei soggetti inadempienti Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico che applica le sanzioni ai sensi alla Legge n. 481/1995. Sono considerati inadem-




pienti, per la quantità di certificati correlata al totale di elettricità importata o prodotta nell’anno precedente, anche i soggetti che omettono di presentare l’autocertificazione.

L’obbligo 2013, ripartito tra 104 operatori, è stato pari a 12.692.129 Certificati verdi.

Gli operatori elettrici, suddivisi tra produttori e importatori, che nel 2012 hanno supe-rato la soglia dei 100 GWh annui di energia prodotta o importata e quindi soggetti ad autocertificazione, sono 133: ad essi è associata una produzione soggetta ad autocer-tificazione pari a quasi 205 tWh, di cui il 90% imputabile alla produzione nazionale e il 10% imputabile all’importazione.

per la determinazione dell’energia effettivamente soggetta all’obbligo, sui dati di au-tocertificazione presentati dagli operatori il GSE ha operato la detrazione delle espor-tazioni, delle importazioni esenti in quanto riconosciute come produzioni da fonte rinnovabile, della produzione riconosciuta di Cogenerazione ad Alto Rendimento e della franchigia spettante a ciascun soggetto. tale operazione ha comportato una ri-duzione dell’energia soggetta ad obbligo di acquisto di Cv da 205 a 168 tWh. per quanto riguarda l’import va notato che dei circa 19 tWh importati quasi 14 tWh sono assoggettabili all’obbligo.

Applicando la quota percentuale stabilita dal legislatore per l’anno di adempimento dell’obbligo 2013, pari al 7,55% dell’energia soggetta a obbligo, si è determinato quindi un obbligo complessivo pari a 168.108 GWh, corrispondente ad un totale di 12.692.129 Certificati verdi.

Tabella 2-25 RICOSTRUZIONE DELL’OBBLIGO 2013 RELATIVO ALL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA E IMPORTATA NEL 2012

PRODUTTORI IMPORTATORI TOTALE

GWh N. GWh N. GWh N.

Produzione > 100 GWh 185.368 75 Import. > 100 GWh 19.446 58 204.813 133

Prod. esente da Cogenerazione 25.278 Import. Esente 0 25.278

Export 159 Export 3.665 3.825

Franchigia 6.155 Franchigia 5.599 11.754

Energia soggetta 154.261 62 Energia soggetta 13.847 42 168.108 104

En. Calcolata 7,55% 11.647 En. Calcolata 7,55% 1.045 11.625

n. C. Verdi 11.646.697 n. C. Verdi 1.045.432 12.692.129

Tabella 2-26 ENERGIA SOGGETTA ALL’OBBLIGO NEL PERIODO 2002-2012

ANNO PRODUZIONE ENERGIA SOGGETTA OBBLIGO (TWh)

OBBLIGO (%) ANNO OBBLIGO MILIONI DI CV DA ANNULLARE

2002 180,91 2,00% 2003 3,62

2003 203,15 2,00% 2004 4,06

2004 193,75 2,35% 2005 4,55

2005 202,65 2,70% 2006 5,46

2006 189,94 3,05% 2007 5,79

2007 186,73 3,80% 2008 7,1

2008 186,91 4,55% 2009 8,5

2009 153,04 5,30% 2010 8,11

2010 147,8 6,05% 2011 8,94

2011 170,72 6,80% 2012 11,61

2012 168,11 7,55% 2013 12,69



Con riferimento all’obbligo 2013, alla data di redazione del presente rapporto, ri-sulta che i soggetti obbligati hanno provveduto ad annullare complessivamente 11.067.590 Cv.

il grafico precedente mostra l’evoluzione del mercato dei Cv in termini di domanda e di offerta, evidenziando per quest’ultima il dettaglio delle differenti componenti che la costituiscono: Cv da impianti iAFR, Cv-tLR e Cv immessi sul mercato da parte del GSE.

Si può osservare come nei primi 3 anni di mercato l’offerta di Cv dei produttori iAFR, inferiore alla domanda, sia stata integrata dai certificati venduti dal GSE.

Negli anni successivi l’offerta dei produttori iAFR ha superato la domanda e quindi l’of-ferta del GSE ha assunto un ruolo marginale. in questo contesto fa eccezione il mercato dei Cv 2008 nel quale, nonostante l’eccesso di offerta di Cv iAFR, i soggetti obbligati hanno fatto ricorso per una quota consistente ai Cv del GSE. tale anomalia è stata cau-sata dal fatto che per l’anno 2008 il prezzo di ritiro dei Cv da parte del GSE è risultato maggiore del prezzo di offerta dei Cv del GSE (valore di riferimento del mercato). La

Tabella 2-27 EVOLUZIONE DELL’OBBLIGO E SUA COPERTURA (1 CV = 1 MWh)

OBBLIGO CONSUNTIVO ASSOLVIMENTO DELL’OBBLIGO

OBBLIGO ASSOLTO OPERATORI INADEMPIENTI

ANNO (T-1) (1) ENERGIA QUOTA OBBLIGO ANNO (T) (2) OBBLIGO CV CV UTILIZZATI N. CV

2001 161,62 2,00% 2002 3.232.400 3.232.400 0 -

2002 182,03 2,00% 2003 3.643.200 3.643.200 0 -

2003 208,45 2,00% 2004 4.145.800 4.137.800 1 8.000

2004 193,75 2,35% 2005 4.553.073 4.543.923 1 9.150

2005 201,97 2,70% 2006 5.456.337 5.395.587 5 60.750

2006 190,11 3,05% 2007 5.798.350 5.796.950 1 1.400

2007 187 3,80% 2008 7.106.189 7.083.074 1 23.115

2008 187,22 4,55% 2009 8.518.286 8.391.412 2 126.874

2009 155,48 5,30% 2010 8.204.370 8.115.243 3 89.127

2010 147,84 6,05% 2011 8.944.202 8.858.253 5 85.949

2011 170,69 6,80% 2012 11.607.230 10.701.220 3 906.010

2012 168,11 7,55% 2013 12.692.129 11.389.384 5 1.302.745

(1) Anno di produzione o importazione dell’energia soggetta ad obbligo(2) Anno di assolvimento dell’obbligo

30

25

20

15

10

5

0

Figura 2-28 EVOLUZIONE DEL MERCATO DEI CV DAL 2002 AL 2013 (MILIONI DI CV)

20062005200420032002 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(*)(*) valore preliminare

Obbligo

Offerta IAFR

Offerta GSE

Offerta TLR




suddetta circostanza non si è ripetuta per gli anni successivi in quanto il prezzo di offerta dei Cv del GSE è tornato a essere superiore a quello di ritiro.

2.4.3 TARIFFE ONNICOMPRENSIVE

prima dell’entrata in vigore del D.M. 6 luglio 2012, la tariffa onnicomprensiva (to) co-stituiva il meccanismo di incentivazione, alternativo ai Certificati verdi, riservato agli impianti qualificati iAFR di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW o 0,2 MW per gli impianti eolici.

La tariffa è detta “onnicomprensiva” in quanto il suo valore include una componente incentivante e una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete. Essa, previa qualifica iAFR dell’impianto e sua entrata in esercizio, è riconosciuta per un periodo di 15 anni in funzione della quota di energia immessa in rete.

La tariffa si applica a una quota parte o a tutta l’energia immessa in rete a seconda della tipologia di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, rifaci-mento e potenziamento). per gli impianti entrati in esercizio a seguito di interventi di-versi dalla nuova costruzione (potenziamento, riattivazione, rifacimento), a seconda degli interventi, può essere incentivata solo una determinata quota dell’energia immessa in rete. Le formule che individuano la quota di energia incentivata a seconda dell’intervento impiantistico realizzato sono contenute nel D.M. 18/12/2008.

Tabella 2-28 TARIFFE ONNICOMPRENSIVE

NUMERAZIONE L. 244/2007 FONTE VTO (€/MWh)

1 Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kW 300

3 Geotermica 200

4 Moto ondoso e maremotrice 340

5 Idraulica diversa da quella del punto precedente 220

6 Biogas e biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi (1) a eccezione degli oli vegetali puri tracciabili (2) attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal Regolamento 2009/73/CE del Consiglio.

280

Alcol etilico di origine agricola proveniente dalla distillazione dei sottoprodotti della vinificazione.

8 Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi a eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal Regolamento del Consiglio 2009/73/CE

180

(1) L’articolo 25, comma 5, del D.Lgs. n. 28/2011 ha stabilito che, ai fini del riconoscimento della to da 180 €/MWh, i residui di macellazione, nonché i sottoprodotti delle attività agricole, agroalimentari e forestali, non sono considerati liquidi anche qualora subiscano, nel sito di produzione dei medesimi residui e sottoprodotti o dell'impianto di conver-sione in energia elettrica, un trattamento di liquefazione o estrazione meccanica.

(2) il sistema di tracciabilità degli oli vegetali puri è chiarito dalle circolari MipAAF del 31 marzo 2010 (“Circolare esplicativa del sistema di tracciabilità degli oli vegetali puri per la produzione di energia elettrica al fine dell’erogazione della tariffa onnicomprensiva di 0,28 euro a kWh prevista dalla L. n. 99/2009”) e del 21 giugno 2010 (“oli vegetali puri. Sistema di tracciabilità per la produzione di energia elettrica soggetta al riconoscimento della tariffa onnicomprensiva ai sensi della legge 99/2009. Disposizioni attuative”).



NUMERO E POTENZA DEGLI IMPIANTI INCENTIVATIAl 31 dicembre 2013, 2.709 impianti risultano aver avuto accesso alle tariffe onnicomprensive per una potenza complessiva di 1.554 MW.

Figura 2-29 NUMERO DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO

2.500

3.000

2.000

1.500

1.000

500

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013

153429

1.246

797

1.728

2.709

Tabella 2-29 NUMERO DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO, SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Idroelettrici a serbatoio _ 3 3 1 2 3

Idroelettrici a bacino _ 3 3 4 6 7

Idroelettrici ad acqua fluente95 218 334

394 507 722

Idroelettrici su acquedotto 44 51 67

Eolici 3 39 95 164 221 354

Biomasse solide 5 12 33 52 68 125

Bioliquidi 8 36 76 141 197 294

Biogas 30 93 212 398 622 1.067

Gas di discarica 12 25 41 48 54 70

TOTALE 153 429 797 1.246 1.728 2.709

Figura 2-30 POTENZA DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO (MW)

1.500

1.800

1.200

900

600

300

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013

77209

403

656

956

1.554

Tabella 2-30 POTENZA DEGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (MW)

2008 2009 2010 2011 2012 2013




208 275 424


Eolici 0 2 4 7 13 21


Bioliquidi 5 21 42 81 115 170

Biogas 17 56 152 287 460 793


TOTALE 77 209 403 656 956 1.554




ENERGIA RITIRATA E CORRISPETTIVI EROGATINel 2013 è stato ritirato un quantitativo di energia convenzionata in regime di tariffa onnicomprensiva pari a 7.548 GWh, per un corrispettivo economico erogato dal GSE pari a di 1.976 milioni di euro.

Figura 2-31 ENERGIA RITIRATA RELATIVA AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO (GWh)

6.500

7.800

5.200

3.900

2.600

1.300

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013

149650

1.331

2.542

4.070

7.548

Tabella 2-31 ENERGIA RITIRATA RELATIVA AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (GWh)

2008 2009 2010 2011 2012 2013




626 809 1.432


Eolici _ 0 2 4 12 21


Bioliquidi 6 45 96 121 194 308

Biogas 50 252 556 1.491 2.647 5.165

Gas di discarica 15 54 124 168 205 249

TOTALE 149 650 1.331 2.542 4.070 7.548

Figura 2-32 CORRISPETTIVI EROGATI RELATIVI AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO (MILIONI DI EURO)

2.000

2.400

1.600

1.200

800

400

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013

35 158327

650

1.056

1.978

Tabella 2-32 CORRISPETTIVI EROGATI RELATIVI AGLI IMPIANTI IN REGIME DI TO SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO (MILIONI DI EURO)

2008 2009 2010 2011 2012 2013




138 178 315


Eolici _ 0 1 1 4 6


Bioliquidi 1 10 24 30 42 66

Biogas 14 71 155 417 741 1.445


TOTALE 35 158 327 650 1.056 1.978

52Gli incentivi introdotti dal D.M. 6 luglio 2012


2.5.1 I NUOVI MECCANISMI DI INCENTIVAZIONE

L’11 luglio 2012 è entrato in vigore il D.M. 6 luglio 2012 che ha stabilito le nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rin-novabili, diverse da quella solare fotovoltaica, con potenza non inferiore a 1 kW, entrati in esercizio a partire dal 1º gennaio 2013. Lo stesso Decreto, all’art. 30, prevede delle modalità e condizioni di transizione dai precedenti meccanismi di incentivazione (regolati dal D.M. 18/12/2008) al nuovo sistema.

il Decreto 6 luglio 2012 prevede che l’incentivazione sia riconosciuta in riferimento all’e-nergia netta prodotta e immessa in rete, pari al minor valore fra la produzione netta e l’e-nergia effettivamente immessa in rete. in particolare sono previste due tipologie di incentivi:

◦ una tariffa incentivante onnicomprensiva (to), per gli impianti di potenza non su-periore a 1 MW calcolata secondo la seguente formula:

To = Tb + Pr

(Tb: tariffa incentivante base; Pr: ammontare totale degli eventuali premi)

◦ un incentivo (i) per gli impianti di potenza superiore ad 1 MW e per quelli di potenza non superiore a 1 MW che non optino per la tariffa onnicomprensiva, calcolato come differenza tra un valore fissato (ricavo complessivo) e il prezzo zo-nale orario dell’energia (riferito alla zona in cui è immessa in rete l’energia elettrica prodotta dall’impianto):

i = Tb + Pr – Pz

(Pz: prezzo zonale orario)

Nel caso di tariffa onnicomprensiva, il corrispettivo erogato comprende la remunera-zione dell’energia che viene ritirata dal GSE; nel caso di incentivo, l’energia resta invece nella disponibilità del produttore.

il D.M. 6/7/2012 definisce quattro diverse modalità di accesso ai meccanismi di incenti-vazione, a seconda della taglia di potenza e della categoria di intervento:

◦ accesso diretto, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di rifacimento o potenziamento con potenza non superiore a un de-terminato valore (per i potenziamenti non deve essere superiore a tale limite l’incremento di potenza);

◦ iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di po-tenza incentivabili assegnati alle diverse fonti, nel caso di impianti nuovi, inte-gralmente ricostruiti, riattivati o oggetto di potenziamento, se la relativa potenza è superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto, ma non superiore a un determinato valore soglia (per i potenziamenti non deve essere superiore a tale valore soglia l’incremento di potenza);

◦ aggiudicazione degli incentivi a seguito di partecipazione a procedure compe-titive di aste al ribasso, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di potenza incentivabili assegnati alle diverse fonti, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati o oggetto di potenziamento se la relativa po-tenza è superiore a un determinato valore soglia (per i potenziamenti deve essere superiore a tale valore soglia l’incremento di potenza);

2.5 GLIINCENTIVIINTRODOTTIDALD.M.6LUGLIO2012


Gli incentivi introdotti dal D.M. 6 luglio 2012


◦ iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di po-tenza incentivabili assegnati alle diverse fonti, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza è superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto.

2.5.2 I BANDI PER I REGISTRI E LE ASTE

i bandi relativi ai primi registri e procedure d’asta sono stati pubblicati l’8 settembre 2012 e dopo 30 giorni è stato attivato un nuovo portale telematico per l’invio delle richieste di iscrizione ai registri e di partecipazione alle aste da parte degli operatori. Le richieste pervenute nell’ambito di tali registri e aste sono state 999; il dettaglio è fornito nelle tabelle seguenti.

Tabella 2-33 RICHIESTE DI ISCRIZIONE ALLE PRIME PROCEDURE D’ASTA

TIPOLOGIA DI IMPIANTO CONTINGENTE ISTANZE INVIATE ISTANZE AMMESSE IN POSIZIONE UTILE

POTENZA (MW)

NUMERO POTENZA COMPLESSIVA

(MW)

% CONTINGENTE


(MW)

% CONTINGENTE

Eolico onshore 500 18 442 88,4% 18 442 88,4%

Eolico offshore 650 1 30 4,6% 1 30 4,6%

Idroelettrico 50 0 0 0 0 0 0

Geotermoelettrico 40 1 39,6 99% 1 39,6 99%

Biomasse di cui all’articolo 8, comma 4, lettere a), b) e d), biogas, gas di depurazione e gas di discarica e bioliquidi sostenibili

120 1 13 10,8% 1 13 10,8%

Biomasse di cui all’articolo 8, comma 4, lettera c) 350 2 32,91 9,4% 2 32,91 9,4%

TOTALE 1.710 23 557,51 32,6% 23 557,51 32,6%

Tabella 2-34 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI PRIMI REGISTRI (DIVERSI DA QUELLI DEDICATI AI RIFACIMENTI)


POTENZA (MW)


(MW)

% CONTINGENTE


(MW)

% CONTINGENTE

Eolico onshore 60 461 191,706 319,51% 319 60 100%

Idroelettrico 70 248 162,826 232,61% 150 70 100%

Geotermoelettrico 35 1 4,8 13,71% 1 4,8 13,7%


170 239 220,651 129,79% 205 170 100%

Biomasse di cui all’articolo 8, comma 4, lettera c) 30 1 2,4 8% 1 2,4 8%

Oceanico 3 0 0 0

TOTALE 368 950 582,383 158,26% 676 307,2 83,5%

Tabella 2-35 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI PRIMI REGISTRI PER GLI INTERVENTI DI RIFACIMENTO


POTENZA (MW)


(MW)

% CONTINGENTE


(MW)

% CONTINGENTE

Eolico onshore 150 0 0 0 0 0 0

Idroelettrico 300 23 70,881 23,6% 20 30,625 10,21%

Geotermoelettrico 40 2 39,6 99% 2 39,6 99%


65 0 0 0 0 0 0

Biomasse di cui all’articolo 8, comma 4, lettera c) 70 1 13,6 19,4% 1 13,6 19,43%

TOTALE 625 26 124,081 19,8% 23 83,825 13,41%

54Gli incentivi introdotti dal D.M. 6 luglio 2012


i bandi relativi ai secondi registri e procedure d’asta sono stati pubblicati il 13 marzo 2013 e dopo 30 giorni è stato attivato un nuovo portale telematico per l’invio delle richieste di iscrizione ai registri e di partecipazione alle aste da parte degli operatori. Le richieste pervenute nell’ambito di tali registri e aste sono state 987; il dettaglio è fornito nelle tabelle seguenti.

2.5.3 IMPIANTI IN ESERCIZIO QUALIFICATI NEL CORSO DEL 2013

Nel 2013 è stata avviata l’istruttoria per le richieste di ammissione agli incentivi degli impianti entrati in esercizio a partire dal 1º gennaio 2013.

Tabella 2-36 RICHIESTE DI ISCRIZIONE ALLE SECONDE PROCEDURE D’ASTA


POTENZA (MW)


(MW)

% CONTINGENTE


(MW)

% CONTINGENTE

Eolico onshore 399,94 47 1.086 271,50% 16 399,94 100%

Eolico offshore 620 0 0 0 0 0 0

Idroelettrico 50 0 0 0 0 0 0

Geotermoelettrico - - - - - - -


107 2 33,696 31,50% 2 33,696 31%

Biomasse di cui all’articolo 8, comma 4, lettera c) 317,09 0 0 0 0 0 0

TOTALE 1.494 49 1.119,70 74,90% 18 433,636 29%

Tabella 2-37 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI SECONDI REGISTRI (DIVERSI DA QUELLI DEDICATI AI RIFACIMENTI)


POTENZA (MW)


(MW)

% CONTINGENTE


(MW)

% CONTINGENTE

Eolico onshore 52,504 419 200,962 382,80% 61 52,504 100%

Idroelettrico 60,972 240 150,188 246,30% 105 60,972 100%

Geotermoelettrico 52,9 0 0 0 0 0 0


139,523 253 184,204 132% 213 139,523 100%


Oceanico 3 0 0 0 0 0 0

TOTALE 336,499 912 535,354 159,10% 379 252,999 75,20%

Tabella 2-38 RICHIESTE DI ISCRIZIONE AI SECONDI REGISTRI PER GLI INTERVENTI DI RIFACIMENTO


POTENZA (MW)


(MW)

% CONTINGENTE


(MW)

% CONTINGENTE

Eolico onshore 300 0 0 0 0 0 0

Idroelettrico 553,992 26 34,089 6,20% 25 33,789 6,10%

Geotermoelettrico 40,4 0 0 0 0 0 0


130 0 0 0 0 0 0


TOTALE 1.150,79 26 34,089 3% 25 33,789 2,90%


il contatore delle fonti rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico


Gli impianti che hanno ottenuto la qualifica sono stati 83 per una potenza totale di 6,1 MW. il maggior numero di impianti in esercizio qualificati nel 2013 si riferisce agli impianti idroelettrici ad acqua fluente (37), seguono gli impianti eolici (35). Agli impianti idroelet-trici ad acqua fluente spetta anche il primato in termini di potenza installata (3,6 MW), seguiti dagli impianti eolici (1,8 MW).

il “contatore degli oneri delle fonti rinnovabili non fotovoltaiche” (contatore FER-E), è lo strumento operativo che serve a visualizzare, sul sito internet del GSE, il “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici, definito all’art. 2 del D.M. 6/7/2012.

tale costo rappresenta una stima dell’onere annuo potenziale, già impegnato anche se non ancora interamente sostenuto, degli incentivi riconosciuti agli impianti a fonti rinno-vabili non fotovoltaici, in attuazione dei vari provvedimenti di incentivazione statali che si sono succeduti in questo settore. il contatore non esprime quindi l’onere sostenuto nell’ultimo anno solare o negli ultimi dodici mesi né tantomeno rappresenta una previ-sione dell’onere da sostenere nel successivo anno solare o nei successivi dodici mesi.

in base all’art. 3 del D.M. 6/7/2012, il “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” non potrà superare i 5,8 miliardi di euro annui.

Concorrono al calcolo del contatore solo gli oneri derivanti dall’incentivazione dell’e-nergia elettrica prodotta dalle fonti rinnovabili individuate dall’art. 2 del D.Lgs. n. 28/2011, con esclusione degli impianti fotovoltaici. Non sono pertanto inclusi nel contatore gli impianti alimentati a fonti assimilate alle rinnovabili.

Nel caso di impianti ibridi, vengono considerati nel contatore solo gli oneri attribuibili alla fonte rinnovabile, indipendentemente dall’inquadramento giuridico della fonte non rinnovabile al momento dell’entrata in esercizio dell’impianto e dunque indipendente-mente dall’eventuale incentivo ad essa riconosciuto.

in particolare, nel caso degli impianti alimentati a rifiuti, anche se essi hanno avuto ac-cesso all’incentivazione sul totale dell’energia prodotta, nel contatore vengono inclusi solo gli oneri attribuibili all’incentivazione della frazione biodegradabile. A tal proposito,

Tabella 2-39 IMPIANTI QUALIFICATI NEL CORSO DEL 2013 SUDDIVISI PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO

TIPOLOGIA IMPIANTI NUMERO DI IMPIANTI

POTENZA (MW)

Idroelettrici a bacino/serbatoio 1 0,2

Idroelettrici ad acqua fluente 37 3,6

Idroelettrici su acquedotto 5 0,2

Eolici 35 1,8

Geotermoelettrici - -

Biomasse 4 0,3

Bioliquidi - -

Biogas 1 0,1

TOTALE 83 6,1

Tabella 2-40 IMPIANTI QUALIFICATI NEL CORSO DEL 2013 SUDDIVISI PER CATEGORIA DI INTERVENTO

TIPOLOGIA IMPIANTI NUMERO DI IMPIANTI

POTENZA (MW)

Integrale Ricostruzione 2 0,2

Nuova Costruzione 76 5,6

Potenziamento 5 0,3

Riattivazione - -

Rifacimento - -

TOTALE 83 6,1

2.6 ILCONTATOREDELLEFONTIRINNOVABILI

ELETTRICHEDIVERSEDALFOTOVOLTAICO

56i servizi di ritiro dell’energia: Ritiro Dedicato e Scambio sul posto


ai soli fini del contatore, nei casi di impianti per cui non si disponga di una valutazione dell’energia imputabile alla frazione biodegradabile dei rifiuti utilizzati, si assume che la quota della producibilità imputabile alla frazione biodegradabile sia pari al 51%.

per il calcolo del “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” si fa riferimento al pe-rimetro degli interventi impiantistici ammessi agli incentivi (nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione, rifacimento totale o parziale, potenziamento e impianti ibridi) riconducibili alle seguenti fattispecie:

◦ interventi ammessi agli incentivi che hanno comunicato al GSE l’entrata in eser-cizio fisico, siano essi già in esercizio commerciale o meno;

◦ interventi, non ancora entrati in esercizio, ammessi ai registri in posizione utile o risultati vincitori delle procedure di asta al ribasso, secondo quanto previsto dal D.M. 6/7/2012.

in conformità alle regole stabilite dall’art. 2 del D.M. 6/7/2012, il “costo indicativo cu-mulato annuo degli incentivi” è calcolato come sommatoria del prodotto tra l’incentivo specifico riconosciuto all’intervento e l’energia incentivabile annua, per tutti gli interventi incentivati relativi agli impianti a fonti rinnovabili non fotovoltaici. Esso viene calcolato e pubblicato sul sito internet del GSE con cadenza mensile.

Al 31 dicembre 2013, il contatore FER Elettriche si è attestato sul valore di 4.558 milioni di euro, ripartiti come segue tra i diversi meccanismi di incentivazione: 2.614 Mln € per i Certificati verdi; 1.331 Mln € per la tariffa onnicomprensiva; 201 Mln € per il Cip6; 382 Mln € per i registri e le aste previste dal D.M. 6/7/2012; 29 Mln € per gli impianti entrati in esercizio ai sensi del D.M. 6/7/2012.

2.7.1 RITIRO DEDICATO

QUADRO NORMATIVOil Ritiro Dedicato (RiD) rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produt-tori per il collocamento sul mercato dell’energia elettrica immessa in rete, alternativa ai contratti bilaterali o alla vendita diretta in borsa.

Sono ammessi al regime di Ritiro Dedicato gli impianti citati dall’articolo 13, commi 3 e 4 del D.Lgs. n. 387/2003 e dall’articolo 1 comma 41 della Legge n. 239/2004. Si tratta degli impianti:

Tabella 2-41 CONTATORE DELLE FER ELETTRICHE AL 31/12/2013 (MILIONI DI EURO)

FONTE CV TO CIP6 D.M. 6/7/2012 REGISTRI E ASTE

D.M. 6/7/2012 IN ESERCIZIO TOTALE

Idraulica 677,9 220,5 - 78,2 16,3 992,9

Eolica 1.116,6 4 6,1 68 7,8 1.202,6

Moto ondoso - - - - -

Geotermica 112,7 - - 11,7 - 124,4

Biomasse 301,3 63,2 185,3 125,2 1,3 676,3

Bioliquidi 310,3 71,2 - 1,5 - 383

Biogas 95,7 972,5 9,5 97,9 3,1 1.178,7

TOTALE 2.614,5 1.331,5 200,8 382,5 28,7 4.558,0

2.7 ISERVIZIDIRITIRODELL’ENERGIA:

RITIRODEDICATOESCAMBIOSULPOSTO


i servizi di ritiro dell’energia: Ritiro Dedicato e Scambio sul posto


◦ di potenza apparente nominale inferiore a 10 MvA alimentati da qualunque fonte;

◦ di qualsiasi potenza nel caso di fonti rinnovabili non programmabili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica limitatamente agli impianti ad acqua fluente);

◦ di potenza apparente nominale uguale o superiore a 10 MvA, alimentati da fonti rinnovabili programmabili purché nella titolarità di un autoproduttore (così come definito dall’articolo 2, comma 2, del D.Lgs. n. 79/1999).

per questi impianti il GSE assume il ruolo di utente del dispacciamento, ritirando e col-locando sul mercato l’energia elettrica immessa in rete, alle condizioni definite dalla Delibera AEEGSiARG/elt 280/07 e s.m.i.

La determinazione degli importi relativi all’energia elettrica immessa in rete è definita sulla base delle misure in immissione comunicate mensilmente al GSE dal gestore di rete al quale l’impianto è connesso. L’energia elettrica è valorizzata al prezzo orario zonale corrispondente alla zona di mercato in cui è connesso l’impianto.

A vantaggio dei produttori di piccola taglia (impianti di potenza attiva nominale fino a 1 MW) sono riconosciuti dei prezzi Minimi Garantiti (pMG) aggiornati annualmente dall’AEEGSi.

il produttore che intenda aderire al regime di ritiro dedicato deve presentare un’apposita istanza e sottoscrivere una convenzione con il GSE.

L’accesso al meccanismo del Ritiro Dedicato è alternativo all’accesso agli incentivi rego-lati dai Decreti del 5 e 6 luglio 2012.

RISULTATI AL 31 DICEMBRE 2013Sulla base dei dati disponibili alla data di redazione del presente rapporto, a fine 2013 risultano 57.793 impianti in regime di Ritiro Dedicato per una potenza complessiva di 18.804 MW; si stima però che il dato di consuntivo finale relativo al 2013 possa superare le 59.000 convenzioni RiD, corrispondenti ad una potenza di oltre 19.000 MW e a un’e-nergia ritirata di oltre 25 tWh per un costo di quasi 2 miliardi di euro.

Tabella 2-42 IMPIANTI IN CONVENZIONE RID AL 31 DICEMBRE 2013

TIPOLOGIA IMPIANTI NUMERO POTENZA (MW) ENERGIA RITIRATA (GWh) COSTO GSE DI RITIRO (MLN €)

PRE-CONSUNTIVO

STIMA FINALE

PRE-CONSUNTIVO

STIMA FINALE

PRE-CONSUNTIVO

STIMA FINALE

PRE-CONSUNTIVO

STIMA FINALE

Biocombustibili liquidi 174 194 106 116 7,87 8,81 0,61 0,68

Biogas 573 590 430 442 221,39 232,12 17,5 18,49

Biomasse 149 201 130 168 159,97 216,06 10,86 16,59

Combustibili fossili 275 322 409 460 368,75 410,94 23,57 26,19

Eolica 536 555 4.224 4.227 6.577,54 6.583,37 400,88 401,35

Gas di discarica 138 163 168 186 462,27 512,15 30,89 34,47

Gas residuati dai processi di depurazione 8 8 10 10 34,33 34,33 3,13 3,13

Geotermica 1 1 0 0 0,31 0,31 0,02 0,02

Ibrido 1 1 1 1 0,01 0,01 0 0

Idraulica 1.731 1.765 1.208 1.224 3.387,04 3.434,01 266,06 269,94

Oli vegetali puri 3 3 3 3 0,08 0,08 0,01 0,01

Rifiuti 16 18 49 53 83,5 89,54 5,03 5,4

Solare 54.188 55.254 12.066 12.170 13.896,59 13.969,25 1.032,82 1.038,84

TOTALE 57.793 59.075 18.804 19.061 25.199,65 25.490,97 1.791,39 1.815,11

58i servizi di ritiro dell’energia: Ritiro Dedicato e Scambio sul posto


PREZZI DI RITIROil prezzo zonale orario formatosi sul mercato elettrico, applicato nel regime di Ritiro Dedicato, è corrisposto in relazione al profilo orario di immissione del singolo produttore ed è determi-nato dal gestore di rete sulla base di quanto disposto dalla Delibera ARG/elt 178/08.

per gli impianti a fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW sono riconosciuti dei prezzi Minimi Garantiti aggiornati annualmente dall’AEEGSi. in particolare, la Deliberazione ARG/elt 103/11 ha modificato la Deliberazione n. 280/07 definendo, a decorrere dal gennaio 2012, dei prezzi minimi garantiti differenziati per fonte e definiti, nel caso delle fonti solare fotovoltaica e idraulica, per scaglioni progressivi di energia.

i prezzi Minimi Garantiti consentono ai produttori di piccola taglia di ricevere una remune-razione stabile per i primi 2 milioni di kWh annui immessi in rete, senza pregiudicare tuttavia la possibilità di ricevere di più nel caso in cui la remunerazione a prezzi orari zonali dovesse risultare più vantaggiosa. A conclusione di ciascun anno, infatti, il GSE è tenuto a riconoscere un conguaglio a favore degli impianti per i quali il ricavo medio unitario associato ai prezzi orari zonali risulti più elevato di quello risultante dall’applicazione a prezzi Minimi Garantiti.

2.7.2 SCAMBIO SUL POSTO

QUADRO NORMATIVOil meccanismo dello Scambio sul posto (SSp) consente al soggetto responsabile di un impianto la compensazione tra il valore economico associabile all’energia elettrica pro-dotta e immessa in rete e il valore economico associabile all’energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione.

Hanno potuto accedere allo Scambio sul posto gli impianti:

◦ alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kW (se entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007);

◦ alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW (se entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007);

Tabella 2-43 PREZZI MINIMI GARANTITI PER L’ANNO 2013 (€/MWh)

TIPOLOGIA IMPIANTI QUANTITÀ DI ENERGIA ELETTRICA RITIRATA SU BASE ANNUA

PREZZO MINIMO GARANTITO PER L’ANNO 2012 (€/MWh)

Biogas

fino a 2.000.000 kWh annui 119,6Biomasse

Oli vegetali puri

Gas di discarica

fino a 2.000.000 kWh annui 80,6Gas residuati dai processi di depurazione

Biocombustibili liquidi

Eolica fino a 2.000.000 kWh annui 80,6

Geotermica fino a 2.000.000 kWh annui 80,6

Solare fino a 3.750 kWh 105,8

oltre 3.750 kWh fino a 25.000 kWh 95,2

oltre 25.000 kWh fino a 2.000.000 kWh annui 80,6

Idraulica fino a 250.000 kWh 158,7

oltre 250.000 kWh fino a 500.000 kWh annui 100,5


oltre 1.000.000 kWh fino a 2.000.000 kWh annui 80,6

Altre fonti rinnovabili fino a 500.000 kWh 109,4


oltre 1.000.000 kWh fino a 2.000.000 kWh annui 80,6


il processo di recupero crediti


◦ di Cogenerazione ad Alto Rendimento di potenza fino a 200 kW.

L’accesso al meccanismo dello Scambio sul posto è alternativo all’accesso agli incentivi regolati dai Decreti del 5 e 6 luglio 2012.

La Deliberazione ARG/elt n. 74/08 (tiSp)[8] prevede il riconoscimento di un contributo, a favore dell’utente dello scambio, che si configura come ristoro di una parte degli oneri sostenuti per il prelievo di energia elettrica dalla rete.

in particolare il contributo erogato dal GSE all’utente dello scambio, prevede:

◦ il ristoro dell’onere sostenuto per la componente servizi, limitatamente all’energia scam-biata con la rete (valore minimo tra l’energia immessa in rete e quella prelevata dalla rete);

◦ il riconoscimento del valore minimo tra l’onere energia e il controvalore in euro dell’energia elettrica immessa in rete.

Nel caso in cui il controvalore dell’energia immessa in rete risulti superiore all’onere energia sostenuto dall’utente dello scambio, il saldo relativo, su richiesta dell’interessato, può essere liquidato economicamente ovvero registrato a credito e utilizzato per com-pensare l’onere energia degli anni successivi.

Nel corso del 2012 l’Autorità, con la Delibera 570/2012/R/efr, ha definito la nuova re-golazione dello Scambio sul posto, al fine di rivedere le modalità di restituzione degli oneri generali di sistema e di semplificarne la fruizione anche per gli impianti già entrati in esercizio, dando attuazione alle disposizioni previste dal D.M. 6 luglio 2012. La nuova regolazione ha trovato applicazione dall’anno 2013.

RISULTATI AL 31 DICEMBRE 2013Alla data del 31 dicembre 2013, gli impianti per i quali è stata attivata una convenzione di Scambio sul posto risultano 389.320 per una potenza complessiva pari a 3,7 GW.

il GSE, a partire dal 2010, ha implementato un processo di recupero crediti con la finalità di gestire, coordinare e monitorare tutte le attività necessarie per il recupero degli incentivi/benefici indebitamente percepiti dagli operatori. Le rideterminazioni e i recuperi dei be-nefici e degli incentivi erogati derivano principalmente da verifiche documentali e sopral-luoghi[9], verifiche a seguito di informativa antimafia interdittiva, ricalcoli incentivi erogati, verifiche a seguito di segnalazioni di furto, danni e rimozione degli impianti fotovoltaici. Nell’ambito del processo di recupero crediti, il GSE provvede pertanto al ricalcolo degli incentivi spettanti, alla quantificazione delle somme indebitamente percepite dagli ope-ratori e all’adozione delle misure necessarie per garantire il rientro delle somme (richiesta

[8] testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo Scambio sul posto.[9] per la parte relativa alle verifiche documentali e ai controlli, dal 13 febbraio 2014 è in vigore il D.M. 31 gennaio 2014

che, in attuazione dell’articolo 42 del D.Lgs. 28/2011, ha lo scopo di definire un sistema organico in materia di con-trolli attuati dal GSE sulla regolarità degli incentivi erogati, definendo alcune modalità operative per lo svolgimento dei controlli.

Tabella 2-44 IMPIANTI IN CONVENZIONE SSP AL 31/12/2013

ANNO NUMERO IMPIANTI IN CONVENZIONE POTENZA TOTALE IMPIANTI (GW)

2011 224.376 1,9

2012 373.470 3,5

2013 389.320 3,7

2.8 ILPROCESSODIRECUPEROCREDITI

60il processo di recupero crediti


di versamento degli importi, compensazioni con erogazioni successive o con altre partite commerciali in essere, solleciti ad adempiere e, in ultima istanza, recuperi per vie legali).

il processo di recupero crediti presenta un andamento crescente nel tempo. Alla fine del 2013 la somma totale di importi da recuperare ammonta a circa 108 Mln €, di cui circa il 59% già incassata. Considerato il particolare contesto economico e le crescenti richieste da parte degli operatori di rateizzare la restituzione delle somme, sono state accettate, anche a tutela del credito del GSE, soluzioni di pagamento dilazionato applicando gli interessi per il ritardato pagamento.

Nel solo anno 2013, i recuperi attivati a seguito delle attività di verifiche e controllo sugli impianti ammontano a circa 65 Mln €. Di questi, circa 35 Mln € derivano da irregolarità riscontrate con riferimento ai Certificati verdi, 17 Mln € da ricalcoli degli incentivi spet-tanti a impianti ricadenti nel regime Cip6, 12 Mln € da difformità rilevate su impianti fotovoltaici incentivati con il Conto Energia.

Tabella 2-45 DATI PROCESSO DEL RECUPERO CREDITI (PERIODO 2010-2013)

2010 2011 2012 2013 TOTALE

Numero di recuperi avviati sugli impianti 11 13 92 137 253

Importi da recuperare (Mln €) 6,5 8,8 27,3 65 107,6

Importi recuperati (Mln €) 1 7,5 14,5 40 63

13%

21%

5%

2%

59%

Recuperi con contenziosi/ricorsi: 22,5 Mln €

Recuperi affidati a legali esterni: 5 Mln €

Recuperi con Piano di rientro: 2,5 Mln €

Recuperi effettuati: 63 Mln €

Recuperi da effettuare: 14,6 Mln €

Figura 2-33 STATO RECUPERO CREDITI (PERIODO 2010-2013)

€25

€30

€35

€20

€15

€10

€5

€0

Figura 2-34 DETTAGLIO RECUPERI ATTIVATI NEL 2013 (MILIONI DI EURO)

CIP6Scambio sul Posto

Conto Energia

Ritiro Dedicato

tariffa onnicomprensiva

Certificati verdi

0 0,1

12,2

0,3

35

17,4

GESTIONE DELL’ENERGiA ELEttRiCARapporto Attività 2013

3


La gestione dei meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica genera dei costi che sono tuttavia parzialmente compensati dai ricavi derivanti dalla vendita dell’e-nergia ritirata dal GSE, riducendo così in parte l’onere in capo agli utenti finali.

i costi sostenuti dal GSE per l’incentivazione e il ritiro dell’energia sono già stati descritti nel capitolo 2. in questo capitolo, invece, vengono delineate le principali attività finaliz-zate alla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata dal GSE dai titolari di unità di produzione che hanno stipulato una convenzione Cip6/92, tariffa onnicomprensiva (to) di cui al D.M. 18/12/2008 e al D.M. 5/5/2011, Ritiro Dedicato (RiD), Scambio Sul posto (SSp) e tariffa onnicomprensiva (tFo) di cui ai D.M. 5/7/2012 e 6/7/2012.

La partecipazione del GSE al mercato elettrico ha l’importante obiettivo di ottimizzare le vendite dell’energia elettrica immessa in rete dagli operatori e consegnata al GSE a fronte dei diversi sistemi di incentivazione e/o promozione previsti dalla normativa.

Le principali attività svolte dal GSE, in ambito di Energy Management, possono essere identificate in attività di front office (in semiturno) e attività di back office.

Le principali attività di front office sono:

◦ programmazione settimanale/giornaliera e vendita sul Mercato del Giorno prima (MGp) dell’energia immessa in rete da unità di produzione Cip6, RiD, to, tFo e SSp;

◦ vendita/acquisto energia sul Mercato infragiornaliero (Mi);

◦ monitoraggio della produzione mediante un servizio di acquisizione e telelettura delle misure, al fine di aggiornare le offerte sui mercati MGp e Mi;

◦ verifica degli ordini di dispacciamento impartiti da tERNA in tempo reale;

◦ gestione del contratto di dispacciamento (manutenzioni settimanali, annuali, ecc.);

◦ supporto alla Rete Ferroviaria italiana (RFi) per la presentazione delle offerte di acquisto sul MGp.

Le principali attività di back office, invece, sono:

◦ definizione delle strategie e delle attività di pricing, attraverso algoritmi di previ-sione dei prezzi che si formano sul Mercato del Giorno prima (MGp), sul Mercato infragiornaliero (Mi) e sui Mercati dei Servizi del Dispacciamento (MSD) e stima del segno dello sbilanciamento degli aggregati zonali di tERNA;

◦ definizione delle strategie e delle attività di bidding sui mercati di riferimento (MGp e Mi), con lo scopo di minimizzare lo sbilanciamento fisico delle unità di produ-zione inserite nel contratto di dispacciamento in immissione del GSE;

◦ settlement attraverso il controllo delle partite energetiche verso il GME per l’e-nergia venduta/acquistata sui mercati dell’energia e verso tERNA per i corrispet-tivi dello sbilanciamento, attraverso la valutazione e la verifica degli importi co-municati da tERNA, con segnalazione delle eventuali incongruenze riscontrate;

◦ settlement relativo al trasferimento ai produttori RiD/tFo della quota residua dei corrispettivi dello sbilanciamento calcolati da tERNA, e del controvalore di partecipazione alle quattro sessioni del Mercato infragiornaliero;

◦ allineamento delle anagrafiche con tERNA ai fini del settlement;

◦ reportistica contenente i dati di anagrafica delle unità di produzione considerate ai fini della programmazione e della vendita dell’energia, i risultati delle azioni di mercato effettuate sui mercati elettrici (MGp e Mi), nonché i corrispettivi di sbilanciamento e le eventuali quote residue in capo ai diversi regimi commerciali;

3.1 PARTECIPAZIONEALMERCATOELETTRICO

GEStioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCA3

653 GEStioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCA

partecipazione al mercato elettrico


◦ supporto a RFi per la verifica tecnico/economica della fatturazione da parte di tERNA.

i paragrafi che seguono delineano le principali attività del GSE nell’ambito della parteci-pazione al mercato elettrico.

3.1.1 I MERCATI ELETTRICI IN CUI OPERA IL GSE

il GSE vende sul mercato elettrico l’energia ritirata dai produttori a fronte dei diversi meccanismi (Cip6, to, RiD, SSp, tFo), attraverso la partecipazione al Mercato del Giorno prima (MGp) e al Mercato infragiornaliero (Mi, articolato su quattro sessioni Mi1, Mi2, Mi3 e Mi4), nell’ambito del Mercato Elettrico a pronti (MpE). il GSE non partecipa invece al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD).

MERCATO DEL GIORNO PRIMAL’energia (Cip6, to, RiD, SSp, tFo) offerta dal GSE sul Mercato del Giorno prima è risultata pari al 17,4% dell’energia totale transitata in borsa nel 2013 (piattaforma ipEX[1] del GME). i dati di previsione della produzione eolica, fotovoltaica e idroelettrica ad acqua fluente sono utilizzati dalla sala trading del GSE al fine di quantificare le offerte in borsa.

IL MERCATO INFRAGIORNALIEROLa partecipazione al Mercato infragiornaliero è effettuata nell’ottica di modificare le of-ferte presentate sul Mercato del Giorno prima, tenendo conto delle indisponibilità o dei rientri anticipati che si verificano dopo la chiusura di quest’ultimo, al fine di minimizzare lo sbilanciamento fisico.

3.1.2 RICAVI DERIVANTI DALLA VENDITA DELL’ENERGIA SUL MERCATO

Come già accennato in precedenza, i costi sostenuti dal GSE, dovuti ai meccanismi di incentivazione e ritiro dell’energia, sono in parte compensati dai ricavi provenienti dalla vendita dell’energia sul mercato. Nel 2013 il GSE, come operatore di mercato, ha collo-cato, attraverso la presentazione di offerte di acquisto e vendita giornaliere sul Mercato del Giorno prima e sui Mercati infragiornalieri, 50,2 tWh di energia elettrica, a cui si aggiunge, per convenzione, il quantitativo di energia venduta da Enel produzione per l’impianto incentivato Cip6 Sulcis pari a 0,1 tWh, per un totale di 50,3 tWh.

i ricavi complessivi sono stati pari a circa 3.065 milioni di euro, a cui si aggiungono 6,4 milioni relativi all’impianto Sulcis, per un totale di 3.072 milioni di euro. in particolare, tale controvalore deriva dai ricavi delle vendite di energia sul MGp per 3.068 milioni di euro pari a 50,2 tWh, al netto del saldo negativo del controvalore dell’energia negoziata sul Mi per 2,5 milioni di euro. Nel dettaglio, il controvalore dell’energia venduta su Mi è stata

[1] italian power Exchange – Mercato Elettrico italiano.

Tabella 3-48 MERCATO ELETTRICO A PRONTI

MERCATO DEL GIORNO PRIMA MGP

MERCATO INFRAGIORNALIERO MI

MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO MSD

Risorsa Energia variazioni di energia rispetto al MGp e alla sessione precedente del Mi

Energia per la risoluzione delle congestioni e per i margini di riserva

Energia per il bilanciamento in tempo reale e per la ricostruzione

dei margini di riserva

Operatori ammessi a partecipare

operatori di Mercato operatori di Mercato Utenti di dispacciamento Utenti di dispacciamento

Prezzo prezzo di equilibrio prezzo di equilibrio prezzo offerto prezzo offerto

66partecipazione al mercato elettrico

3 GEStioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCARAppoRto Attività 2013

pari a 14,3 milioni di euro per 0,2 tWh, mentre il controvalore dell’energia acquistata sullo stesso mercato è stato pari a 16,8 milioni di euro per 0,2 tWh.

3.1.3 GLI ONERI DI SBILANCIAMENTO

L’“energia di sbilanciamento” è la differenza oraria tra l’effettiva produzione immessa in rete e l’energia offerta sui mercati. Gli sbilanciamenti comportano degli oneri a ca-rico del GSE (cd. “oneri di sbilanciamento”), attribuiti da tERNA che sostiene i costi per bilanciare la rete. L’energia di sbilanciamento è valorizzata al prezzo di sbilanciamento, pari al prezzo di Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), secondo le casistiche riportate nella Delibera AEEGSi 111/06. Esiste una quota penale associata a tali oneri, che è data dalla differenza tra la valorizzazione dello sbilanciamento a prezzo MSD e quella a prezzo MGp.

L’impegno del GSE è teso a ridurre gli oneri di sbilanciamento, per alleggerire la com-ponente A3 della bolletta del consumatore finale. per ridurre gli sbilanciamenti, il GSE, oltre che utilizzare uno specifico sistema di monitoraggio, provvede anche a contattare direttamente gli operatori delle unità di produzione Cip6 rilevanti (potenze superiori o uguali a 10 MvA).

in particolare, per l’anno 2013, l’ammontare dell’onere di sbilanciamento di tutte le Up (unità di produzione) inserite nel contratto di dispacciamento del GSE è stato pari a circa 140 milioni di euro (importo attivo per il GSE), a fronte di un’energia sbilanciata pari a 1,7 tWh (circa 3,4% rispetto al totale di 50,3 tWh di energia collocata sul mercato elettrico)[2].

ONERI DI SBILANCIAMENTO PER IMPIANTI CIP6/92Le principali cause di sbilanciamento per gli impianti Cip6 rilevanti sono riconducibili a:

◦ indisponibilità accidentali;

◦ rientri anticipati, mancati o ritardati;

◦ avarie di breve durata.

L’andamento degli oneri di sbilanciamento delle sole unità rilevanti, nel periodo com-preso tra gennaio e dicembre 2013, è così riassumibile:

◦ oneri di sbilanciamento totali pari a circa 3 Mln € (importo attivo per il GSE);

◦ quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 4,6 Mln €.

ONERI DI SBILANCIAMENTO PER IMPIANTI PROGRAMMABILI A RITIRO DEDICATO E A TARIFFA ONNICOMPRENSIVAil GSE ripartisce la quota penale dei corrispettivi di sbilanciamento imputati da tERNA, tra tutti gli impianti alimentati da fonte programmabile secondo le modalità previste dalla Delibera AEEGSi n. 280/07 e s.m.i. per gli impianti in Ritiro Dedicato (RiD), tale quota penale è trasferita ai produttori, mentre per gli impianti che accedono alla tariffa onnicomprensiva (to) tale quota penale resta in capo al GSE.

[2] i valori relativi agli oneri di sbilanciamento e alla quota penale 2013 includono sia i dati di acconto che i dati di conguaglio del primo semestre 2013.

Tabella 3-49 ENERGIA COLLOCATA DAL GSE SU MGP E MI E RICAVI NETTI NEL 2013

ANNO ENERGIA SU MGP E MI (TWh) RICAVI NETTI SU MGP E MI (MLN €)

2011 39 2.898

2012 51 3.844

2013 50 3.072


partecipazione al mercato elettrico


Dal punto di vista economico, per l’anno 2013 i dati sono stati i seguenti:

◦ oneri di sbilanciamento totali pari a circa 7 Mln € (importo attivo per il GSE);

◦ quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 0,6 Mln €, di cui 0,5 Mln € trasferiti ai produttori RiD.

ONERI DI SBILANCIAMENTO PER IMPIANTI NON PROGRAMMABILI A RITIRO DEDICATO E A TARIFFA ONNICOMPRENSIVAL’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico con le Delibere 281/2012/R/efr e 493/2012/R/efr ha introdotto la revisione del servizio di dispacciamento prevedendo, per le unità non programmabili che aderiscono ai regimi di tFo (di cui ai D.M. 5/7/2012 e 6/7/2012) e RiD, a partire dal 1˚ gennaio 2013, il trasferimento a tali produttori dei corrispettivi di sbilanciamento e del controvalore derivante dall’eventuale partecipazione del GSE al Mercato infragiornaliero.

A seguito delle sentenze del tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia e delle successive ordinanze del Consiglio di Stato, che hanno parzialmente annullato le Delibere 281/2012/R/efr e 493/2012/R/efr, l’Autorità ha pubblicato la Delibera 462/2013/R/eel che, relativamente alle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non program-mabili, stabilisce l’applicazione dei corrispettivi, di cui alla Deliberazione 111/06, esclusi-vamente alla quota di sbilanciamento effettivo che eccede il 20% del programma vinco-lante, a partire dalle produzioni di energia elettrica dell’ottobre 2013.

Successivamente, la sentenza del Consiglio di Stato del 9 giugno 2014, ha confermato quanto già stabilito dal tAR della Lombardia in merito ai ricorsi degli operatori e delle Associazioni delle rinnovabili rispetto alle Deliberazioni 281/12, 343/12, 493/12 e con effetti sulla 462/13; pertanto, in applicazione della suddetta sentenza, lo sbilanciamento delle unità di produzione rientranti nei regimi RiD e tFo sarà valorizzato a prezzo zonale MGp.

Dal punto di vista economico, i principali dati sono stati i seguenti:

◦ oneri di sbilanciamento totali pari a circa 35 Mln € (importo passivo per il GSE per l’anno 2013);

◦ quota penale degli oneri di sbilanciamento trasferita ai sensi della 462/13 pari a circa 7 Mln € (quarto trimestre 2013) e da stornare a seguito della suddetta sen-tenza del Consiglio di Stato.

3.1.4 ANDAMENTO DEL PREZZO UNICO NAZIONALE (PUN)

Le previsioni dei valori medi mensili per il pUN si basano su due caratteristiche fonda-mentali del prezzo dell’energia elettrica: la sua forte correlazione con il prezzo del greggio e il suo marcato profilo stagionale, orientato in base a quello che è l’andamento annuale dei consumi. oltre che per uso interno aziendale, la previsione del pUN è utile anche per le analisi di convenienza economica per la fornitura di servizi a terzi.

per il 2013, il pUN è stato pari a 62,99 €/MWh. La diminuzione per il 2013 dei prezzi dell’ipEX (-16,5% rispetto al 2012) è stata determinata, da un lato, dalla costante flessione della domanda di energia elettrica, a causa di molteplici fattori tra cui la crisi dell’industria, l’andamento climatico con temperature superiori alle medie stagionali e il miglioramento dell’efficienza energetica e, dall’altro lato, dall’aumento dell’offerta di energia elettrica, in particolare da fonte rinnovabile che ha contribuito alla sempre più frequente formazione su MGp di un prezzo orario pari o quasi a 0 €/MWh.

68previsione della produzione elettrica e Mancata produzione eolica


3.1.5 SERVIZI DI SUPPORTO PER L’ACQUISTO DI ENERGIA ELETTRICA SUL MERCATO

il GSE svolge per conto di Rete Ferroviaria italiana (RFi) un servizio remunerato di sup-porto operativo alla presentazione delle offerte di acquisto sul mercato elettrico e a tutte le attività ad essa connesse.

Le attività espletate dal GSE consistono nella:

◦ presentazione delle offerte di acquisto sul mercato elettrico;

◦ verifica tecnico-economica della fatturazione di tERNA a RFi, per il servizio di dispacciamento;

◦ verifica delle quantità acquistate sul Mercato del Giorno prima, valorizzate al prezzo Unico Nazionale;

◦ verifica dei relativi corrispettivi per l’accesso al mercato elettrico.

La potenza media di prelievo 2013 è stata pari a 598 MW, mentre l’energia acquistata sul Mercato del Giorno prima è stata pari a circa 5,2 tWh, per un controvalore di circa 346 Mln €.

3.2.1 PREVISIONE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA

L’attività di previsione della produzione elettrica è fondamentale per poter quantificare le offerte di energia sul mercato elettrico. Buone previsioni si traducono, infatti, in un buon risultato di vendita sul mercato dell’energia. La Deliberazione dell’AEEGSi n. 280/2007 (Ritiro Dedicato), così come modificata dalla Delibera ARG/elt n. 05/10, ha affidato al GSE le attività di miglioramento delle previsioni delle immissioni in rete da parte degli impianti a fonte rinnovabile non programmabili aventi una potenza installata inferiore ai 10 MvA. La Delibera n. 281/2012/R/efr ha modificato la Delibera n. 280/2007 al fine di responsa-bilizzare gli utenti del dispacciamento di impianti alimentati da fonti rinnovabili non pro-grammabili, in relazione alla previsione e programmazione dell’energia elettrica immessa in rete. Ciò ha comportato, per quanto riguarda le previsioni del GSE, il ripristino della propria programmazione in borsa per le unità rilevanti a ritiro dedicato (precedentemente, infatti, nel caso di impianti rilevanti la programmazione era in capo allo stesso produttore).

Di conseguenza, il GSE, in qualità di Utente del Dispacciamento, ha attuato azioni tec-niche e procedurali al fine di migliorare le proprie previsioni di energia immessa in rete, sia per le unità di produzione a fonte rinnovabile non programmabile non rilevanti che per quelle rilevanti.

il GSE, che gestisce anche il ritiro e l’allocazione in borsa dell’energia elettrica prodotta dagli impianti regolati dal provvedimento Cip6/92, ha avviato già a partire dal 2007 una sperimentazione sui meccanismi di previsione delle immissioni, al fine di poter contri-buire positivamente alla riduzione degli oneri di sbilanciamento. il sistema di previsione (in esercizio da febbraio 2008 per gli impianti eolici rilevanti Cip6 e a ritiro dedicato, mentre da settembre 2008 per gli impianti fotovoltaici a ritiro dedicato e da aprile 2009 per quanto riguarda la previsione idroelettrica) opera due volte al giorno (alle 7:00 e alle 18:00), per ciascun impianto rilevante e per gli impianti aggregati per zona di mercato. tale sistema produce delle curve previsionali orarie, con orizzonte temporale di 72 ore in avanti, per ogni unità di produzione rilevante e per ogni aggregato zonale di riferimento. Giornalmente il GSE utilizza le curve di produzione previste alle ore 7:00 (con previsione

3.2 PREVISIONEDELLAPRODUZIONEELETTRICA

EMANCATAPRODUZIONEEOLICA


previsione della produzione elettrica e Mancata produzione eolica


in anticipo di 24h), al fine di ottimizzare al meglio le offerte di vendita di energia per il Mercato del Giorno prima.

La consistenza numerica delle previsioni è all’incirca la seguente:

◦ 750 impianti eolici, per un totale di circa 3.300 MW;

◦ 566.000 impianti fotovoltaici, per un totale di circa 17.800 MW;

◦ 2.500 impianti idroelettrici fluenti, per un totale di circa 2.700 MW;

◦ 1.400 impianti alimentati con altre fonti rinnovabili non programmabili, per circa 1.100 MW.

Al fine di migliorare l’attendibilità del sistema di previsione, viene effettuato giornalmente il monitoraggio delle previsioni fornite a supporto dell’offerta in borsa dell’energia. tale monitoraggio mira a evidenziare in modo aggregato e in modo puntuale per ciascun impianto rilevante (e in modo aggregato zonale, nel caso di unità non rilevanti), lo sco-stamento orario tra la previsione e il consuntivo della misura, nonché altri indici rap-presentativi della qualità previsionale. in questo modo è possibile individuare i casi che necessitano di un approfondimento, al fine di migliorare i modelli di previsione.

per ottimizzare le previsioni di immissione degli impianti fotovoltaici non rilevanti con cessione parziale dell’energia prodotta, il GSE effettua anche la previsione dell’autocon-sumo su un perimetro di circa 390.000 impianti di potenza inferiore a 200 kW, per una potenza complessiva di 3.700 MW.

Ai sensi di quanto previsto dalla Delibera ARG/elt n. 05/10, per ottimizzare l’acquisizione delle risorse di dispacciamento, a partire dal luglio 2011 il GSE invia a terna due volte al giorno e per un arco temporale di 72 ore in avanti, la previsione delle immissioni di tutti gli impianti non rilevanti a fonte rinnovabile non programmabile.

L’OTTIMIZZAZIONE DELLE PREVISIONIL’ottimizzazione delle previsioni è necessaria al fine di correggere le curve in uscita dai mo-delli previsionali rispetto ad errori sistematici riscontrati con l’evidenza delle misure a con-suntivo e rispetto a particolari condizioni meteo non prevedibili dai modelli stessi. Come meglio specificato nel paragrafo successivo, il GSE ha avviato un processo di acquisizione dei dati relativi ai singoli impianti non rilevanti mediante un canale satellitare che consente di ottenere delle rilevazioni “quasi in tempo reale” anche da impianti remoti e non facil-mente raggiungibili con mezzi trasmissivi tradizionali. Le grandezze che vengono tele-lette sono tipicamente produzione e fonte primaria (irraggiamento, velocità del vento, ecc.) e vanno ad alimentare la grande base dati del sistema di Monitoraggio degli impianti a Fonte Rinnovabile (MiFR) del GSE. i dati del “Metering Satellitare” vengono utilizzati al fine di:

◦ stimare il consuntivo dell’energia immessa dagli impianti non rilevanti;

◦ calcolare opportuni coefficienti correttivi da applicare alle curve previsionali al fine di ridurre l’errore rispetto ai consuntivi di misura;

◦ verificare l’effettiva producibilità degli impianti durante particolari condizioni meteo;

◦ analizzare le particolari condizioni meteo (nebbia, neve, ecc.) o di indisponibilità tecnica (manutenzione, guasti, ecc.) che potrebbero influenzare la producibilità degli impianti;

◦ valutare la migliore previsione tra quelle disponibili (modelli fisici, statistici e ibridi) sulla base del monitoraggio giornaliero e di breve/medio periodo.

Al fine di migliorare la previsione di immissione di energia elettrica effettuata dal GSE, viene compiuta un’analisi della situazione meteo prevista per l’orizzonte temporale delle previsioni, evidenziando i fenomeni potenzialmente critici (ad esempio “icing” degli ane-mometri per le unità eoliche, neve o nebbia per quelle fotovoltaiche, ecc.). A seguito

70previsione della produzione elettrica e Mancata produzione eolica


dell’evidenza di tali fenomeni, vengono effettuati degli approfondimenti attraverso l’a-nalisi degli andamenti della produzione su impianti campione e definite, se necessario, opportune azioni per l’ottimizzazione delle previsioni.

3.2.2 PROGETTO METERING SATELLITARE

il progetto di Metering Satellitare, avviato dal GSE nel corso del 2010 sulla base di quanto previsto nella Deliberazione ARG/elt n. 4/10, ha come obiettivo il miglioramento della prevedibilità delle immissioni dell’energia elettrica prodotta da tutte le unità di produ-zione non rilevanti (cioè di potenza inferiore a 10 MvA), alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, incluse anche quelle per cui il GSE non è utente del dispacciamento. Una migliore precisione degli algoritmi di previsione consente di effettuare una più effi-cace attività di mercato, minimizzando la differenza tra il programma offerto e quanto effettivamente prodotto, nonché di supportare in modo più accurato le funzioni che si occupano di approvvigionamento e di dispacciamento. Un altro aspetto di rilievo consiste nel servizio offerto dal Metering Satellitare al fine di effettuare un monitoraggio continuo degli impianti a fonte rinnovabile per individuare rendimenti, possibili anomalie della pro-duzione o della fonte primaria, sia a livello di zona geografica che di rilevamento specifico.

il sistema di Metering Satellitare del GSE è stato, nel 2013, pienamente operativo. La rete di raccolta dati si fonda su un’infrastruttura di telecomunicazione satellitare e un servizio di connettività, realizzato ad hoc da un importante operatore satellitare in ambito internazionale. i flussi di dati provenienti dagli impianti di produzione e gestiti attraverso un unico nodo centrale di raccolta sono sincronizzati costantemente con un sistema corrispondente, già in dotazione al GSE, che provvede a sua volta all’alimentazione del sistema MiFR (Monitoraggio impianti a Fonte Rinnovabile) del GSE. il prelievo dei dati presso gli impianti è consentito da terminali remoti intelligenti sviluppati specificamente per questo progetto e che hanno la capacità di interfacciarsi a livello elettrico e di pro-tocollo applicativo con un numero sempre crescente di dispositivi esistenti sul campo.

Nel corso del 2013 le famiglie di terminali disponibili sono state due:

◦ SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) Gateway, per l’interfacciamento di dispositivi evoluti di registrazione dei dati presenti sugli impianti (tipicamente SCADA, Datalogger, pLC o contatori evoluti con a bordo schede di comunicazione su protocolli standard – ad es. iEC-104, Modbus, ecc.)

◦ Meter Gateway, per l’interfacciamento dei contatori di produzione a livello di im-pulsi su interfaccia ottica o elettrica.

Ciascuna delle due famiglie sopra elencate ha al proprio interno una serie di varianti specifiche per l’implementazione degli opportuni protocolli fisici/logici di comunicazione.

Monitoring and Control

VPN su Internet

Netmodem satellitare

Data

Netmodem satellitare

Database GSE Stazione remota produttore 1

Conversione Seriale/IP

Figura 3-35 SCHEMA DEL METERING SATELLITARE

(C) TELEPORTO (A) APPARATI REMOTI(B) CANALE SATELLITARE

RTU da controllare


previsione della produzione elettrica e Mancata produzione eolica


Nel corso del 2013 le attività del progetto sono state focalizzate sull’incremento dei volumi di integrazione degli impianti e sul mantenimento dell’operatività delle connes-sioni già operative. in particolare, a fine 2013 risultano integrati nel progetto di Metering Satellitare 365 impianti idroelettrici ad acqua fluente (600 MW), 2.983 fotovoltaici (2.296 MW), 30 eolici (738 MW) e 5 biogas (3 MW) per un totale di 3.383 unità pari a 3,6 GW di potenza sottostante.

Dal punto di vista della localizzazione degli impianti idroelettrici integrati e dei misuratori di portata, sono state coperte 66 province (circa il 60% del totale), principalmente situate nel Nord italia e nel Centro Nord. La provincia in cui si è integrato il maggior numero di misuratori di portata è Cuneo, seguita da Ascoli piceno e torino. La provincia con il maggior numero di MW idroelettrici tele-letti risulta essere torino.

Gli impianti fotovoltaici integrati sono invece molto dispersi su tutto il territorio italiano, pur essendoci una prevalenza di impianti tele-letti nel Nord (sia in termini di numero di impianti che di potenza installata). Delle 106 province con almeno un impianto integrato, quella di Lecce conta il maggior numero di installazioni (128), mentre si registra una media di circa 28 impianti fotovoltaici integrati per provincia.

per le unità eoliche, sono state coperte 15 province, avendo integrato stazioni anemo-metriche (anche al fine di supportare maggiormente il calcolo della mancata produzione eolica) ed impianti di produzione situati principalmente nel Sud italia e in Sicilia. Difatti, le province in cui si sono integrati il maggior numero di impianti risultano essere Sassari (è anche la provincia con il maggior numero di MW tele-letti) e palermo.

per il biogas, a fine 2013, risultavano integrate 5 unità tutte localizzate al Nord dell’italia e in particolare nelle province di torino, pavia, Cremona e imperia.

3.2.3 MANCATA PRODUZIONE EOLICA

Nel rispetto della priorità di dispacciamento accordata alla produzione di energia elet-trica da fonti rinnovabili, tERNA si riserva di adottare eventuali azioni di variazione delle immissioni di energia in rete (riduzioni e azzeramenti, programmati o impartiti in tempo reale), al fine di garantire la sicurezza della rete elettrica nazionale.

La “mancata produzione eolica” (MpE) è la quantità di energia elettrica non prodotta da un impianto eolico, per ciascuna ora, per effetto dell’attuazione degli ordini di dispac-ciamento impartiti da tERNA. La mancata produzione è quantificata in termini ener-getici dal GSE. Secondo quanto previsto dalla Delibera ARG/elt n. 05/10, gli utenti del dispacciamento di una o più unità di produzione di energia elettrica da fonte eolica, la cui produzione di energia elettrica abbia subito riduzioni per effetto di ordini di dispac-ciamento impartiti da tERNA, possono presentare al GSE istanza per l’ottenimento della remunerazione della mancata produzione eolica.

CALCOLO ENERGETICO CONSUNTIVO 2013il calcolo energetico della MpE relativo all’anno 2013 è stato effettuato sulla base dell’ul-tima versione degli ordini di Dispacciamento e l’ultima versione di anagrafica inviati da tERNA. i dati che sono riportati di seguito fanno riferimento alle 140 unità di produzione aventi nel corso del 2013 convenzione attiva con il GSE.

il calcolo della mancata produzione eolica ha come dati variabili d’ingresso le serie sto-riche, per ciascun mese, delle seguenti grandezze:

◦ misure di produzione, provenienti dal gestore di rete;

◦ ordini di dispacciamento, forniti da tERNA;

72Gestione delle misure dell’energia elettrica


◦ indisponibilità, fornite dagli operatori elettrici;

◦ dati del vento, forniti dagli operatori o tele-letti dal GSE.

A queste grandezze si aggiungono le configurazioni delle anagrafiche delle unità di pro-duzione, fornite da tERNA su base mensile, per tutte le unità.

A seguire è mostrato il dettaglio del valore energetico MpE, relativamente al regime commerciale delle unità di produzione dispacciate da tERNA. Come si può vedere, più della metà dell’energia non prodotta a seguito delle limitazioni di tERNA (circa 67 GWh, pari al 55%), è in capo alle unità di produzione convenzionate RiD.

Analizzando, invece, il dettaglio mensile delle valutazioni effettuate, il primo aspetto che si evidenzia è che, a fronte dei 124 GWh di MpE del 2013, circa il 70% è maturato nel corso dei primi cinque mesi dell’anno.

il GSE ha posto in essere un flusso informativo ad hoc per il recepimento della valorizza-zione economica della mancata produzione eolica operata da tERNA e la conseguente regolazione dei pagamenti relativi alle unità di produzione sul proprio contratto di di-spacciamento. in particolare, per le unità per cui risulti attiva una convenzione per il Ritiro Dedicato dell’energia, è stata predisposta un’integrazione, con il portale del RiD, per l’acquisizione degli assensi alla fatturazione da parte dei produttori e la conseguente visualizzazione e predisposizione delle fatture passive (attive per i produttori). L’importo fatturabile a tERNA dal GSE, relativo alla valorizzazione economica delle partite ener-getiche MpE riferite alle unità convenzionate RiD e Cip6, si attesta per il 2013 a circa 2,5 Mln €.

3.3.1 LE ATTIVITÀ RELATIVE ALLE GESTIONE DELLE MISURE

Le attività principali svolte dal GSE nel 2013 nell’ambito della gestione delle misure e della correlata valorizzazione economica dell’energia elettrica sono state le seguenti:

Tabella 3-50 VALORE ENERGETICO MPE, RISPETTO AL REGIME COMMERCIALE DELLE UNITÀ DI PRODUZIONE (MWh)

REGIME COMMERCIALE MPE

RID 67.000

Mercato Libero 53.500

CIP6 3.500

TOTALE 124.000

Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre ottobre Novembre Dicembre

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Figura 3-36 VALORE ENERGETICO MENSILE DELL’ENERGIA RELATIVA ALLA MANCATA PRODUZIONE EOLICA NEL 2013 (MWh)

8.53411.977

25.362

11.916

1.7024.452

27.598

8.084

991

8.890

13.827

338

3.3 GESTIONEDELLEMISUREDELL’ENERGIAELETTRICA


Gestione delle misure dell’energia elettrica


◦ gestione dei processi e dei flussi informativi connessi all’acquisizione e alla validazione dei dati di misura, provenienti dal canale diretto (metering) e indi-retto (invio da parte dei gestori di rete), finalizzati all’attuazione dei meccanismi di incentivazione, promozione e ritiro dell’energia in capo al GSE: Cip6, Ritiro Dedicato, Scambio sul posto, Conto Energia, Garanzia di origine, Certificati verdi, tariffe onnicomprensive, Mancata produzione Eolica, incentivi ai sensi del D.M. 6/7/2012 (FER);

◦ gestione dei processi e dei flussi informativi, connessi all’acquisizione dei dati di misura provenienti dal canale diretto, finalizzati alle attività di monitoraggio della produzione degli impianti Cip6;

◦ gestione dei processi e dei flussi informativi, connessi all’acquisizione dei dati di fornitura, inviati dalle imprese di vendita e finalizzati alla determinazione delle partite commerciali nell’ambito del meccanismo dello Scambio sul posto;

◦ gestione dei rapporti con i gestori di rete, con le imprese di vendita e ove neces-sario con i produttori;

◦ gestione di tutti i processi aziendali core, connessi all’attuazione dei meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia, finalizzati alla determinazione delle partite energetiche e dei corrispettivi economici (settlement passivo) connessi a tutti i rapporti contrattuali attivi in capo al GSE, oltre che ai corrispettivi economici di trasporto e di dispacciamento dell’energia immessa in rete;

◦ analisi per implementare e adeguare i nuovi processi operativi e i sistemi infor-mativi per la gestione delle misure e dei corrispettivi in attuazione delle nuove disposizioni di regolazione, quali ad esempio:

◦ Delibera 618/2013/R/efr, relativa all’applicazione dei prezzi minimi garantiti anche per gli impianti che commercializzano l’energia direttamente sul mer-cato libero;

◦ DCo 613/2013/R/eel e delibera attuativa sui sistemi di accumulo;

◦ D.M. 17/12/2013 di incentivazione del biometano.

inoltre, al fine di migliorare il servizio reso ai titolari di convenzioni relative a mecca-nismi di incentivazione o ritiro dell’energia elettrica, sono state sviluppate una serie di funzionalità che permettono ai vari soggetti coinvolti nei processi gestiti (gestori di rete, imprese di vendita, etc.) di monitorare le attività di propria competenza e di segnalare in maniera efficiente e tempestiva eventuali criticità sui flussi informativi previsti.

3.3.2 LA GESTIONE DELLE MISURE NEL 2013

La gestione dei processi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica ha comportato, anche per il 2013, una notevole crescita in termini di dati acquisiti, di misure gestite e di determinazione delle relative partite economiche.

Nel corso dell’anno 2013 sono stati gestiti:

◦ oltre 900.000 rapporti contrattuali;

◦ circa 17.000.000 di misure dell’energia immessa, prodotta e prelevata dalla rete (aventi un dettaglio ai 15’/orario/per fasce/monorario), trasmesse nel 2013 dai ge-stori di rete per tutti gli impianti convenzionati (senza considerare le varie misure di rettifica trasmesse dai gestori di rete a correzione di quelle precedentemente inviate);

◦ oltre 2 miliardi di dati puntuali, trasmessi da parte dei gestori di rete e delle im-prese di vendita, che sono stati processati per la determinazione delle partite energetiche e commerciali di incentivazione e di ritiro dell’energia.

Si è proceduto, nel corso del 2013, alla determinazione di oltre 9.000.000 di partite energetiche e di corrispettivi economici.

74Gestione delle misure dell’energia elettrica


Si riportano di seguito alcuni numeri indicativi della mole e della complessità gestita nel corso del 2013, relativamente ai principali processi di incentivazione, promozione e di ritiro dell’energia da parte del GSE (Cip6, Ritiro Dedicato, Scambio sul posto, Conto Energia, Garanzia di origine, Certificati verdi, tariffe onnicomprensive, Mancata produzione Eolica, incentivi ai sensi del D.M. 6/7/2012).

Figura 3-37 QUADRO DI RIEPILOGO DEI DATI DI MISURA GESTITI NEL 2013

MECCANISMO MISURE DATI DI MISURA E FORNITURA PROCESSATI

RID 672.924 495.737.160

TO 26.886 23.494.320

FTV I-IV 4.993.103 75.589.380

FTV V 1.897.886 1.638.575.520

SSP 9.597.352 387.970.313

CIP6 851 2.347.680

GO 9.182 101.640

CV 30.318 22.548.240

FER 2.466 2.400.240

MPE 483 473.040

TOTALE 17.231.451 2.649.237.533

ONERI DI INCENTIVAZIONE DELL’ENERGiA ELEttRiCARapporto Attività 2013

4


La gestione dei meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica genera costi – essenzialmente legati agli incentivi erogati e all’acquisto dell’energia e dei Certificati verdi (e ricavi) derivanti, in massima parte, dalla vendita dell’energia elettrica gestita dal GSE sul mercato.

Le risorse economiche necessarie per il finanziamento dei meccanismi gestiti dal GSE, cioè per la copertura degli oneri derivanti dalla differenza tra costi e ricavi, sono prelevate dal “Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate”, istituito presso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico (CCSE). il conto è alimentato dalla componente tariffaria A3, applicata alla generalità delle bollette dei clienti finali per l’acquisto di energia elettrica.

il GSE, congiuntamente con la Cassa Conguaglio, valuta su base annua il fabbisogno economico della componente tariffaria A3. in funzione del fabbisogno, l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico (AEEGSi) determina il gettito necessario per alimentare il “Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate” e provvede all’aggiornamento trimestrale dei valori della componente tariffaria A3, pagata dai con-sumatori nelle bollette elettriche.

i costi sostenuti dal GSE nella gestione dei meccanismi dedicati alle fonti rinnovabili e assimilate sono imputabili principalmente ai seguenti motivi:

◦ l’incentivazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici (Conto Energia) e dagli impianti ammessi agli incentivi introdotti dal D.M. 6/7/2012;

◦ l’acquisto dell’energia elettrica dai produttori che hanno una convenzione con il GSE, nell’ambito di uno dei meccanismi di incentivazione e ritiro dell’energia elettrica (Cip6, Ritiro Dedicato, Scambio sul posto, tariffe onnicomprensive ai sensi dei vari D.M.);

◦ il ritiro dei Certificati verdi.

per l’anno 2013 i costi sostenuti dal GSE ammontano complessivamente a un valore pari a circa 15 miliardi di euro. Di seguito vengono descritte le principali voci di costo per ciascuna partita energetica.

L’energia Cip6 ritirata nell’anno 2013 è stata pari a 15,9 tWh, con un costo complessivo di circa 2,1 miliardi di euro. il suddetto valore di costo è calcolato considerando anche il pagamento della componente legata al Costo Evitato di acquisto del Combustibile (CEC), per un valore totale di quasi 1,4 miliardi di euro, di cui 177 milioni di euro relativi alla stima del conguaglio della revisione prezzi. il resto è dovuto al riconoscimento delle componenti CEi e iNC per un totale di 724 milioni di euro. Nei prossimi anni il costo relativo al ritiro dell’energia Cip6 si ridurrà, non solo per la progressiva scadenza del periodo incentivante delle convenzioni, ma anche per effetto dei Decreti Ministeriali che hanno consentito la risoluzione anticipata delle convenzioni Cip6 da combustibili fossili (D.M. 2/12/2009, D.M. 2/8/2010, D.M. 8/10/2010). L’onere totale di competenza 2013 relativo alla risoluzione anticipata delle convenzioni Cip6 (circa 1,9 GW di potenza convenzionata) è stato pari a 456 milioni di euro di cui 53 Mln € relativi ad esborsi con pagamenti rateizzati e la restante parte relativa al pagamento, in un’unica soluzione, per la risoluzione di 2 convenzioni.

Nel corso del 2013 hanno trovato anche applicazione le disposizioni di cui al D.M. 20/11/2012 per effetto delle quali sono stati aggiornati i valori del CEC da riconoscere

4.1 COSTIPERL’INCENTIVAZIONE

EL’ACQUISTODELL’ENERGIAELETTRICA

oNERi Di iNCENtivAZioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCA4

794 oNERi Di iNCENtivAZioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCA

Fabbisogno economico e gettito della componente A3


all’energia ritirata nel 2008 e nel periodo 2010-2012: ciò ha determinato un costo di 218 milioni di euro.

il D.Lgs. n. 28/2011 ha previsto che il GSE ritiri annualmente i Cv rilasciati per le pro-duzioni da fonti rinnovabili degli anni dal 2011 al 2015, eventualmente eccedenti quelli necessari per il rispetto della quota d’obbligo, ad un prezzo fissato pari al 78% del prezzo di offerta dei propri Cv, calcolato secondo il comma 148 della Legge n. 244/2007. tale di-sposizione, relativamente ai Cv ritirati dal GSE nel corso del 2013 (riferiti alla produzione di energia da FER dell’anno 2012 e del i trimestre 2013), ha comportato un onere di 1.409 milioni di euro, corrispondente al ritiro di 17,1 milioni di Certificati verdi.

il 6 giugno 2013 è stato raggiunta la soglia dei 6,7 miliardi di euro relativamente al costo indicativo cumulato annuo degli incentivi per gli impianti fotovoltaici. il costo indicativo per l’incentivazione dell’energia (circa 20 tWh) attribuibile agli impianti che hanno avuto accesso agli incentivi previsti dal i, ii, iii e iv Conto Energia, nel 2013, è pari a circa 6,5 miliardi di euro, mentre il costo per l’energia incentivata attraverso il v Conto Energia (circa 1,4 tWh) è di circa 200 milioni di euro.

Nel 2013 il GSE ha ritirato circa 7,6 tWh di energia in tariffa onnicomprensiva. il costo corrispondente è stato pari a circa 2 miliardi di euro, con un costo unitario medio che ammonta a 261 €/MWh.

All’acquisto dell’energia tramite il meccanismo del Ritiro Dedicato, relativo nel 2013 a poco meno di 26 tWh, corrisponde un costo di circa 1,8 miliardi di euro. tale costo è connesso al pagamento dell’energia immessa in rete, valorizzata al prezzo zonale orario di mercato o ai prezzi Minimi Garantiti (questi ultimi nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW, per i primi 2 GWh). il costo medio unitario dell’energia ritirata dal GSE mediante RiD nel 2013 ammonta a circa 71,3 €/MWh, valore superiore ai prezzi medi di vendita registrati sulla borsa elettrica pari a circa 62,96 €/MWh (pUN).

Si stima che il consuntivo dell’energia immessa in rete nel 2013 in virtù dello Scambio sul posto sia pari a circa 4,1 tWh. il costo corrispondente è di circa 267 milioni di euro.

Come indicato in precedenza, i costi sostenuti dal GSE sono in parte compensati dai ricavi provenienti dalla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata. Nel 2013 i ricavi, al lordo dei corrispettivi di borsa e della valorizzazione degli sbilanciamenti, sono stati pari a circa 3.290 milioni di euro.

per il 2013, la differenza tra costi (15,1 miliardi di euro) e ricavi (3,3 miliardi di euro) ha determinato un onere e, dunque, un fabbisogno economico della componente A3 pari a 11,8 miliardi di euro. il gettito A3 raccolto da parte dei distributori connessi alla rete di trasmissione nazionale per l’anno 2013 è stato, invece, pari a circa 12,5 miliardi di euro. Ne consegue un avanzo economico di circa 700 milioni di euro.

4.2 RICAVIDELLAVENDITADELL’ENERGIAELETTRICA

4.3 FABBISOGNOECONOMICO

EGETTITODELLACOMPONENTEA3

80Fabbisogno economico e gettito della componente A3

4 oNERi Di iNCENtivAZioNE DELL’ENERGiA ELEttRiCARAppoRto Attività 2013

ipotizzando di utilizzare le aliquote stabilite attraverso la Delibera 405/2013/R/com, che aggiorna la componente tariffaria A3 per l’ultimo trimestre 2013, la spesa annua per la maggiorazione A3 può essere ridistribuita su una platea di clienti tipo, secondo quanto indicato nella tabella seguente.

Figura 4-38 FABBISOGNO ECONOMICO E GETTITO DELLA COMPONENTE A3 NEL 2013 (MLD €)

15

12

9

6

3

0

Costi Ricavi Gettito A3

0,7

12,511,8

3,3

15,1

Avanzo economico

Fabbisogno economico A3

Tabella 4-51 STIMA DELL’ONERE A3 2013 A CARICO DEGLI UTENTI FINALI

CLIENTE TIPO €/ANNO

Domestico residente con 3 kW di potenza e consumi per 2.640 kWh/anno 89

Domestico residente con 3 kW di potenza e consumi per 3.500 kWh/anno 143

In bassa tensione con 10 kW di potenza e consumi per 15.000 kWh/anno 1.011

In media tensione con 500 kW e 2.000 ore/anno di utilizzazione 48.388

In alta tensione con 3 MW di potenza e 2.500 ore/anno di utilizzazione 279.776

CERtiFiCAZioNE DEGLi iMpiANti E DELL’ENERGiA ELEttRiCARapporto Attività 2013

5


La Garanzia di origine (“Go”), come definita dall’articolo 15 della Direttiva 2009/28/CE, rappresenta uno strumento di certificazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, rilasciato in formato elettronico, con il solo scopo di provare ai clienti finali la quota di energia da fonti rinnovabili nel mix energetico dei fornitori di energia.

Recependo tali disposizioni, l’articolo 34 del D.lgs. n. 28/2011 ha previsto l’aggiorna-mento delle modalità di rilascio, riconoscimento e utilizzo della Go. in attuazione del suddetto articolo, il D.M. 6 luglio 2012 ha demandato al GSE l’aggiornamento della procedura per la certificazione della quota di energia elettrica prodotta da fonti rinno-vabili di cui all’articolo 5, comma 6, del D.M. 31 luglio 2009 (c.d. decreto “Fuel Mix”). La suddetta procedura è stata approvata dal Ministero dello Sviluppo Economico, sentita l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico.

pertanto, con decorrenza 2013, la certificazione di origine dell’energia elettrica da fonte rinnovabile avviene esclusivamente mediante il rilascio delle Go che hanno sostituito i titoli Co-FER, fino a quel momento utilizzati per il medesimo scopo.

A completamento dei suddetti aggiornamenti normativi e procedurali in tema di certifi-cazione mediante Go, va menzionata l’estensione dell’adesione del GSE all’Association of Issuing Bodies (AiB) per la gestione e lo scambio di tali titoli, oltre a quelli RECS, nell’am-bito dello standard European Energy Certificate System.

Di seguito, si rappresentano nel dettaglio le principali attività svolte dal GSE con rife-rimento alla certificazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili mediante Go e RECS.

il GSE, su richiesta dei produttori, rilascia la qualifica (c.d. “iGo”), propedeutica all’emis-sione delle Go, agli impianti alimentati da fonti rinnovabili, ad esclusione degli impianti che si avvalgono:

◦ del Ritiro Dedicato dell’energia ai sensi dell’articolo 13 del D.Lgs. n. 387/2003;

◦ del meccanismo dello Scambio sul posto di cui alla deliberazione 570/2012/R/efr e s.m.i;

◦ di incentivi onnicomprensivi che prevedano il ritiro dell’energia (impianti conven-zionati Cip6/92 e tariffe onnicomprensive) da parte del GSE.

Le Go relative alle produzioni realizzate dai suddetti impianti sono emesse e trasferite a titolo gratuito al GSE.

Nell’ambito del processo della qualifica iGo, è data facoltà ai produttori di esprimere la volontà di ottenere, congiuntamente alle Go, anche i certificati RECS. Dal punto di vista operativo, entrambe le tipologie di certificati sono gestite dal GSE mediante il medesimo sistema informatico che garantisce anche lo scambio dei titoli a livello internazionale nell’ambito della rete di registri nazionali connessi alla piattaforma di scambio (HUB) gestita dall’AiB. tutti i trasferimenti che coinvolgono le Go a livello nazionale, avvengono sul mercato organizzato (M-Go) o sulla piattaforma dei bilaterali (pB-Go), entrambi ge-stiti dal Gestore dei Mercati Energetici (GME).

La Go è rilasciata sull’energia elettrica immessa in rete ed è valida fino al termine del dodicesimo mese successivo a quello a cui la produzione di energia elettrica è riferita e, comunque, non oltre il 31 marzo dell’anno successivo a quello di produzione.

5.1 LAGARANZIADIORIGINEDAFONTIRINNOVABILI

CERtiFiCAZioNE DEGLi iMpiANti

E DELL’ENERGiA ELEttRiCA5

855 CERtiFiCAZioNE DEGLi iMpiANti E DELL’ENERGiA ELEttRiCA

La Fuel Mix Disclosure


L’annullamento delle Go è consentito esclusivamente alle imprese di vendita ai fini della determinazione del proprio mix di approvvigionamento[1] e, a partire dal 2012, ai sensi di quanto disposto dall’AEEGSi con la deliberazione ARG/elt 104/11, per comprovare l’origine rinnovabile dell’energia elettrica venduta ai clienti finali nell’ambito dei contratti di vendita di energia rinnovabile.

L’attività di qualifica iGo nel 2013 ha interessato quasi 800 impianti, per complessivi 21 GW di potenza; le emissioni di Go, di contro, provengono da circa 400 impianti cui corrispondono oltre 17 milioni di certificati emessi.

Con riferimento alle attività di certificazione relative all’anno di competenza 2013, di seguito si riportano i dati relativi al numero di Go complessivamente emesse, annullate, importate, esportate e trasferite.

in relazione alle Go nella disponibilità del GSE, ai sensi di quanto previsto dalla delibe-razione ARG/elt 104/11, è previsto che le stesse siano oggetto di assegnazione mediante procedure concorrenziali, organizzate secondo criteri di pubblicità, trasparenza e non discriminazione. ogni anno il GSE organizza cinque sessioni d’asta e in ciascuna asta sono negoziabili le Go differenziate per tipologia di impianto e periodo di produzione come di seguito indicato:

a) Go Gennaio: Go relative al mese di gennaio dell’anno “n” con validità di 12 mesi dal periodo di produzione;

b) Go Febbraio: Go relative al mese di febbraio dell’anno “n” con validità di 12 mesi dal periodo di produzione;

c) Go Altri mesi: Go relative a mesi diversi da quelli di cui alle lettere a) e b) dell’anno “n” con validità fino al 31 marzo “n+1”.

Nella tabella seguente il riepilogo delle sessioni d’asta per l’anno 2013.

Con l’entrata in vigore del Decreto Fuel Mix, le imprese che operano nel comparto della vendita dell’energia elettrica sono tenute a fornire informazioni ai clienti finali circa la composizione del mix energetico relativo all’energia elettrica immessa in rete e circa l’impatto ambientale della produzione stessa. Questa forma di tutela informativa del cliente finale è stata introdotta, a livello comunitario, dalla Direttiva 2003/54/CE e suc-cessivamente confermata dalla Direttiva 2009/72/CE.

[1] Come descritto nella “procedura per la determinazione del mix energetico utilizzato per la produzione dell’energia elettrica venduta dall’impresa di vendita”, disponibile sul sito web del GSE.

Tabella 5-52 MOVIMENTAZIONE DELLE GO RELATIVE ALL’ANNO 2013

EMESSE ANNULLATE IMPORTATE ESPORTATE TRASFERITE

17.615.362 2.704.110 1.106.356 750.474 8.000

Tabella 5-53 ESITO SESSIONI D’ASTA 2013 PER LE GO

GO OFFERTE GO VENDUTE

31.425.217 6.000

5.2 LA FUEL MIX DISCLOSURE

86La Fuel Mix Disclosure

5 CERtiFiCAZioNE DEGLi iMpiANti E DELL’ENERGiA ELEttRiCARAppoRto Attività 2013

in particolare, le imprese di vendita devono fornire, con riferimento ai due anni prece-denti, le informazioni necessarie a tracciare il mix energetico di riferimento, riportando tale informazione nei documenti di fatturazione (con frequenza almeno quadrime-strale), nei propri siti internet, nel materiale promozionale dato al cliente nella trat-tativa pre-contrattuale, secondo lo schema (riportato nella seguente tabella) indicato dal Decreto Fuel Mix.

Ciò consente ai consumatori finali di confrontare il mix energetico della propria impresa di vendita con la composizione del mix energetico medio utilizzato per la produzione dell’energia elettrica immessa nel sistema elettrico nazionale, cui contribuisce anche l’eventuale quota di energia importata. Al fine di assicurare la corretta determinazione del mix energetico delle imprese di vendita e del mix energetico nazionale, il citato Decreto ha fissato degli obblighi cui devono attenersi imprese di vendita e produttori che operano nel mercato elettrico italiano.

il Decreto ha assegnato al GSE un ruolo chiave nell’intero processo di determinazione del mix energetico (“processo disclosure”). in particolare, il GSE ha il compito di:

◦ determinare e pubblicare i mix energetici dei soggetti inclusi nel processo disclosure, dai produttori alle imprese di vendita, nonché il mix energetico complementare nazionale;

◦ effettuare verifiche di congruenza, in collaborazione con tERNA, sulle determi-nazioni relative al mix energetico dei soggetti coinvolti nel processo disclosure;

◦ redigere rapporti annuali di carattere informativo;

◦ supportare il Ministero dello Sviluppo Economico nelle azioni informative relative all’impatto ambientale della generazione elettrica e sul risparmio energetico.

DETERMINAZIONE DEI MIX ENERGETICIil Decreto Fuel Mix prevede la determinazione del mix energetico complementare del produttore, del mix di approvvigionamento dell’impresa di vendita, nonché la determi-nazione del mix energetico nazionale.

A tal fine, i produttori sono tenuti a comunicare i dati di anagrafica dei propri impianti e del mix energetico iniziale, su base annuale, entro il 31 marzo dell’anno successivo a quello di competenza. Con la medesima tempistica le imprese di vendita devono comuni-care i dati di energia venduta ai clienti finali, specificando i quantitativi di energia venduta nell’ambito delle offerte verdi[2], e l’eventuale quota di energia importata.

Sulla base delle informazioni ricevute e in proprio possesso, il GSE provvede a calco-lare, per l’anno “n-2” (dato di consuntivo) e “n-1” (dato di pre-consuntivo), i seguenti mix energetici:

[2] Come previsto dalla “procedura tecnica di cui all’articolo 6, comma 1, lettera a) della Deliberazione ARG/elt n. 104/11”.

Tabella 5-54 SCHEMA PER LA COMPOSIZIONE DEL MIX ENERGETICO (LETTERA A ALLEGATO 1 DEL DECRETO “FUEL MIX”)

FONTI PRIMARIE UTILIZZATE COMPOSIZIONE DEL MIX ENERGETICO UTILIZZATO PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA VENDUTA

DALL’IMPRESA NEI DUE ANNI PRECEDENTI

COMPOSIZIONE DEL MIX MEDIO NAZIONALE UTILIZZATO PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA IMMESSA NEL

SISTEMA ELETTRICO NEI DUE ANNI PRECEDENTI

ANNO (N-1) ANNO (N-2) ANNO (N-1) ANNO (N-2)

% % % %

Fonti rinnovabili

Carbone

Gas Naturale

Prodotti Petroliferi

Nucleare

Altre fonti

875 CERtiFiCAZioNE DEGLi iMpiANti E DELL’ENERGiA ELEttRiCA

La Fuel Mix Disclosure


◦ il mix energetico complementare di ogni produttore, dato dal mix energetico ini-ziale al netto delle Go emesse e trasferite;

◦ il mix energetico iniziale nazionale, costituito dal totale dell’energia elettrica im-messa nel sistema elettrico nazionale, inclusa l’energia di importazione (per la determinazione del mix energetico nazionale, associato all’energia prodotta e immessa da impianti di produzione localizzati in italia, si fa riferimento ai dati comunicati dai produttori);

◦ il mix energetico complementare nazionale, dato dal mix energetico iniziale nazio-nale al netto delle Go annullate dalle imprese di vendita;

◦ il mix energetico di approvvigionamento delle imprese di vendita con l’algoritmo di calcolo specificato nella “procedura per la determinazione del mix energetico utilizzato per la produzione dell’energia elettrica venduta dall’impresa di vendita”.

All’energia elettrica importata, il GSE assegna un mix energetico europeo rielaborato sulla base di dati Eurostat.

ATTIVITÀ DI CONTROLLO SULLE OFFERTE VERDIL’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico, con la deliberazione ARG/elt 104/11, ha definito i requisiti che devono presentare i contratti di vendita di energia rinnovabile per garantire la tutela del consumatore e assicurare che la stessa energia elet-trica prodotta da fonti rinnovabili non venga inclusa in più contratti di vendita. Ciascun contratto di vendita di energia rinnovabile deve essere comprovato da una quantità di Go pari alla quantità di energia elettrica venduta come rinnovabile nell’ambito del medesimo contratto.

Al GSE è assegnato il compito di effettuare le opportune verifiche di congruità tra le Go annullate dalle imprese di vendita e i dati di energia elettrica venduta da quest’ul-time nell’ambito delle “offerte verdi”. Qualora i suddetti controlli abbiano esito negativo, l’impresa di vendita in questione è chiamata a versare al GSE un corrispettivo pari al prodotto tra il numero di Go di cui non si è approvvigionata e il prezzo medio di nego-ziazione delle Go registrato dal GME. Eventuali ulteriori inadempienze sono segnalate all’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico per gli eventuali interventi di propria competenza.

Figura 5-39

4,6%

37,5%

18,5%

33,7%

4,7%

20131,0%

5,8%

29,8%

18,5%

39,8%

4,8%

20121,3%

Tabella 5-55

FONTI PRIMARIE UTILIZZATE

ANNO 2012 ANNO 2013

Fonti rinnovabili 29,8% 37,5%

Carbone 18,5% 18,5%

Gas Naturale 39,8% 33,7%

Prodotti petroliferi 1,3% 1,0%

Nucleare 4,8% 4,7%

Altre fonti 5,8% 4,6%

COMPOSIZIONE DEL MIX MEDIO NAZIONALE UTILIZZATO PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA IMMESSA NEL SISTEMA ELETTRICO NEL 2012 E NEL 2013

CoGENERAZioNE, CERtiFiCAti BiANCHi E CoNto tERMiCoRapporto Attività 2013

6


Con il termine cogenerazione si intende la produzione combinata di energia elettrica/meccanica e di energia termica. per produrre la sola energia elettrica si utilizzano ge-neralmente centrali termoelettriche che disperdono parte dell’energia nell’ambiente: questa è energia termica di scarso valore termodinamico essendo a bassa temperatura. per produrre la sola energia termica si usano tradizionalmente delle caldaie che con-vertono l’energia primaria contenuta nei combustibili, di elevato valore termodinamico, in energia termica di ridotto valore termodinamico. Se un’utenza richiede contem-poraneamente energia elettrica ed energia termica, anziché installare una caldaia e acquistare energia elettrica dalla rete, si può realizzare un ciclo termodinamico per produrre energia elettrica sfruttando i livelli termici più alti, cedendo il calore residuo a più bassa temperatura per soddisfare le esigenze termiche. L’obiettivo fondamentale che si vuole perseguire con la cogenerazione è quello di sfruttare al meglio l’energia contenuta nel combustibile: a ciò consegue un minor consumo di combustibile e un minor impatto ambientale.

il GSE è incaricato di svolgere molteplici attività inerenti la cogenerazione. in parti-colare riconosce gli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), determina il numero di Certificati Bianchi cui hanno diritto gli impianti CAR, rilascia la garanzia d’origine (Goc) all’energia elettrica prodotta mediante CAR (Goc), rilascia la qualifica e i Certificati verdi (CHp-tLR) agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda-mento aventi diritto.

IL RICONOSCIMENTO DELLA COGENERAZIONE AD ALTO RENDIMENTOil D.Lgs. n. 20/2007 attua la Direttiva 2004/8/CE prevedendo che, fino al 31 dicembre 2010, la condizione di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) corrisponda a quanto definito all’articolo 2, comma 8, del D.Lgs. n. 79/1999 cioè la cogenerazione che soddisfa i requisiti definiti dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico con la Deliberazione n. 42/2002.

A decorrere dal 1º gennaio 2011, la Cogenerazione ad Alto Rendimento è, invece, la co-generazione che rispetta i requisiti previsti dalla Direttiva 2004/8/CE, ripresi dal D.Lgs. n. 20/2007 come integrato dal D.M. 4 agosto 2011. il D.Lgs. n. 20/2007, per definire la CAR, utilizza un criterio basato sull’indice pES (Primary Energy Saving) che rappresenta il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica ed energia termica.

Con il D.Lgs. n. 20/2007 è introdotto anche il concetto di Garanzia di origine per l’e-nergia elettrica prodotta dagli impianti funzionanti in CAR (Goc). La Goc è la certifica-zione rilasciata all’energia elettrica prodotta da CAR, utilizzabile dai produttori al fine di dimostrare che l’energia elettrica da essi venduta è effettivamente prodotta da CAR.

il D.M. 5 settembre 2011 istituisce, attraverso il riconoscimento dei Certificati Bianchi (CB), il nuovo regime di sostegno per la CAR prevedendo che i benefici debbano essere riconosciuti sulla base del risparmio di energia primaria ottenuto.

Gli impianti riconosciuti CAR godono, inoltre, di agevolazioni dal punto di vista delle condizioni tecnico-economiche per la connessione alla rete pubblica, ai sensi della Deliberazione ARG/elt n. 99/08.

per gli impianti con potenza nominale inferiore a 200 kW è prevista la possibilità di accedere al servizio di Scambio sul posto ai sensi della Deliberazione dell’Autorità ARG/elt n. 74/08.

6.1 LACOGENERAZIONE

CoGENERAZioNE, CERtiFiCAti BiANCHi

E CoNto tERMiCo6

916 CoGENERAZioNE, CERtiFiCAti BiANCHi E CoNto tERMiCo

La Cogenerazione


Esistono infine ulteriori vantaggi di cui la CAR può godere, quali:

◦ l’esonero dall’obbligo di acquisto di Certificati verdi previsto per produttori e importatori di energia da fonti non rinnovabili per quantità maggiori di 100 GWh;

◦ la priorità rispetto alla produzione da fonti convenzionali, nell’ambito del di-spacciamento, dell’energia elettrica prodotta da unità prevalentemente CAR, ovvero unità per le quali la percentuale dell’energia elettrica prodotta in CAR è pari o superiore al 50% del totale dell’energia elettrica prodotta;

◦ relativamente alla quota di energia elettrica netta prodotta in CAR e immessa in rete da impianti alimentati a biomassa, biogas e bioliquidi sostenibili, un incre-mento, differenziato in base al combustibile, della tariffa base di incentivazione prevista dal D.M. 6 luglio 2012;

◦ relativamente all’energia elettrica netta prodotta in CAR e immessa in rete da impianti alimentati a biometano, il riconoscimento, ai sensi del D.M. 5 dicembre 2013, della tariffa riconosciuta alla produzione di energia elettrica da biogas di cui al D.M. 6 luglio 2012;

◦ l’esenzione parziale dal pagamento degli oneri generali di sistema, qualora siano rispettati gli altri requisiti previsti dal D.Lgs. n. 115/2008, come modificato dal D.Lgs. 56/2010, ai fini del riconoscimento di “sistema efficiente di utenza e sistemi equivalenti (SEU e SEESEU)”.

Nel corso del 2013, relativamente alla produzione 2012 ed alle richieste di valutazione preliminare, per circa 872 unità di produzione sono state presentate 906 richieste, di cui: 437 relative a richieste per il solo riconoscimento del funzionamento dell’unità in regime CAR, 354 per l’accesso al regime di sostegno dei CB ai sensi del D.M. 5 settembre 2011, e 115 per la richiesta di qualifica delle unità di cogenerazione abbinate ad una rete di teleriscaldamento.

Circa la metà degli impianti ha una potenza inferiore a 1 MW (“piccola cogenerazione”), la sola “microcogenerazione” (potenza inferiore a 50 kW) rappresenta circa il 25% del totale. Non mancano, infine, esempi di grandi impianti di solito ubicati all’interno di importanti siti industriali.

per l’80% delle unità di cogenerazione la tecnologia adottata è il motore a combu-stione interna.

Le unità di cogenerazione che hanno presentato richiesta per la produzione dell’anno 2012 hanno prodotto circa 63 tWh elettrici e 33 tWh termici, consumando combustibile per complessivi 146 tWh.

Figura 6-40 SUDDIVISIONE DELLE UNITÀ DI COGENERAZIONE IN BASE ALLA POTENZA (ANNO 2012; 100% = 13.896 MWe)

25%

23%

52%

Pn < 50 kW

Pn << 1 MW50 kW

Pn<1 MW

Motore a combustione interna

turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore

turbina a gas con recupero di calore

turbina a vapore

Altro

Figura 6-41 SUDDIVISIONE DELLE UNITÀ DI COGENERAZIONE IN BASE ALLA TECNOLOGIA (ANNO 2012; 100% = 872 UNITÀ)

9%

9%

80%

1%1%

92La Cogenerazione

6 CoGENERAZioNE, CERtiFiCAti BiANCHi E CoNto tERMiCoRAppoRto Attività 2013

LA QUALIFICA DEGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE ABBINATI AL TELERISCALDAMENTOUn impianto di cogenerazione abbinato al teleriscaldamento è un impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore, costituito da una o più sezioni funzionanti in co-generazione, associato a una rete di teleriscaldamento per il trasporto e la distribuzione del calore alle utenze per utilizzazioni esclusivamente di tipo civile, quali la climatizza-zione, il riscaldamento, il raffrescamento e il condizionamento di ambienti a destinazione residenziale, commerciale, industriale e agricola.

Con la Legge n. 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda-mento (CHp-tLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al rilascio dei Certificati verdi (denominati in questo caso Cv-tLR). Gli impiantti CHp-tLR che hanno potuto ottenere la qualifica, propedeutica al rilascio dei Cv, sono quelli sod-

2,7%

6,8%

85,3%

1,8%

2,5%

0,9%

Figura 6-42 CAPACITÀ DI GENERAZIONE INSTALLATA IN UNITÀ DI COGENERAZIONE IN FUNZIONE DELLA TECNOLOGIA IMPIANTISTICA (ANNO 2012; 100% = 13.896 MWe)

Altro

100% (13.896 MWe)

turbina a vapore a condensazione

turbina a gas con recupero di calore

turbina a vapore a contropressione

Motore a combustione interna

turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore

Tabella 6-56 CAPACITÀ DI GENERAZIONE INSTALLATA IN UNITÀ DI COGENERAZIONE NELLE REGIONI ITALIANE IN FUNZIONE DELLA TECNOLOGIA IMPIANTISTICA (ANNO 2012, IN MWe)

TOTALE C.C. T.G. T.V.CP T.V.CD M.C.I. ALTRO

Abruzzo 244 177 0 0 0 4 63

Basilicata 180 107 68 0 0 5 0

Calabria 13 0 4 0 0 9 0

Campania 145 107 18 0 0 20 0

Molise 113 107 0 0 0 6 0

Puglia 1.834 1.828 0 0 0 5 0

Sardegna 66 0 0 0 66 0 0

Sicilia 833 682 0 0 0 0 152

TOTALE SUD E ISOLE 3.428 3.008 90 0 66 50 214

Lazio 299 221 16 0 0 62 0

Marche 37 29 0 0 0 8 0

Toscana 1.066 976 38 0 0 53 0

Umbria 182 156 11 0 0 15 0

TOTALE CENTRO 1.585 1.382 65 0 0 138 0

Emilia Romagna 766 594 42 0 0 128 1

Friuli Venezia Giulia 1.029 964 5 0 0 37 23

Liguria 78 30 14 0 0 10 24

Lombardia 3.089 2.404 51 121 177 308 27

Piemonte 2.629 2.404 58 0 0 159 7

Trentino Alto Adige 209 157 13 0 0 39 0

Valle d'Aosta 1 0 0 0 0 1 0

Veneto 1.172 985 34 6 11 85 51

TOTALE NORD 8.973 7.539 218 127 188 768 134

TOTALE 13.986 11.929 373 127 254 956 348


i Certificati Bianchi


disfacenti le condizioni individuate dall’art. 14 del D.Lgs. n. 20/2007, aggiornate dall’art. 30, comma 12 della Legge n. 99/2009.

La Legge n. 102/2009, inoltre, ha esteso il beneficio dei Cv-tLR anche gli impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento connessi ad ambienti agricoli.

Al 31 dicembre 2013 risultano qualificati 104 impianti CHp-tLR cui corrisponde una po-tenza di 2.468 MW.

i Certificati Bianchi, anche noti come “titoli di Efficienza Energetica” (tEE), sono titoli negoziabili che certificano il conseguimento dei risparmi energetici negli usi finali di energia attraverso interventi e progetti di incremento di efficienza energetica. Un cer-tificato equivale al risparmio di una tonnellata equivalente di petrolio (tep).

QUADRO NORMATIVOil sistema dei Certificati Bianchi è stato introdotto nella legislazione italiana dai Decreti ministeriali del 20 luglio 2004 e s.m.i., che hanno previsto che i distributori di energia elettrica e gas naturale debbano raggiungere annualmente determinati obiettivi quan-titativi di risparmio di energia primaria, attraverso:

◦ la realizzazione di progetti di efficienza energetica che diano diritto a Certificati Bianchi,

◦ l’acquisto dei Certificati Bianchi da altri soggetti operanti sul mercato dei tEE.

il Decreto 28 dicembre 2012 ha modificato, potenziato e ampliato il meccanismo dei Certificati Bianchi, disponendo, in primo luogo, il passaggio dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico al GSE delle attività di gestione del meccanismo dei Certificati Bianchi. tale passaggio di gestione è stato finalizzato con uno specifico Accordo operativo tra il GSE e la stessa Autorità siglato nel mese di gennaio 2013, con effetti a partire dal 3 febbraio 2013; a partire da tale data, e nel rispetto delle tempistiche stringenti imposte della normativa, il GSE è diventato responsabile dell’at-tività di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati a progetti di effi-cienza energetica.

Lo stesso Decreto 28 dicembre 2012 ha altresì definito gli obiettivi quantitativi nazio-nali di risparmio energetico, crescenti nel tempo, che dovranno essere perseguiti dalle imprese di distribuzione di energia elettrica e gas nel quadriennio dal 2013 al 2016 e ha stabilito i criteri, le condizioni e le modalità per realizzare interventi di efficienza energetica negli usi finali, incentivati mediante l’emissione di Certificati Bianchi.

Tabella 6-57

CATEGORIA DI INTERVENTO NUMERO IMPIANTI

POTENZA IMPIANTI (MW)

A Potenziamento 1 780

BP Rifacimento Parziale (impianto di cogenerazione)

6 826

BP Rifacimento Parziale (rete di teleriscaldamento)

2 26

D Nuova Costruzione 95 836

TOTALE 104 2.468

90 900

75 750

60 600

45 450

30 300

15 150

0 0

Figura 6-43

IMPIANTI CHP-TLR QUALIFICATI AL 31 DICEMBRE 2013

NUMERO IMPIANTI

POTENZA IMPIANTI (MW)

266 21

826780

95836

6.2 ICERTIFICATIBIANCHI

94i Certificati Bianchi


SOGGETTI AMMESSI AL MECCANISMOpossono presentare progetti per il rilascio dei Certificati Bianchi, oltre alle imprese distributrici di energia elettrica e gas con più di 50.000 clienti finali (“soggetti obbli-gati”), le società controllate da tali imprese, i distributori di energia elettrica e gas non obbligati, le società operanti nel settore dei servizi energetici, le imprese e gli enti che si dotino di un energy manager o di un sistema di gestione dell’energia in conformità alla iSo 50001.

IL RUOLO AFFIDATO AL GSEAi sensi dell’articolo 5, comma 1 del Decreto 28 dicembre 2012, a partire dal 3 febbraio 2013, è trasferita dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico al GSE l’atti-vità di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati a progetti di efficienza energetica condotti nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi.

Nell’espletamento dell’attività di valutazione della riduzione dei consumi di energia pri-maria effettivamente conseguita dai progetti sulla base degli interventi ammessi, il GSE si avvale del supporto di ENEA e di RSE.

il Decreto 28 dicembre 2012 ha affidato al GSE anche il ruolo di effettuazione dell’istrut-toria tecnico-economica, sui progetti di efficienza, relativa alla verifica preliminare di conformità alle disposizioni del Decreto e alle linee guida operative per la certificazione dei risparmi.

Al GSE spetta anche, con il supporto di ENEA e RSE, l’istruttoria sui “grandi progetti”, rappresentati da interventi infrastrutturali, anche asserviti a sistemi di risparmio ener-getico, trasporti e processi industriali, che comportino un risparmio stimato annuo su-periore a 35.000 tep e che abbiano una vita tecnica superiore a 20 anni. tale istruttoria è preliminare all’esecuzione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico della ve-rifica di conformità dei progetti ovvero ad uno specifico atto interministeriale che de-finisca, previo parere della Regione territorialmente interessata, le modalità di accesso al meccanismo, le modalità di misurazione dei risparmi prodotti e di quantificazione dei certificati. il Decreto prevede, inoltre, l’accesso a dei premi, espressi in termini di coefficienti moltiplicativi dei certificati rilasciabili, nel caso di grandi progetti che com-portino rilevanti innovazioni tecnologiche e anche consistenti riduzioni delle emissioni in atmosfera oppure nel caso che siano realizzati nelle aree metropolitane e generino ingenti risparmi di energia.

per adempiere agli obblighi, ciascun distributore di energia elettrica è tenuto, nel periodo 2013-2016, a re-alizzare misure e interventi (progetti) che comportino una riduzione dei consumi di energia primaria, espressa in numero di Certificati Bianchi, secondo le seguenti ca-denze annuali:

◦ 3,03 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2013;



◦ 5,23 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2016.

I distributori di gas naturale sono tenuti, invece, a rea-lizzare misure e interventi in grado di ridurre i consumi di energia primaria, secondo le seguenti quantità e ca-denze annuali:




◦ 4,28 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2016.

Figura 6-44 OBBLIGHI DI INCREMENTO DELL’EFFICIENZA ENERGETICA 2013–2016


i Certificati Bianchi


Al GSE è attribuito altresì il compito, a partire dal 2014 ed entro il 31 maggio di ciascun anno, di verificare che ciascun soggetto possegga un numero di certificati corrispondenti all’obbligo annuo assegnatogli, sulla base della comunicazione dei Certificati Bianchi relativi all’anno precedente. A tal fine, con il supporto di ENEA, il GSE, con controlli a campione, verifica la corretta esecuzione tecnica e amministrativa e la conformità al pro-getto approvato dei progetti che hanno ottenuto i tEE. possono essere eseguiti anche sopralluoghi in corso d’opera e ispezioni nel sito di realizzazione del progetto, durante la realizzazione dello stesso o nel corso della sua vita utile, al fine di verificare il corretto adempimento degli obblighi derivanti dal riconoscimento dei certificati.

Nel corso dell’anno 2013 il GSE ha implementato importanti evoluzioni del sistema infor-mativo e ottimizzato i processi di valutazione e certificazione dei risparmi al fine di age-volare gli operatori, grazie a una semplificazione della fase di presentazione dei progetti, e garantire il monitoraggio del procedimento amministrativo. in particolare il GSE ha:

◦ definito un regolamento interno per la gestione dei procedimenti amministrativi in linea con le previsioni della Legge 241/90;

◦ redatto specifiche istruzioni operative per la gestione delle istruttorie tecniche delle istanze, definendone i flussi informativi tra i succitati valutatori e il GSE;

◦ definito e implementato le modalità di smistamento dei progetti tra i valutatori ENEA e RSE, tenendo conto delle rispettive competenze;

◦ svolto le attività di manutenzione evolutiva sul sistema Efficienza Energetica al fine di semplificare e dematerializzare il processo di avvio e conclusione del pro-cedimento amministrativo, nonché ottimizzare il processo di valutazione;

◦ implementato sull’applicativo una serie di controlli bloccanti nella procedura di trasmissione telematica della richiesta/proposta, in accordo a quanto previsto dalle Linee Guida, di cui alla deliberazione dell’Autorità EEN 9/11, nelle parti non incompatibili con il decreto Certificati Bianchi, al fine di inibire l’invio di richieste irricevibili, per le quali si renderebbe altrimenti necessario l’avvio dell’istrut-toria tecnica;

◦ resi disponibili agli operatori dei sistemi di raccolta strutturata (fogli elettronici) delle informazioni richieste nell’ambito dell’istruttoria tecnica per le tipologie di progetti afferenti alle schede tecniche.

DATI 2013il GSE, nel corso del 2013, ha ricevuto 21.709 Richieste di verifica e Certificazione (RvC) e proposte di progetto e di programma di misura (pppM), autorizzando il GME al rilascio di 5.932.441 tEE; in tale ammontare sono incluse anche le istruttorie tecniche concluse dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico nel periodo transitorio, ad ogni modo circa 4.482.000 milioni sono relativi a tEE certificati dal GSE relativi a pro-getti avviati a partire dal 3 febbraio 2013). i risparmi di energia primaria addizionali conse-guiti sono pari a 2.350.608 tep (tonnellate equivalenti di petrolio), calcolati considerando la sola quota di Risparmio netto Contestuale (RNC) ovvero il risparmio netto conseguito nel corso della vita utile del progetto (numero di anni previsti all’art. 4, commi 5 e 9 del decreto ministeriale elettrico 20 luglio 20014, all’articolo 4, commi 4 e 8, del decreto ministeriale del 20 luglio 2004 e s.m.i.).

i tEE certificati, a seguito di approvazione delle Richieste di verifica e Certificazione, sono così suddivisi:

◦ 4.874.353 tEE afferiscono a metodi di valutazione a consuntivo (RvC-C); tali me-todi di valutazione consentono di quantificare il risparmio netto conseguibile at-traverso uno o più interventi in conformità ad un programma di misura proposto dal soggetto titolare del progetto unitamente ad una descrizione del progetto medesimo (pppM);

96i Certificati Bianchi


◦ 288.197 tEE afferiscono a metodi di valutazione analitica (RvC-A); tali metodi con-sentono di quantificare il risparmio lordo conseguibile sulla base di un algoritmo di valutazione predefinito e della misura diretta di alcuni parametri di funzionamento del sistema a seguito della realizzazione dell’intervento;

◦ 769.891 tEE afferiscono a metodi di valutazione standardizzata (RvC-S); tali me-todi consentono di quantificare il risparmio specifico lordo annuo dell’intervento attraverso la determinazione dei risparmi relativi ad una singola unità fisica di riferimento, senza procedere a misurazioni dirette.

i tEE rilasciati nell’anno solare 2013:

◦ per il 25% riguardano risparmi di energia primaria attraverso interventi per la ridu-zione dei consumi finali di energia elettrica (tipo i);

◦ per il 49% riguardano risparmi di energia primaria attraverso interventi per la ri-duzione dei consumi finali di gas naturale (tipo ii);

◦ per il 26% afferiscono ad altri settori, diversi dall’energia elettrica e dal gas naturale (essenzialmente tipo iii).

Un rilevante ammontare dei tEE è realizzato mediante progetti a consuntivo in ambito industriale, pari a circa il 73% dei risparmi. in particolare il 63% riguarda: interventi relativi alla generazione e recupero di calore per raffreddamento, essicazione, cottura, fusione (iND-t) ed interventi di ottimizzazione energetica dei processi produttivi e dei layout di impianto finalizzati a conseguire una riduzione oggettiva e duratura dei fabbisogni di energia finale (iND-FF).

vale la pena notare, infine, che 1.473 progetti consistono in interventi oggetto delle nuove schede tecniche, di cui all’art.12 del Decreto 28 dicembre 2012; in particolare si è registrato un forte interesse degli operatori nell’utilizzo delle schede standardizzate 36E, relativa all’applicazione di sistemi UpS, e 37E, inerente all’installazione di sistemi di

5.000

6.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Figura 6-45 SUDDIVISIONE DEI TITOLI CORRISPONDENTI A RISPARMI CERTIFICATI DAL GSE NEL 2013 PER METODO DI VALUTAZIONE (VALORI IN kTEE)

4.8745.932

770288

tEE totali certificati dal GSE

tEE suddivisi per metodo di valutazione

titoli rilasciati per RvC-C

titoli rilasciati per RvC-S

titoli rilasciati per RvC-A

5.000

6.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Figura 6-46 SUDDIVISIONE DEI TITOLI CORRISPONDENTI A RISPARMI CERTIFICATI DAL GSE NEL 2013 PER TIPOLOGIA DI RISPARMIO (VALORI IN kTEE)

tEE totali certificati dal GSE

tEE suddivisi per tipologia di risparmio

titoli attestanti risparmi di gas (tipo ii)

titoli attestanti risparmi diversi dall’energia elettrica e il gas (tipo iii)

titoli attestanti risparmi di energia elettrica (tipo i)

2.9065.932

1.561

1.465


il Conto termico


riscaldamento unifamiliari a biomasse con potenza inferiore a 35 kW. Le schede sono state rese operative dal GSE nel corso del primo semestre del 2013. La presentazione da parte dei proponenti è avvenuta nel corso dell’ultimo trimestre 2013.

il “Conto termico” è il regime di sostegno per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni. È rivolto prin-cipalmente al settore civile (residenziale e terziario), compresi gli edifici della pubblica Amministrazione, e, limitatamente, al comparto dell’agricoltura in serra e della produ-zione di calore di processo.

QUADRO NORMATIVOil “Conto termico” è stato introdotto con il Decreto interministeriale del 28 dicembre 2012 (di seguito “Decreto”), in attuazione dell’articolo 28 del D.Lgs. n. 28/2011. tale Decreto Legislativo, come noto, attua la Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili.

i criteri generali per l’incentivazione degli interventi per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di efficienza energetica di piccole dimensioni sono definiti dall’articolo 28 del D.Lgs. n. 28/2011; la relativa disciplina, ai fini di contri-buire al raggiungimento degli obiettivi specifici previsti dal piano di azione per le energie rinnovabili (pAN) e dal piano per l’efficienza energetica (pAEE), è affidata al

“Conto termico”.

il “Conto termico” è, infatti, una delle misure promosse dall’italia per il raggiungi-mento dell’obiettivo, vincolante al 2020, di coprire il 17% dei consumi lordi nazionali con energia prodotta da fonti rinnovabili. il meccanismo agisce doppiamente ai fini dell’obiettivo, sia attraverso l’aumento della produzione di energia da fonti rinnova-bili sia con la riduzione dei consumi finali di energia grazie all’incremento dell’effi-cienza energetica.

SOGGETTI AMMESSI AL MECCANISMOpossono accedere al sistema di incentivazione gli interventi realizzati dai seguenti soggetti:

◦ le pubbliche Amministrazioni, relativamente alla realizzazione di interventi di cui all’articolo 4, comma 1 (interventi di incremento dell’efficienza energetica in edifici esistenti – categoria 1) e comma 2 (interventi di piccole dimensioni di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di sistemi ad alta efficienza – categoria 2) del Decreto;

◦ i soggetti privati, intesi come persone fisiche, condomini e Soggetti titolari di red-dito di impresa o di reddito agrario, relativamente alla realizzazione di interventi di cui all’articolo 4, comma 2 (interventi di piccole dimensioni di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di sistemi ad alta efficienza – categoria 2) del Decreto.

i soggetti ammessi possono avvalersi del supporto di una ESCo (Energy Service Company) per la realizzazione degli interventi.

IL RUOLO AFFIDATO AL GSEL’articolo 8 del Decreto ha assegnato al GSE il ruolo di responsabile dell’attuazione e gestione del sistema di incentivazione.

il GSE provvede all’assegnazione, all’erogazione e alla revoca degli incentivi secondo le modalità e i criteri specificati nelle Regole applicative.

6.3 ILCONTOTERMICO

98il Conto termico


L’assegnazione e l’erogazione degli incentivi ai soggetti beneficiari è effettuata dal GSE nei limiti di spesa annua cumulata di 200 milioni di euro per gli interventi realizzati o da realizzare da parte delle pubbliche Amministrazioni, e di 700 milioni di euro per gli interventi realizzati dai soggetti privati.

per gli interventi di piccole dimensioni di produzione di energia termica da fonti rin-novabili e di sistemi ad alta efficienza (categoria 2), l’incentivo è calcolato in base alla producibilità presunta di energia termica, in funzione della tecnologia, della taglia e della zona climatica, e valorizzando l’energia prodotta attraverso coefficienti dipendenti dalla tecnologia e dalla taglia. Sono previsti coefficienti premianti in relazione a valori bassi di emissioni di particolato per i generatori di calore a biomassa. L’incentivo è ripartito in 1, 2 o 5 rate annuali, in funzione della tipologia di intervento e della taglia.

Al GSE è anche affidata l’effettuazione dei controlli sugli interventi incentivati tramite verifiche documentali e sopralluoghi. L’esecuzione di tali controlli può essere effettuata anche con il supporto di ENEA, di Soggetti concessionari di pubblico servizio e di altri organi specializzati.

il GSE inoltre predispone, in collaborazione con il Cti e le Regioni, le linee guida per l’installazione di contatori termici per la contabilizzazione e la trasmissione telematica dei dati relativi all’energia termica prodotta e, con il supporto di ENEA, effettua il moni-toraggio del raggiungimento degli obiettivi di produzione di energia termica da fonti rin-novabili e di efficienza energetica e predispone la relazione annuale sul funzionamento del sistema incentivante.

RICHIESTE PERVENUTE NEL 2013Nell’anno 2013, relativamente agli interventi conclusi successivamente alla pubblicazione del decreto, sono pervenute al GSE 3.194 richieste di concessione degli incentivi in base alla modalità dell’accesso diretto, per un impegno di spesa complessiva, su tutte le rate, stimato pari a circa 9,44 M€.

Sono inoltre pervenute al GSE le seguenti richieste di incentivo in base alle altre modalità:

◦ 14 richieste di iscrizione ai registri per gli interventi di cui all’art. 4, comma 2 lettere a) “sostituzione di impianti termici con generatori del tipo pompa di calore” e b)

“sostituzione di impianti termici con generatori alimentati a biomasse”, di potenza termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000 kWt; 10 interventi sono stati ammessi alle graduatorie: 3 nel registro riservato alle pubbliche Amministrazioni (procedura CtpA 1-2013) e 7 nel registro riservato ai soggetti privati (procedura CtpR 1-2013), per un impegno di spesa complessiva pari a circa 1,4 M€; il relativo impegno di spesa annuo è pari rispettivamente a 85 k€ per e 194 k€.

◦ 96 richieste di prenotazione dell’incentivo relative alle pubbliche Ammini-strazioni; di queste solo due sono state valutate positivamente, mentre le altre sono state sospese per integrazioni documentali o respinte per mancato ri-spetto dei requisiti.

Con riferimento alle richieste di incentivo per accesso diretto del 2013, l’impegno stimato di spesa complessiva, su tutte le rate, è distribuito per tipologia di intervento come illu-strato nella figura seguente.


il Conto termico


Con tutta probabilità il volume delle attività gestite nel primo anno di attuazione del Conto termico ha risentito della proroga a tutto il 2013, introdotta dal DL 4 giugno 2013, n. 63 (convertito con la Legge n. 90/2013), delle detrazioni previste per la riqualificazione energetica degli edifici (c.d. ecobonus) con innalzamento dell’aliquota dal 55% al 65%, e per le ristrutturazioni edilizie del 50% (è verosimile supporre che, in assenza di tale pro-roga, il numero di richieste di accesso al Conto termico sarebbe potuto essere maggiore).

Nel caso di realizzazione di interventi di cui all’art. 4, comma 1, lettera a) e di realizzazione di interventi di cui all’art.

4, comma 1, lettere da b) a d) e comma 2, lettere da a) a c), su interi edifici con impianti di riscaldamento di potenza

nominale totale maggiori o uguali a 100 kW, le richieste di incentivo devono essere corredate da diagnosi energetica

preliminare e da certificazione energetica successiva. il costo delle Diagnosi e ACE/ApE è coperto dall’incentivo per

il 100% per le pubbliche Amministrazioni e per il 50% per i soggetti privati, comunque entro i massimali e secondo i

criteri definiti all’allegato iii al Decreto.

1.A isolamento termico superfici 2.A pompe di calore

1.C Generatori calore a condensazione 2.C Solare termico

1.D Schermature

Nota:

2.D Scaldacqua in pompa di calore

1.B Sostituzione chiusure trasparenti 2.B Apparecchiature/generatori a biomassa

Diagnosi e ACE

Figura 6-47 DISTRIBUZIONE PERCENTUALE, PER TIPOLOGIA DI INTERVENTO, DEGLI INCENTIVI RELATIVI ALLE RICHIESTE PERVENUTE NEL 2013

9,3%

3,5%

7,2%

0,3%

4,5%

28,2%

45,1%

1,3%0,7%

iL SiStEMA Di iMMiSSioNE iN CoNSUMo DEi BioCARBURANtiRapporto Attività 2013

7


in linea con le direttive europee, da alcuni anni in italia è stato introdotto l’obbligo per i fornitori di benzina e gasolio di immettere in consumo una quota minima di biocarburanti, al fine di svilupparne la filiera, aumentarne l’utilizzo e limitare l’immissione di Co2 in atmosfera.

QUADRO NORMATIVO E SOGGETTI OBBLIGATILa quantità minima annua di biocarburanti che i fornitori – detti soggetti obbligati – de-vono immettere in consumo è calcolata sulla base del contenuto energetico di benzina e gasolio forniti nell’anno precedente – espresso in Gigacalorie (Gcal) – ponderato se-condo percentuali definite dalla normativa vigente. Nel 2013 la quota d’obbligo è stata pari al 4,5%: ciò significa che i soggetti obbligati hanno avuto l’obbligo di immettere in consumo una quantità di biocarburante il cui contenuto energetico fosse almeno il 4,5% di quello della benzina e del gasolio immessi nel 2012.

Al fine di monitorare l’assolvimento dell’obbligo, il Decreto del Ministro delle politiche agricole, alimentari e forestali n. 110/2008 ha istituito i “Certificati di immissione in Consumo”, i quali vengono rilasciati ai soggetti obbligati che immettono in consumo biocarburanti sostenibili: un Certificato (in questo caso chiamato CiC10 – biocarburante single counting) attesta l’immissione di 10 Gigacalorie (Gcal) di biocarburante.

i biocarburanti più diffusi sono il biodiesel – derivato in genere da oli vegetali estratti da semi di piante (principalmente la palma e la colza) e da oli di scarto come l’olio da cucina usato – e il bioetanolo, prodotto da biomasse ricche di zuccheri (ad esempio il mais), quest’ultimo utilizzato anche per la produzione di EtBE, biocarburante considerato rin-novabile, dalla normativa nazionale, solo per il 47% in volume.

per alcuni biocarburanti sono previste “maggiorazioni” in termini di certificati ottenibili a parità di biocarburante immesso in consumo. in particolare:

◦ ai biocarburanti prodotti in stabilimenti ubicati in Stati dell’Unione europea e che utilizzano materia prima proveniente da coltivazioni effettuate nel territorio dei medesimi Stati, nonché a quelli miscelati in percentuale pari al 25% a benzina e gasolio e immessi in consumo al di fuori della rete di distribuzione, è rilasciato (se immessi entro la prima metà del 2014) un Certificato ogni 8 Gigacalorie (detto CIC8 – biocarburante premiale);

◦ ai biocarburanti prodotti a partire da rifiuti e sottoprodotti, da materie di origine non alimentare (incluse le materie cellulosiche e le materie ligneo-cellulosiche) e da alghe è rilasciato un Certificato ogni 5 Gigacalorie (CiC5 – biocarburante double counting).

L’istituzione dei CiC, di fatto, traduce il rispetto dell’obbligo annuale di immissione nel raggiungimento di un certo numero di Certificati che ogni soggetto deve possedere per dimostrare di aver coperto il proprio obbligo. i Certificati, quindi, costituiscono uno strumento per svincolare il rispetto dell’obbligo dalla miscelazione del biocarburante. infatti, i soggetti obbligati che non avessero fisicamente miscelato e immesso in consumo il biocarburante possono assolvere ugualmente il proprio obbligo acquistando i CiC da coloro che ne avessero in eccesso per aver immesso più biocarburante rispetto alla pro-pria quota minima obbligatoria.

presupposto imprescindibile per il rilascio dei CiC è la sostenibilità dei biocarburanti, che devono rispettare specifici criteri stabiliti a livello europeo: si tratta di un aspetto fondamentale che investe l’intero ciclo di vita del biocarburante, volto a dimostrarne il valore ambientale in termini di emissioni di gas serra e di impatto sui terreni e sui prodotti agricoli destinati alla produzione alimentare.

per verificare il rispetto di questi criteri, tutti i soggetti coinvolti nella filiera di produ-zione del biocarburante devono aderire al Sistema Nazionale di Certificazione (istituito

iL SiStEMA Di iMMiSSioNE iN CoNSUMo

DEi BioCARBURANti7

1037 iL SiStEMA Di iMMiSSioNE iN CoNSUMo DEi BioCARBURANti


e disciplinato dal Decreto del Ministro dell’Ambiente, della tutela del territorio e del Mare del 23 gennaio 2012) o a un sistema volontario approvato dalla Commissione Europea, oppure conformarsi ad accordi bilaterali o multilaterali specifici, conclusi tra l’UE e paesi terzi.

IL RUOLO AFFIDATO AL GSELe competenze operative e gestionali sui biocarburanti sono attribuite al Ministero dello Sviluppo Economico che le attua congiuntamente al Comitato tecnico-consul-tivo sui biocarburanti, presieduto dallo stesso Ministero e composto dal Ministero dell’Ambiente e tutela del territorio e del Mare, dal Ministero delle politiche Agricole, Alimentari e Forestali, dal Ministero dell’Economia e delle Finanze e dal GSE.

Quest’ultimo, in particolare, oltre ad essere membro del Comitato e a svolgerne le funzioni di Segreteria tecnica, opera per conto del Ministero dello Sviluppo Economico nell’attuazione esecutiva delle varie fasi del sistema di immissione: dalla ricezione delle autodichiarazioni annuali sull’immissione di carburanti e biocarburanti all’accredita-mento dei produttori di biocarburanti premiali, dall’emissione dei certificati al loro scambio tramite l’apposita piattaforma informatica sviluppata per la validazione degli accordi bilaterali, dalla verifica dell’assolvimento dell’obbligo, anche tramite ispezioni in loco presso gli operatori, alla raccolta dei dati sulle emissioni di Co2, anche dei fornitori di GpL e metano.

Gli oneri e i costi del sistema di immissione in consumo, inclusi quelli per il funziona-mento del Comitato tecnico-consultivo biocarburanti, sono interamente a carico dei soggetti obbligati, determinati e versati al GSE, per gli anni 2013 e 2014, secondo le mo-dalità stabilite dal decreto dell’11 dicembre 2013, emanato dal Ministro dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministro dell’Economia e delle Finanze.

DATI 2012Nel 2013, 56 soggetti obbligati hanno effettuato le comunicazioni dei quantitativi di biocarburante e carburante fossile immessi in consumo nel corso dell’anno precedente.

Di seguito sono riportati i principali dati emersi a seguito delle istruttorie documentali effettuate dal GSE.

CARBURANTI E BIOCARBURANTI IMMESSI IN CONSUMODall’esame delle dichiarazioni a consuntivo presentate nel 2013 è risultato che i sog-getti obbligati censiti hanno immesso in consumo, nel corso del 2012, oltre 14 milioni di Gcal di biocarburanti sostenibili, suddivisi come mostrato in Figura 48. tale quan-titativo corrisponde a circa il 3,8% del contenuto energetico del carburante fossile immesso nel 2011, pari a 368 milioni di Gcal, di cui quasi 272 milioni di Gcal di gasolio e oltre 96 milioni di Gcal di benzina.

La differenza fra la quota d’obbligo da raggiungere – 4,5% – e quella di fatto rag-giunta è spiegata dalla possibilità, per i soggetti obbligati, di rimandare all’anno suc-cessivo la copertura di una parte del proprio obbligo, dalle maggiorazioni di cui godono determinate tipologie di biocarburanti, nonché dalle sanzioni in cui alcuni soggetti sono incorsi.

Nei confronti dei soggetti inadempienti, infatti, è prevista una sanzione, variabile da un minimo di 600 euro a un massimo di 900 euro per ogni CiC mancante alla coper-tura dell’obbligo. in particolare, per l’anno 2012 sono state accertate inadempienze relativamente a tre società, cui corrispondono sanzioni per un ammontare totale di oltre 900.000 euro.

104

7 iL SiStEMA Di iMMiSSioNE iN CoNSUMo DEi BioCARBURANtiRAppoRto Attività 2013

Le materie prime più utilizzate per la produzione dei biocarburanti sono risultate essere le coltivazioni alimentari (44%), seguite da rifiuti e sottoprodotti (24%) e palma (8%). per il restante 24% del biocarburante dichiarato, la materia prima d’origine non è nota, vista la non obbligatorietà della comunicazione di tale informazione nelle autodichiarazioni del 2013.

Le stesse materie prime sono risultate essere di origine extra-comunitaria per il 43%, comunitaria per il 30% e per la restante parte un mix tra le due.

per quanto riguarda, invece, il luogo di produzione dei biocarburanti, gli stessi sono per il 50% comunitari, per il 29% extra-comunitari e per la restante parte un mix tra le due macro aree di produzione.

Figura 7-48 TIPOLOGIE DI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012 (Gcal)

Biodiesel12.658.698 (89,82%)

Bioetanolo20.006 (0,14%)

EtBE1.309.736 (9,29%)

olio vegetale idrotrattato105.195 (0,75%)

89,82

0,140,75

9,29

Figura 7-49 MATERIE PRIME DI PRODUZIONE DEI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012

Coltivazioni alimentari (44%)

Rifiuti/sottoprodotti (24%)

palma (8%)

Non dichiarato (24%)

44%

24%

8%

24%

UE (30%)

Extra-UE (43%)

UE+Extra-UE (27%)

Figura 7-50 ORIGINE DELLE MATERIE PRIME DI PRODUZIONE DEI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012

43%

27% 30%

UE (50%)

Extra-UE (29%)

UE+Extra-UE (21%)

Figura 7-51 PAESI DI PRODUZIONE DEI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2012

21%

50%

29%



CERTIFICATI DI IMMISSIONE IN CONSUMO RILASCIATIA fronte del quantitativo di biocarburante sostenibile immesso nel 2012, il GSE nel 2013 ha rilasciato ai soggetti obbligati oltre 1,8 milioni di Certificati di immissione in Consumo, suddivisi tra le diverse tipologie.

i certificati emessi sono stati oggetto di scambio fra i soggetti obbligati, i quali hanno provveduto a registrare tutte le transazioni sulla piattaforma informatica implementata dal GSE: nel 2013 sono stati movimentati circa 192.000 certificati.

in base alle autodichiarazioni annuali è emerso che poco più di un terzo dei soggetti obbli-gati ha effettivamente immesso in consumo biocarburanti. È più numerosa, invece, la platea dei soggetti che hanno agito sul mercato, acquistando o vendendo certificati. in particolare:

◦ 14 società hanno acquistato e venduto CiC;

◦ 30 società hanno esclusivamente acquistato CiC;

◦ 5 società hanno esclusivamente venduto CiC.

ACCREDITAMENTO DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI PREMIALIi soggetti obbligati che immettono in consumo biocarburanti cosiddetti “premiali” ricevono la maggiorazione di 1 CiC ogni 8 Gcal, purché gli stessi biocarburanti siano stati prodotti in impianti all’uopo accreditati e rispettino i requisiti di sostenibilità definiti a livello europeo.

Al tal fine i soggetti titolari di impianti di produzione di biocarburanti hanno presentato nel 2013, ai sensi del Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 14 febbraio 2013, appo-sita istanza di accreditamento telematica tramite l’applicativo informatico BioCAR del GSE.

CIC5 – Double counting

CIC8 – premiali

CIC10 – Single counting

Figura 7-52 SUDDIVISIONE PER TIPOLOGIA DEI CIC EMESSI NEL 2013

38%

15%

47%

Figura 7-53 CIC ACQUISTATI/VENDUTI NEL MERCATO 2013

105.000

120.000

90.000

75.000

60.000

45.000

30.000

15.000

0

CIC10 – 63,9%CIC5 – 35,9%

114.985

8.007

69.154

0

CIC8 – 0,2%

4580

2013

2012

106


per il 2013, sono stati accreditati 50 impianti di produzione di biocarburanti da filiera europea[1], dei quali 7 sono anche produttori accreditati di biocarburanti da immettere al di fuori della normale rete di distribuzione e miscelati al 25% con carburanti fossili (destinati quindi a flotte speciali)[2].

La capacità produttiva annua[3] totale degli impianti accreditati è di circa 9.500.000 ton-nellate, mentre il quantitativo di biocarburante premiale immesso in consumo in italia è stato quasi pari a 860 mila tonnellate.

Dei 50 impianti accreditati, 15 sono situati sul territorio nazionale, mentre i restanti si distribuiscono sul territorio europeo come mostrato nella figura successiva.

VERIFICHE DOCUMENTALI E IN LOCOil GSE, per conto del Ministero dello Sviluppo Economico, effettua le pre-verifiche documentali riguardo alle autodichiarazioni e alla sostenibilità dei biocarburanti im-messi in consumo, anche mediante l’esame degli attestati di conformità aziendali e dei certificati di sostenibilità. in quanto membro del Comitato tecnico consultivo bio-carburanti, il GSE partecipa, inoltre, alle verifiche di approfondimento in loco presso gli operatori interessati al fine di appurare la veridicità e la correttezza delle autodi-chiarazioni annuali.

in tale ambito, nel 2013 sono stati effettuati 5 sopralluoghi presso altrettanti opera-tori, che hanno dato origine a integrazioni documentali e rettifiche, principalmente in merito a:

◦ certificazione di sostenibilità incomplete;

◦ errori materiali in fase di autodichiarazione;

◦ incongruenza dei dati dichiarati a seguito di riscontri con il Ministero dello Sviluppo Economico e/o l’iSpRA (istituto Superiore per la protezione e la Ricerca Ambientale).

DATI 2013Nel 2014, 55 soggetti obbligati[4] hanno effettuato le autodichiarazioni riguardanti i bio-carburanti e i carburanti fossili immessi in consumo nel corso dell’anno precedente.

inoltre, a partire dal 1º gennaio 2014, il GSE è subentrato all’iSpRA nella raccolta infor-matica dei dati relativi al GpL e Metano immessi in consumo. Sono stati 41 i fornitori di GpL e metano che quest’anno hanno effettuato le proprie autodichiarazioni.

[1] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera a del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.[2] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera b del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.[3] La capacità produttiva non rappresenta il quantitativo di biocarburante realmente prodotto, ma il quantitativo

massimo producibile.[4] Rispetto al 2013, il numero dei Soggetti obbligati che hanno effettuato l’autodichiarazione è diminuito per via di

una fusione tra due società.

Germania LettoniaSpagna UngheriaBelgioItalia AustriaFrancia DanimarcaPaesi Bassi Slovacchia

Figura 7-54 NAZIONALITÀ IMPIANTI ACCREDITATI NEL 2013

15

12

9

6

3

0

15

5

1

9

1 1

10

2 1

4

1



Di seguito sono riportati i principali dati emersi a seguito delle istruttorie documentali effettuate dal GSE.

CARBURANTI E BIOCARBURANTI IMMESSI IN CONSUMODalle autodichiarazioni effettuate a inizio 2014[5], relative alle immissioni del 2013, emerge una riduzione dei carburanti e dei biocarburanti immessi in consumo rispetto all’anno pre-cedente: sono stati, infatti, immessi circa 13 milioni di Gcal di biocarburanti, corrispondenti a quasi il 3,8% del contenuto energetico del fossile immesso nel 2012, pari a oltre 336 milioni di Gcal, di cui circa 250 milioni di Gcal di gasolio e oltre 86 milioni di Gcal di benzina.

ACCREDITAMENTO DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI PREMIALINel 2014 sono risultati accreditati 60 impianti per la produzione di biocarburanti da filiera europea[6], dei quali 7 sono anche produttori accreditati di biocarburanti da im-mettere al di fuori della normale rete di distribuzione e miscelati al 25% con carburanti fossili (destinati a flotte speciali)[7]. Di questi, inoltre:

◦ 50 sono appartenenti alla lista di quelli accreditati nel 2013[8], in virtù della nota esplicativa del Ministero dello Sviluppo Economico, che ha stabilito la validità dell’accreditamento per l’intero 2014;

◦ 10 hanno effettuato un’istanza di accreditamento ex novo per il 2014.

La capacità produttiva annua[9] totale dei citati impianti è di circa 11.710.000 tonnellate. Gli stessi si distribuiscono sul territorio comunitario come mostrato nella figura seguente.

[5] Dati suscettibili di variazioni a seguito di verifiche e sopralluoghi presso gli operatori.[6] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera a del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.[7] Biocarburanti di cui all’art. 1, comma 1 lettera b del D.M. MiSE del 14 febbraio 2013.[8] per uno dei 50 impianti di produzione già accreditati nel 2013 è stata effettuata una voltura.[9] La capacità produttiva non rappresenta il quantitativo di biocarburante realmente prodotto, ma il quantitativo

massimo producibile.

Figura 7-55 TIPOLOGIE DI BIOCARBURANTI SOSTENIBILI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2013 (Gcal)

Biodiesel11.771.331 (91,67%)


EtBE924.711 (7,20%)


olio vegetale puro16.041 (0,12%)

91,67

7,20

0,900,11 0,12

Germania LettoniaSpagna UngheriaBelgio PortogalloItalia AustriaFrancia DanimarcaPaesi Bassi Slovacchia

Figura 7-56 NAZIONALITÀ IMPIANTI ACCREDITATI NEL 2014

15

12

9

6

3

0

15

5

1

9

2 1

14

2 1

8

1 1

108


Rispetto al 2013, è rimasto invariato il numero di impianti italiani accreditati, mentre è aumentato il numero degli impianti tedeschi (passato da 10 a 14), spagnoli (da 4 a 8) e austriaci (da 1 a 2), con l’aggiunta di un impianto portoghese.

EMISSIONI DI CO2in ottemperanza a quanto previsto dalla Direttiva 2009/30/CE, il Decreto Legislativo n. 55 del 31 marzo 2011 ha stabilito che i soggetti tenuti al pagamento dell’accisa sui carbu-ranti per autotrazione devono ridurre, entro il 2020, le emissioni di Co2 di almeno il 6% rispetto al valore di riferimento stabilito dalla Direttiva stessa.

Al fine di monitorare l’andamento delle emissioni, il citato decreto ha stabilito altresì che gli stessi operatori trasmettano annualmente al Ministero dell’Ambiente e della tutela del territorio e del Mare, per il tramite dell’iSpRA, una relazione obbligatoria con valore di autocertificazione, contenente i quantitativi di carburanti e biocarburanti immessi in consumo nell’anno di riferimento e le relative emissioni di gas serra (Co2). il legislatore ha altresì previsto l’irrogazione di ingenti sanzioni per coloro che non effettuano le au-tocertificazioni secondo le modalità di legge.

Nell’ottica di semplificare gli adempimenti a carico degli operatori, a partire dal 1º gennaio 2014 il GSE è subentrato all’iSpRA nella raccolta informatica di dette autocertificazioni e dei relativi dati, attuando così il raccordo dei flussi informativi previsto dal Decreto Legislativo 28 del 3 marzo 2011.

Al riguardo, dalle autodichiarazioni presentate a inizio 2014 è emerso che:

◦ 41 società fornitrici di soli GpL e Metano hanno dichiarato l’immissione a consun-tivo nel 2013 di oltre 990 mila tonnellate di GpL e di circa 557 milioni di Smc di metano, per un totale di quasi 5 milioni di tonnellate di Co2eq emesse;

◦ 55 soggetti obbligati hanno dichiarato di aver immesso in consumo oltre 1 milione e 400 mila tonnellate di biocarburanti e circa 32 milioni di tonnellate di carburanti fossili, per un totale di quasi 117 milioni di tonnellate di Co2eq, di cui oltre 2 milioni di tonnellate riferite ai biocarburanti e circa 115 milioni di tonnellate riferite ai carburanti fossili.

i dati di dettaglio delle suddette dichiarazioni sono stati comunicati dal GSE all’iSpRA per le valutazioni e le verifiche di competenza da parte dell’istituto stesso.

Nella figura sottostante sono riportati i valori delle emissioni di gas a effetto serra (Co2) relative ai carburanti fossili, divisi per tipologia, immessi in consumo nel 2013.

Figura 7-57 EMISSIONI DI CO2 (TONNELLATE E PERCENTUALI) RELATIVE AI CARBURANTI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2013

GpL (2,81%)

Metano (1,36%)

Benzina (24,41%)

Gasolio (71,42%)

2,81 24,41

1,36

71,42



Nella figura seguente sono riportati i valori delle emissioni di gas a effetto serra (Co2) relative ai biocarburanti, divisi per tipologia, immessi in consumo nel 2013.

Di seguito sono riportati i valori medi, ponderati sulle quantità dei biocarburanti immessi, dei fattori di intensità delle emissioni di gas ad effetto serra (Co2), desunti dai certificati di sostenibilità delle partite dichiarate.

SVILUPPI DEL SISTEMA DEI BIOCARBURANTIMODIFICHE AL SISTEMA D’OBBLIGO D’IMMISSIONE IN CONSUMOA partire dal 2015, in virtù del Decreto Legge n. 145 del 23 dicembre 2013, convertito con modificazioni dalla Legge n. 9 del 21 febbraio 2014, il sistema di immissione dei biocarburanti sarà innovato.

Fra le varie novità sarà modificata la modalità di calcolo della quota d’obbligo: la stessa, infatti, non sarà più determinata sui carburanti fossili immessi in consumo nell’anno precedente, ma sull’immesso nel corso dello stesso anno solare.

A partire dall’immesso in consumo 2014, è anche abrogato il limite di utilizzo dei CiC5 (20% dell’obbligo), che saranno quindi utilizzabili al pari delle altre tipologie di certificati. oltre a ciò, a partire dalla data di entrata in vigore della citata Legge (22 febbraio 2014), è stato ampliato il novero delle materie prime utilizzabili per la produzione di biocarbu-ranti double counting, con l’inclusione di ulteriori categorie di grassi animali. La stessa Legge ha previsto che i biocarburanti prodotti a partire da rifiuti e sottoprodotti, di cui all’art.33, comma 5 del D.Lgs. n.28/2011, siano meritevoli della maggiorazione double counting indipendentemente dal paese d’origine della materia prima e da quello di pro-duzione dei biocarburanti.

Figura 7-58 EMISSIONI DI CO2 (TONNELLATE E PERCENTUALI) RELATIVE AI BIOCARBURANTI IMMESSI IN CONSUMO NEL 2013

Biodiesel2.109.388 (92,65%)


EtBE142.568 (6,26%)


olio vegetale puro3.501 (0,15%)

92,65

6,26

0,87 0,150,07

Figura 7-59 VALORI MEDI PONDERATI DEI FATTORI INTENSITÀ EMISSIONI GAS SERRA (GCO2eq/MJ) DEI BIOCARBURANTI

60

50

40

30

20

10

0olio vegetale

puroBiodiesel Bioetanolo EtBEolio vegetale idrotrattato

52

4137

27

43

110


in aggiunta, il medesimo provvedimento ha anticipato il termine della maggiorazione per i biocarburanti cosiddetti premiali al 31 marzo 2014[10]. pertanto, potranno essere consi-derati premiali i soli biocarburanti che, fatte salve le caratteristiche di cui al Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 14 febbraio 2013, siano stati immessi in consumo entro tale data.

BIOMETANO COME BIOCARBURANTE PER AUTOTRAZIONESulla base del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 5 dicembre 2013, sa-ranno definite le regole operative per riconoscere i Certificati di immissione in Consumo per il biometano utilizzato come biocarburante per autotrazione.

il decreto, tra le altre novità, ha previsto l’aggiunta di nuove materie prime nella lista di quelle utilizzabili per la produzione di biometano meritevole di double counting: si tratta, nello specifico, delle materie prime riportate nelle tabelle 1.A e 1.B del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 6 luglio 2012, la cui finalità è quella di sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

[10] Al fine di tener conto dei contratti di fornitura della materia prima, ovvero del prodotto finito, legittimamente sot-toscritti prima del 22/02/2014, data di entrata in vigore della Legge 9/2014, il MiSE, tramite nota esplicativa del 27/02/2014, ha prorogato il termine al 30 giugno 2014, data stimata come congrua per lo smaltimento delle scorte di magazzino.

vERiFiCHE E iSpEZioNi SUGLi iMpiANtiRapporto Attività 2013

8


il GSE effettua, secondo criteri di trasparenza, affidabilità e non discriminazione, controlli documentali e verifiche mediante sopralluogo sugli impianti in esercizio e in costruzione, al fine di accertare la sussistenza o la permanenza dei requisiti previsti per le varie forme di incentivazione.

Di seguito sono elencate le attività di controllo svolte dal GSE nell’anno 2013 e i principali riferimenti normativi in vigore:

◦ verifiche sugli impianti fotovoltaici ai sensi dei D.M. 28/7/2005, D.M. 6/2/2006, D.M. 19/2/2007 e Legge 129/2010, D.M. 6/8/2010, D.M. 5/5/2011 e D.M. 5/7/2012;

◦ verifiche sugli impianti alimentati da fonti rinnovabili ai sensi dei D.M. 11/11/1999, D.M. 24/10/2005, D.M. 18/12/2008 (iAFR) e del D.M. 6/7/2012 (FER);

◦ verifiche sugli impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento (CHp+tLR) ai sensi del D.M. 24/10/2005 e della “procedura di Qualificazione GSE degli im-pianti alimentati a idrogeno, celle a combustibile e di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento” approvata con D.M. del 21/12/2007;

◦ verifiche sugli impianti eolici che hanno chiesto la remunerazione della mancata produzione (MpE) ai sensi della Delibera dell’AEEGSi ARG/elt n.05/10 e s.m.i.;

◦ verifiche sugli impianti ai quali sono stati riconosciuti le garanzie d’origine Go e i certificati RECS e Co-FER ai sensi della Direttiva 2009/28/CE, del D.M. 31/07/2009 e del D.Lgs. 28/2011;

◦ verifiche sugli impianti che operano in regime di cogenerazione ad alto rendimento (CAR) che accedono al meccanismo dei Certificati Bianchi ai sensi del D.M. 5/9/2011;

◦ verifiche in avvalimento per conto dell’AEEGSi, a partire dal 1º Luglio 2010 e fino al 31 dicembre 2015, sugli impianti che accedono ai benefici previsti dal provve-dimento Cip6/92 e sugli impianti di cogenerazione (CHp), svolte ai sensi delle Delibere AEEGSi Gop 42/09, 71/09, 43/10 e 509/2012/E/com.

È di seguito riportata una tabella di sintesi relativa all’attività svolta nel periodo 2001-2011, nel 2012 e nel 2013, al fine di evidenziare l’evoluzione temporale dei controlli ef-fettuati dal GSE.

Complessivamente, in riferimento agli impianti iAFR – MpE – iCoFER – RECS oggetto di controllo nell’anno 2013, circa il 32% dei procedimenti di verifica conclusi al 31 dicembre 2013, ha avuto esito negativo. Quanto invece agli impianti fotovoltaici, sul totale dei procedimenti di verifica conclusi nello stesso periodo, la percentuale degli esiti negativi è stata pari al 5%.

Tabella 8-58 NUMERO E POTENZA DEGLI IMPIANTI CONTROLLATI DAL 2001 AL 2013

TIPOLOGIA 2001-2011 2012 2013

NUMERO DI VERIFICHE

NUMERO DI VERIFICHE

POTENZA (MW) NUMERO DI VERIFICHE

POTENZA (MW)

Fotovoltaico (GSE) 986 582 400 231 248

Fotovoltaico (terzi) 3.092 519 21 2.269 150

Fotovoltaico (gestori di rete) 211 445 463 8 4

IAFR 453 97 2.215 86 629

RECS 19 10 401 1 0

MPE 21 12 287 3 88

ICOFER 0 16 863 9 66

CHP + TLR 45 2 31 2 399

CIP6/92 + CHP 45 35 1.793 27 2.149

CAR - - - 18 27

TOTALE 4.872 1.718 6.474 2.654 3.761

vERiFiCHE E iSpEZioNi SUGLi iMpiANti8

1158 vERiFiCHE E iSpEZioNi SUGLi iMpiANti

verifiche sugli impianti alimentati da fonti rinnovabili


L’esito negativo delle attività di verifica ha comportato in alcuni casi la decadenza dal diritto agli incentivi e in altri il recupero parziale o totale degli incentivi già erogati. Nei casi più gravi il GSE ha applicato le sanzioni previste dagli articoli 23 e 43 del Decreto Legislativo 28/2011.

Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato, con proprio personale, 86 verifiche su impianti iAFR su tutto il territorio italiano. Considerando anche le verifiche effettuate su impianti RECS, per mancata produzione eolica (MpE) e impianti qualificati iCo-FER, il numero totale è stato pari a 99, così ripartito: 86 iAFR, 1 RECS, 3 MpE, 9 Co-FER.

Nelle tabelle successive sono riportati i dati suddivisi per tipologia impiantistica e cate-goria d’intervento.

Come si può notare, l’attività di verifica si è maggiormente concentrata sugli impianti a biogas e in misura minore sugli impianti eolici e idroelettrici. La maggiore incidenza in termini di potenza degli impianti oggetto di verifica è in questo caso data dagli impianti eolici e a seguire degli impianti idroelettrici.

La categoria degli interventi di nuova costruzione è quella per la quale è stato effettuato il maggior numero di verifiche essendo quest’ultima la tipologia di intervento più fre-quentemente realizzata.

8.1 VERIFICHESUGLIIMPIANTIALIMENTATI

DAFONTIRINNOVABILI

Figura 8-60 NUMERO DEGLI IMPIANTI IAFR, RECS, MPE E ICO-FER CONTROLLATI NEL 2013 PER FONTE

25

30

35

40

20

15

10

5

0

idroelettrico Eolico Biogas Biomasse Bioliquidi Rifiuti

2022

38

5

13

1

Figura 8-61 POTENZA DEGLI IMPIANTI IAFR, RECS, MPE E ICO-FER CONTROLLATI NEL 2013 PER FONTE (MW)

idroelettrico Eolico Biogas Biomasse Bioliquidi Rifiuti

250

300

350

400

200

150

100

50

0

193

346

41 37

131

36

75%

100%

50%

25%

0%

Figura 8-62 PERCENTUALE DEGLI IMPIANTI IAFR CONTROLLATI NEL 2013 PER TIPOLOGIA DI INTERVENTO

potenziamento RifacimentoNuova

costruzioneRifacimento

parziale

7%

86%

1%6%

75%

100%

50%

25%

0%

potenziamento RifacimentoNuova

costruzioneRifacimento

parziale

10%

63%

5%

22%

Figura 8-63 PERCENTUALE DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI IAFR CONTROLLATI NEL 2013 PER TIPOLOGIA DI INTERVENTO

116verifiche sugli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento

8 vERiFiCHE E iSpEZioNi SUGLi iMpiANtiRAppoRto Attività 2013

Nell’anno 2013 sono state effettuate 2.508 verifiche sugli impianti fotovoltaici ammessi ai meccanismi di incentivazione in Conto Energia. per tale attività, effettuata su tutto il territorio nazionale, il GSE si è avvalso anche di soggetti terzi, professionisti esterni e so-cietà specializzate (ad oggi la società iCiM S.p.A., aggiudicatrice di una gara ad evidenza pubblica), al fine di incrementare significativamente il numero di verifiche.

Di seguito sono riportate due figure riassuntive dell’attività svolta, recanti sia il numero di verifiche eseguite dal GSE e da iCiM S.p.A., sia la potenza associata a tali verifiche. Dal confronto tra le figure è possibile vedere come alla società iCiM S.p.A. siano state affidate più verifiche, anche se su impianti di media/piccola potenza, mentre il GSE ha concentrato le proprie risorse sugli impianti di media/grande potenza (nel 2013 la potenza media degli impianti fotovoltaici oggetto di controllo da parte del GSE è stata pari a 1,1 MW).

Nel 90% dei casi le verifiche hanno comportato dei sopralluoghi sugli impianti: nel 33% dei casi la verifica ha riguardato impianti fotovoltaici incentivati con il Secondo Conto Energia, nel 2% impianti fotovoltaici incentivati con il terzo Conto Energia, nel 64% impianti fotovoltaici incentivati con il Quarto Conto Energia, nell’1% impianti incentivati con il Quinto Conto Energia.

Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato 2 verifiche sugli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, per una potenza complessiva di 398,6 MW.

il numero limitato delle verifiche effettuato su questa particolare tipologia di impianti dipende sostanzialmente dal fatto che tale segmento riguarda un numero complessivo di circa 100 impianti di cui, negli anni precedenti (2008-2012), sono già stati verificati 47 impianti, individuati fra quelli di maggiore potenza.

Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato 18 verifiche sugli impianti di cogenerazione operanti in regime di cogenerazione ad alto rendimento (CAR), che accedono al meccanismo dei Certificati Bianchi ai sensi del D.M. 5/9/2011, per una potenza complessiva di 27,4 MW.

8.2 VERIFICHESUGLIIMPIANTIFOTOVOLTAICI

INCENTIVATICONILCONTOENERGIA

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

Figura 8-64 NUMERO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI CONTROLLATI NEL 2013

GSE iCiM GDR

2.269

8231

250

200

150

100

50

0

Figura 8-65 POTENZA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI CONTROLLATI NEL 2013 (MW)

GSE iCiM GDR

150

4

248

8.3 VERIFICHESUGLIIMPIANTIDICOGENERAZIONE

ABBINATAALTELERISCALDAMENTO

8.4 VERIFICHESUGLIIMPIANTIDICOGENERAZIONE

ADALTORENDIMENTO

1178 vERiFiCHE E iSpEZioNi SUGLi iMpiANti

verifiche sugli impianti Cip6/92 e sugli impianti di cogenerazione


Nell’anno 2013 il GSE ha effettuato 27 verifiche sugli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, da fonti assimilate alle rinnovabili e sugli impianti di cogenerazione in avvalimento dell’AEEGSi in attuazione della delibera 510/2012/E/eel, per una potenza complessiva di 2.149,3 MW, così suddivisi:

◦ 14 impianti ammessi ai benefici del provvedimento Cip6/92, per una potenza di 249,9 MW;

◦ 10 impianti riconosciuti cogenerativi ai sensi della delibera AEEGSi n. 42/02, per una potenza di 1.457,4 MW;

◦ 3 impianti ammessi ai benefici del provvedimento Cip6/92 e riconosciuti coge-nerativi ai sensi della delibera AEEGSi n. 42/02, per una potenza di 442,0 MW.

8.5 VERIFICHESUGLIIMPIANTICIP6/92

ESUGLIIMPIANTIDICOGENERAZIONE

Figura 8-66 NUMERO DEGLI IMPIANTI CONTROLLATI IN AVVALIMENTO AEEGSI NEL 2013

10

12

14

8

6

4

2

0term.

Biogasterm. Rifiuti

term. Comb. processo

term. Gas Naturale Eolico

8

3

1

13

2

term. Biogas

term. Rifiuti

term. Comb. processo

term. Gas Naturale Eolico

Figura 8-67 POTENZA DEGLI IMPIANTI CONTROLLATI IN AVVALIMENTO AEEGSI NEL 2013 (MW)

1.250

1.500

1.750

1.000

750

500

250

0 10155

288

1.658

38

StoCCAGGio viRtUALE DEL GAS NAtURALERapporto Attività 2013

9


il Decreto Legislativo n. 130 del 13/8/2010 ha introdotto misure finalizzate a rendere il mercato del gas naturale maggiormente concorrenziale, promuovendo l’incontro della domanda di gas naturale dei clienti finali industriali e di loro aggregazioni con l’offerta, e trasferendo ai clienti finali i benefìci derivanti dalla aumentata concorrenzialità.

in particolare, il Decreto ha introdotto specifiche misure per incentivare la realizzazione in italia di 4 miliardi di metri cubi di capacità di stoccaggio addizionale, di cui 3 miliardi destinati a consumatori industriali e 1 miliardo destinato ai produttori termoelettrici. La realizzazione delle nuove infrastrutture o il potenziamento di quelle esistenti, entro e non oltre il 31 marzo 2015, è stata affidata al principale operatore del mercato, ENi S.p.A.

per stimolare la partecipazione di soggetti privati alla realizzazione di questa ulteriore capacità di stoccaggio, è stato predisposto un insieme di strumenti che permettono di anticipare i benefici ottenibili mediante il possesso di una quota di un sito di stoccaggio gas operativo, cioè di poter acquistare il gas al prezzo più basso, stoccarlo e riutilizzarlo nel momento in cui il prezzo sui mercati organizzati è maggiore.

Al GSE è stato attribuito un ruolo centrale nella gestione dei meccanismi e dei servizi per lo stoccaggio virtuale. Nel corso dell’anno 2013 il GSE ha utilizzato 5 applicativi in-formatici predisposti per la gestione dei meccanismi istituiti con il D.Lgs. n. 130/2010: 2 portali informativi per gli operatori (soggetti investitori e stoccatori virtuali), 1 portale per la gestione delle aste telematiche per la selezione degli stoccatori virtuali e 2 applicativi interni per la gestione operativa e amministrativa dei contratti stipulati con gli operatori.

Le disposizioni di maggior interesse pubblicate nel corso dell’anno 2013 sono riportate nella tabella seguente.

SOGGETTI COINVOLTI E SERVIZI EROGATIi soggetti coinvolti nel meccanismo sono:

◦ gli investitori industriali che contribuiscono a finanziare la capacità di stoccaggio e che beneficiano delle misure transitorie finanziarie e fisiche;

◦ gli stoccatori virtuali che forniscono il servizio di stoccaggio virtuale.

La capacità fisica realizzata da ENi aumenta nel corso degli anni, diminuendo al contempo la capacità virtuale non ancora realizzata e sulla quale vengono applicate le misure transitorie.

i soggetti investitori industriali in possesso degli idonei requisiti di consumo di gas, se-lezionati da Stogit con apposita procedura concorsuale, hanno presentato al GSE una richiesta di partecipazione al meccanismo di stoccaggio virtuale che prevede, per tali

Tabella 9-59 PRINCIPALI RIFERIMENTI NORMATIVI IN MERITO ALLO STOCCAGGIO VIRTUALE DEL GAS

DELIBERA AEEGSI TITOLO

33/2013/R/gas Disposizioni per il servizio di stoccaggio virtuale, per l’anno termico dello stoccaggio 2013 – 2014

90/2013/R/gas Ulteriori disposizioni urgenti per il servizio di stoccaggio virtuale, per l’anno termico dello stoccaggio 2013 – 2014

171/2013/R/gas Determinazione a consuntivo del corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A. per l’anno 2012 e approvazione del corrispettivo di acconto per l’anno 2013

261/2013/R/gas Approvazione della documentazione contrattuale della società Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A., relativa al servizio di stoccaggio virtuale

350/2013/R/gas Approvazione dei corrispettivi d’impresa e determinazione dei corrispettivi unici per il servizio di stoccaggio relativi all’anno 2014

641/2013/R/com Aggiornamento della componente tariffaria Cvos dal 1º gennaio 2014

Tabella 9-60 CAPACITÀ FISICA E CAPACITÀ VIRTUALE DI STOCCAGGIO GAS

DELIBERA AEEGSI ANNO 2011 -2012 ANNO 2012-2013 ANNO 2013-2014

Capacità fisica (mld mc) 1,7 2,4 2,6

Capacità virtuale (mld mc) 1,3 0,6 0,4

StoCCAGGio viRtUALE DEL GAS NAtURALE9

1219 StoCCAGGio viRtUALE DEL GAS NAtURALE


soggetti, la possibilità di beneficiare immediatamente delle nuove capacità di stoccaggio, nelle stesse condizioni che si avrebbero con l’effettiva realizzazione di tali opere (misure transitorie). i soggetti selezionati sono stati 34.

il GSE eroga a favore di tali soggetti il servizio di stoccaggio virtuale, articolato in misure transitorie finanziarie e misure transitorie fisiche.

MISURE TRANSITORIE FINANZIARIEper gli anni di stoccaggio 2010-2011 e 2011-2012, il GSE ha erogato dei corrispettivi pari alla differenza di prezzo delle quotazioni del gas naturale nel periodo invernale e quelle nel periodo estivo del medesimo anno termico, applicati sulla quota di capacità di stoc-caggio assegnata e non ancora entrata in esercizio.

L’anticipo dei benefici attraverso le misure transitorie finanziarie comporta la correspon-sione, da parte del GSE verso i soggetti investitori aderenti, di un corrispettivo (FiNt) di-pendente dalla capacità di stoccaggio oggetto delle misure transitorie (CA0), comunicata dai soggetti investitori al momento dell’istanza, e da un corrispettivo unitario (Δtfin), al netto dei corrispettivi per il servizio (CvS e Kt), secondo la formula seguente:

FINt = CA0 × (Δtfin – CVS × 2 – Kt × cvrt)

Nella tabella che segue sono indicati, per gli anni di stoccaggio 2010-2011 e 2011-2012, i valori dei parametri che compaiono nella formula.

Le misure transitorie finanziarie hanno determinato la corresponsione ai soggetti inve-stitori, da parte del GSE, di corrispettivi per 44 milioni di euro relativi al 2010-2011 e per 23 milioni di euro relativi al 2011-2012.

MISURE TRANSITORIE FISICHEA partire dall’anno di stoccaggio 2012-2013, i soggetti investitori industriali possono consegnare il gas in estate e ritirarlo nell’inverno successivo, a fronte di un corrispettivo regolato dall’AEEGSi scontato rispetto alle tariffe di stoccaggio. in questo modo è quindi possibile acquistare il gas nei periodi di maggiore disponibilità e a minor prezzo (prezzo estivo) per poi utilizzarlo nella stagione invernale quando il prezzo è più elevato.

in particolare, le modalità di funzionamento del servizio di stoccaggio virtuale di cui il soggetto investitore industriale si può avvalere – sia sul mercato italiano sia su alcuni mercati esteri – si distinguono in:

◦ consegna fisica del gas al punto di Scambio virtuale (pSv) in estate e ritiro del gas al pSv nell’inverno successivo (pSvq-pSvq);

Tabella 9-61 MISURE TRANSITORIE FINANZIARIE: FORMULA DI DETERMINAZIONE DEL CORRISPETTIVO EROGATO DAL GSE

FINt = CA0 × (Δtfin – CVS × 2 – Kt × cvrt)CA0, CAPACITÀ DI STOCCAGGIO OGGETTO DELLE MISURE TRANSITORIE COMUNICATA DAI SOGGETTI INVESTITORI AL MOMENTO DELLA RICHIESTA DELL’ISTANZA

2010 – 2011 2011 - 2012

Δtfin, definito dalla Del. ARG/gas 40/11 2,47 €/MWh 3,10 €/MWh

CVS, definito dalla Del. ARG/gas 106/11 0,304776 €/MWh 0,304794 €/MWh

Kt, definito dalla Del. ARG/gas 40/11 0,5 0,75

Cvrt, definito dalla Del. ARG/gas 106/11 1,0664028 €/MWh 1,1393496 €/MWh

122

9 StoCCAGGio viRtUALE DEL GAS NAtURALERAppoRto Attività 2013

◦ consegna fisica del gas in estate presso l’hub fisico di Zeebrugge (ZEE) o presso l’hub virtuale di Title Transfer Facility (ttF) e ritiro del gas al pSv nell’inverno suc-cessivo (ZEEq – pSvq ovvero ttFq-pSvq);

◦ riconoscimento di un corrispettivo per un valore equivalente al valore di gas non consegnato fisicamente in uno dei due mercati esteri nel periodo estivo e ritiro del gas al pSv nell’inverno successivo (ZEEeuro – pSvq ovvero ttFeuro–pSvq).

per l’applicazione delle misure transitorie fisiche i soggetti investitori aderenti ricono-scono al GSE un corrispettivo pari alla somma delle seguenti componenti:

◦ corrispettivo di accesso;

◦ corrispettivo di utilizzo;

◦ corrispettivo di trasporto, solo per le modalità che prevedono la consegna su un mercato estero (ttFq – pSvq e ZEEq – pSvq);

◦ corrispettivo di valorizzazione economica, solo per le modalità che non prevedono la consegna del gas (ttFeuro – pSvq e ZEEeuro – pSvq).

per l’erogazione delle misure transitorie fisiche ai soggetti investitori industriali il GSE, con cadenza annuale, si avvale di stoccatori virtuali, ovvero di soggetti abilitati ad ope-rare sui mercati europei del gas e a ritirare il gas in estate per riconsegnarlo nel periodo invernale. il GSE aggrega le richieste dei soggetti investitori industriali aderenti e orga-nizza le procedure concorrenziali per la selezione degli stoccatori virtuali e per la for-nitura del servizio di stoccaggio virtuale ai soggetti richiedenti a prezzi più competitivi.

A valle della selezione degli stoccatori virtuali, il GSE provvede, di anno in anno, ad abbinare questi ultimi con i rispettivi soggetti investitori industriali e a stipulare un con-tratto di natura annuale con gli stoccatori virtuali. L’abbinamento avviene sulla base delle preferenze espresse da parte dei soggetti investitori industriali, minimizzando il numero di combinazioni possibili.

Con riferimento all’anno di stoccaggio 2013-2014, la quantità complessiva da approvvi-gionare per il servizio di stoccaggio virtuale offerto è stata pari alla quantità complessiva richiesta dai soggetti investitori (circa 266 mila MWh) per la modalità ttFeuro – pSvq. Sono stati selezionati 3 stoccatori virtuali, ai fini della fornitura del servizio. il corrispet-tivo corrispondente per il GSE per i servizi erogati è pari a circa 7 milioni di euro.

TARIFFAil fabbisogno del GSE a copertura dei benefici per le misure transitorie, non coperto dai corrispettivi ricevuti per i servizi erogati, viene coperto dalla componente gas Cvos definita dalla Delibera AEEGSi n. 201/11, a valere sulle maggiori imprese di trasporto del gas, che alimenta il “conto oneri stoccaggio” introdotto dalla Delibera dell’Autorità ARG/gas 29/11 e istituito presso la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico.

il valore della componente tariffaria Cvos per l’anno di stoccaggio 2013-2014 è stato aggiornato a 0,095 centesimi di euro/standard metro cubo.

CESSIONE AL MERCATO E ATTIVITÀ DI MONITORAGGIOA partire dall’anno di stoccaggio 2012-2013 e con cadenza annuale, il GSE gestisce e garantisce la cessione al mercato dei servizi e delle prestazioni relative alla capacità di stoccaggio già entrata in esercizio attraverso un’apposita procedura. Relativamente all’anno di stoccaggio 2013-2014, la capacità offerta ammonta a 9,2 milioni di GJ, mentre quella richiesta è stata pari a 12,3 GJ e quella assegnata è stata pari a 2,2 GJ.

Sempre a partire dall’anno di stoccaggio 2012-2013, con cadenza annuale, il GSE veri-fica, attraverso un’apposita attività di monitoraggio, il rispetto dell’obbligo di offerta in

1239 StoCCAGGio viRtUALE DEL GAS NAtURALE


vendita di gas sul mercato in capo ai soggetti investitori industriali attraverso l’accesso, nel periodo invernale, alla piattaforma di negoziazione p-GAS e/o al mercato MGp-GAS, entrambi gestiti dal GME S.p.A. il GSE si coordina, inoltre, con Snam Rete Gas al fine di verificare lo scambio giornaliero di gas tra soggetti investitori industriali e stoccatori virtuali abbinati al punto di Scambio virtuale (pSv). il GSE ha stipulato tre apposite Convenzioni con le parti interessate: Stogit, GME e Snam Rete Gas.

EMiSSioNi DI GAS SERRARapporto Attività 2013

10


il GSE svolge un’attività di monitoraggio sulle politiche europee e internazionali per il controllo delle emissioni di gas ad effetto serra fin dal 2007, quando, con il lancio dell’ambizioso obiettivo del “20-20-20 al 2020”, il Consiglio europeo ha di fatto can-cellato i confini tra le politiche energetiche e climatiche evidenziando la stretta corre-lazione tra le azioni finalizzate alla riduzione dei gas climalteranti e lo sviluppo di fonti rinnovabili ed efficienza energetica.

Nel 2008, il GSE fu coinvolto operativamente nella gestione nazionale del principale strumento regolatorio, speculare al protocollo di Kyoto, di cui l’Unione europea si è dotata per raggiungere i propri obiettivi di riduzione delle emissioni: il sistema eu-ropeo per lo scambio di quote di emissione (cosiddetto EU EtS), che indirettamente costituisce un meccanismo di incentivo alle fonti rinnovabili e all’efficienza energe-tica. in parallelo, fu avviata un’attività di supporto tecnico al Ministero dello Sviluppo Economico nei percorsi negoziali nazionali ed europei volti a definire alcuni aspetti attuativi dell’EU EtS lasciati indeterminati dalla Direttiva europea di riferimento, in particolare il sistema delle aste di quote in vigore dal 2013 e le regole semplificate per i piccoli emettitori.

Nel 2013, con l’entrata in vigore del Decreto Legislativo n. 30/2013 che recepisce in italia la Direttiva 2009/29/CE e le modifiche che essa introduce al Sistema europeo per lo scambio di quote di emissione (EU EtS), il GSE è stato formalmente designato quale responsabile del collocamento delle quote italiane di emissione nel sistema di aste dell’EU EtS (Auctioneer). Questa nuova competenza, in realtà operativa già da fine 2012, si aggiunge al curriculum ormai significativo del GSE sul piano inter-nazionale e costituisce la prima vera esperienza della società come protagonista sui mercati europei collegati all’energia. il conferimento dell’incarico di Auctioneer ha consentito al GSE di ampliare il proprio perimetro d’azione acquisendo un ruolo nell’attuazione degli strumenti regolatori per il controllo delle emissioni di gas serra, in un ambito che potrebbe avere significativi sviluppi in un orizzonte temporale di medio lungo termine.

Le aste sono, infatti, un meccanismo per l’allocazione delle quote agli operatori vincolati dal sistema EtS destinato ad espandersi nel post-2020. infatti, nel proporre un unico obiettivo vincolante espresso in termini di riduzione delle emissioni che traini anche lo sviluppo di efficienza energetica e rinnovabili, la Comunicazione della Commissione 15 (2014) del 22/1/2014 “Quadro per le politiche dell’energia e del clima per il periodo dal 2020 al 2030” riconferma la centralità del sistema e in particolare delle aste al fine del raggiungimento degli obiettivi in materia di clima-energia dell’Unione. Questo ap-proccio trova conferma anche nella proposta di riforma dell’EU EtS che accompagna la Comunicazione. La proposta infatti introduce un meccanismo di flessibilità per rendere l’EtS meno vulnerabile agli shock esogeni ed incentrato sulle aste quale strumento di gestione efficace del sistema, oltre che di assegnazione delle quote.

il Sistema europeo di scambio di quote di emissione (European Union Emissions Trading Scheme – EU EtS) è la principale misura dell’Unione europea in attuazione del protocollo di Kyoto per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori energivori, ovvero nei settori industriali caratterizzati da maggiori emissioni. il Sistema, istituito dalla Direttiva 2003/87/CE e successive modificazioni (Direttiva EtS), trasferisce in

10.1 EMISSIONIDIGASSERRA,ILRUOLODELGSE

10.2 EUETS,COLLOCAMENTOALL’ASTA

DELLEQUOTEDIEMISSIONEITALIANE

EMiSSioNi Di GAS SERRA10

12710 EMiSSioNi Di GAS SERRA

EU EtS, collocamento all’astadelle quote di emissione italiane


Europa a livello di impianti industriali il meccanismo di cap&trade introdotto a livello internazionale dal protocollo di Kyoto.

Dal 2012 il Sistema è stato ampliato agli operatori del settore aereo e, dal 2013, è esteso ulteriormente alle attività di produzione di alluminio, calce viva, acido nitrico, idrogeno, carbonato e bicarbonato di sodio e agli impianti che si occupano della cattura e dello stoccaggio di Co2. il Sistema coinvolge attualmente a livello europeo circa 16.000 operatori, tra impianti termoelettrici, industriali nel campo della produ-zione di energia e della produzione manifatturiera (attività energetiche, produzione e trasformazione dei metalli, cemento, ceramica e laterizi, vetro, carta) ed operatori aerei. per quanto riguarda l’italia, sono oltre 1.458 gli impianti coinvolti, di cui oltre il 60% nei settori manifatturieri, cui si aggiungono una settantina di operatori del settore aereo.

La Direttiva EtS prevede che dal primo gennaio 2005 gli impianti dell’Unione europea con elevati volumi di emissioni non possano operare senza un’autorizzazione a emet-tere gas ad effetto serra. ogni impianto autorizzato deve monitorare annualmente le proprie emissioni e compensarle con quote di emissione europee che possono es-sere comprate e vendute (European Union Allowances – EUA e European Union Aviation Allowances – EUA A, equivalenti a 1 tonnellata di Co2eq).

Dal 2013, come criterio generale, gli Stati membri dell’UE assegnano le quote agli operatori a titolo oneroso attraverso aste pubbliche europee. Le quote sono con-servate nel Registro Unico dell’Unione europea. oltre a censire tutti i passaggi di proprietà delle quote, il Registro è lo strumento attraverso il quale gli operatori compensano annualmente le proprie emissioni restituendo le quote assegnategli a livello europeo.

Le aste si svolgono su una piattaforma centralizzata a livello europeo che nel 2013 ha raccolto le quote di proprietà di 25 su 28 Stati membri, inclusa l’italia, più islanda, Norvegia e Liechtenstein: il 10 settembre 2012 è stata individuata come piattaforma europea centralizzata la European Energy Exchange – EEX. Le quote di proprietà di Germania e Regno Unito sono collocate attraverso due piattaforme nazionali, rispet-tivamente gestite dalla borsa tedesca EEX e dalla borsa britannica iCE Future Europe. L’offerta delle quote origina dagli Stati, mentre la richiesta dei permessi di emissione proviene dai produttori di energia elettrica e dagli impianti che si occupano della cat-tura, del trasporto e dello stoccaggio della Co2 (CCS); questi ultimi devono approvvi-gionarsi di quote all’asta per coprire il proprio fabbisogno di emissioni. i settori mani-fatturieri e l’aviazione ricevono, invece, parte delle quote a titolo gratuito e ricorrono alle aste per la parte rimanente.

10.000

12.000

14.000

16.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

GermaniaEU+EFTA Altri paesiRegnoUnito Italia Francia

Figura 10-68 NUMERO DI IMPIANTI SOTTOPOSTI AD EU ETS NEL 2013 – INCLUSI OPERATORI AEREI

15.932 2.626

1.6831.535

1.5288.560

128EU EtS, collocamento all’astadelle quote di emissione italiane

10 EMiSSioNi Di GAS SERRARAppoRto Attività 2013

il sistema delle aste prevede che per ogni asta i partecipanti presentino le proprie offerte (quantità di quote richieste e prezzo offerto), durante il periodo d’asta indi-cato dalle piattaforme nel calendario e senza conoscere le offerte presentate da altri soggetti. Ciascuna asta ha un unico prezzo di aggiudicazione (clearing price), determi-nato dalla piattaforma che ha bandito l’asta, a prescindere dai prezzi offerti dai sin-goli offerenti.

per mettere all’asta le proprie quote gli Stati membri nominano un responsabile nazionale del collocamento (c.d. Auctioneer). il GSE è formalmente stato designato Auctioneer per conto del Governo italiano sulla piattaforma comune europea, tramite il D.Lgs. n. 13/2013, in vigore dal 5 aprile 2013, che recepisce la Direttiva 29/2009/CE di modifica del Sistema EtS.

Nel corso delle 142 sessioni d’asta tenutesi nel 2013 sulla piattaforma d’Asta Comune transitoria (t-CAp), il GSE ha collocato per l’italia oltre 87 milioni di quote EUA (87.873.000) valevoli per il periodo 2013-2020. tale quantitativo corrisponde al 10,87% degli 808 milioni di quote collocate all’asta complessivamente nel 2013 dagli Stati membri ai sensi di quanto previsto dal Regolamento, che disciplina l’assegnazione delle quote di emissione a titolo oneroso tramite asta agli impianti ricadenti nel campo di applicazione della Direttiva EtS (Regolamento n. 1031/2010 della Commissione del 12 novembre 2010 e successive modificazioni).

Le sessioni d’asta di quote EUA A sono rimaste sospese durante tutto il 2013 a seguito della dichiarazione del Commissario europeo per il clima del 12 novembre 2012 (“Stop the clock for the aviation”) ed in virtù della decisione n. 377/2013/EU del parlamento UE e del Consiglio dell’Unione (c.d. “Stop the clock decision”) che esenta temporaneamente gli operatori che effettuano voli intercontinentali dagli obblighi di compensazione della direttiva EtS.

Complessivamente, nel 2013 l’italia ha ricavato oltre 385 milioni di euro (385.979.650 euro) pari al 18,33% del ricavo totale sulla t-CAp e al 10,87% del totale ricavato dagli Stati membri su tutte le piattaforme. Nel 2013, tali proventi sono rimasti sotto la tem-poranea custodia del GSE al fine del loro trasferimento al Bilancio dello Stato, che sarà attuato in conformità alle norme e agli indirizzi dei Ministri competenti ai sensi del D.Lgs. n. 13/2013, in vigore dal 5 aprile 2013, che recepisce la Direttiva 29/2009/CE di modifica del Sistema EtS.

Tabella 10-62 SUDDIVISIONE DEI RICAVI D'ASTA 2013 TRA STATI MEMBRI

PAESE TOTALE RICAVI € PAESE TOTALE RICAVI € PAESE TOTALE RICAVI % PAESE TOTALE RICAVI %

Germania 791.253.420 Danimarca 56.055.960 Germania 22,28% Danimarca 1,58%

Regno Unito 409.625.940 Austria 55.752.320 Regno Unito 11,54% Austria 1,57%

ITALIA 385.979.650 Bulgaria 52.628.980 ITALIA 10,87% Bulgaria 1,48%

Spagna 346.111.240 Irlanda 41.677.355 Spagna 9,75% Irlanda 1,17%

Polonia 244.021.705 Svezia 35.674.095 Polonia 6,87% Svezia 1,00%

Francia 219.246.740 Ungheria 34.592.340 Francia 6,17% Ungheria 0,97%

Grecia 147.638.220 Lituania 19.978.120 Grecia 4,16% Lituania 0,56%

Olanda 134.237.810 Estonia 18.073.820 Olanda 3,78% Estonia 0,51%

Romania 122.736.875 Slovenia 17.738.695 Romania 3,46% Slovenia 0,50%

Belgio 114.992.255 Lettonia 10.791.975 Belgio 3,24% Lettonia 0,30%

Repubblica Ceca 80.685.660 Lussemburgo 4.973.270 Repubblica Ceca 2,27% Lussemburgo 0,14%

Portogallo 72.782.065 Malta 4.466.015 Portogallo 2,05% Malta 0,13%

Finlandia 66.970.455 Cipro 345.100 Finlandia 1,89% Cipro 0,01%

Slovacchia 61.702.620 Slovacchia 1,74%

TOTale riCaVi € 3.550.732.700 TOTALE RICAVI % 100%

12910 EMiSSioNi Di GAS SERRA

EU EtS, collocamento all’astadelle quote di emissione italiane


Le quote italiane sono state messe all’asta nel 2013 ad un prezzo medio ponderato di 4,39 €, con un picco massimo di 6,35 € registrato nel corso della prima asta dell’anno (8 gennaio) e un picco minimo di 2,65 € registrato il 23 aprile.

per consentire agli operatori di orientarsi più facilmente nel sistema e ricordare che gli operatori italiani hanno uguale diritto di accesso a tutte le piattaforme, il GSE ha predisposto un calendario consolidato relativo alle aste svolte su tutte le piattaforme attive (t-CAp, piattaforma tedesca e piattaforma britannica). il Calendario delle aste è pubblicato e regolarmente aggiornato all’interno di una sezione del sito istituzionale GSE dedicata alle aste e attivata con finalità divulgative verso le istituzioni nazionali e gli operatori italiani soggetti alla Direttiva EtS.

Con le medesime finalità è stato attivato un indirizzo e-mail al quale rivolgere eventuali quesiti e sono state effettuate attività di informazione specifiche su sollecitazione, in particolare, di associazioni di categoria ed enti pubblici di formazione.

Nel corso del 2013 sono inoltre stati pubblicati 3 rapporti che esaminano l’andamento delle aste di quote di emissione italiane in relazione alle aste di quote degli altri paesi dell’Unione europea e al mercato secondario delle quote di emissione, ciascuno cor-redato di un approfondimento su temi di particolare rilevanza al momento della pub-blicazione dei rapporto: regolamentazione dell’accesso alle aste negli Stati membri dell’Unione europea, caratteristiche degli altri meccanismi di emissions trading operativi a livello internazionale, stato e andamenti del mercato internazionale del carbonio.

Tabella 10-63 RIEPILOGO DEI RICAVI DELLE QUOTE DI EMISSIONE ITALIANE MESSE ALL’ASTA NEL 2013 PRESSO LA T-CAP

MESE D’ASTA T0 (ANNO 2013) TOTale 2013


Quantitativo quote asta – EUA (n)

7.668.000 7.668.000 7.668.000 8.307.000 7.029.000 7.668.000 8.946.000 3.514.500 8.307.000 8.307.000 7.668.000 5.122.500 87.873.000

Prezzo medio ponderato(*) (€/tCO2)

€ 5,04 € 4,45 € 4,02 € 3,84 € 3,40 € 4,20 € 4,19 € 4,39 € 5,15 € 4,87 € 4,51 € 4,62 € 4,39

Ricavi d’asta (€) 38.665.890 34.103.430 30.809.245 31.930.830 23.904.990 32.192.820 37.502.910 15.428.655 42.749.100 40.429.530 34.582.680 23.679.570 385.979.650

(*) il valore totale indica il prezzo medio di aggiudicazione ponderato sul quantitativo di quote messe all’asta nel periodo

EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA EUA

Gennaio

7.668.000

38.665.890Ricavi d’asta (€) prezzo medio ponderato

7.668.000

34.103.430

7.668.000

30.809.245

7.668.000

32.192.820

7.668.000

34.582.680

8.307.000

40.429.530

8.307.000

42.749.100

8.307.000

31.930.830

8.946.000

37.502.910

3.514.500

15.428.655

5.122.500

23.679.570

7.029.000

23.904.990

Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre ottobre Novembre Dicembre

Figura 10-69 ANDAMENTO DEI RICAVI DELLE QUOTE DI EMISSIONE ITALIANE 2013 PRESSO LA T-CAP

€ 6,00

€ 4,50€ 4,39

€ 3,00

€ 1,50

€ 0

€ 40 Mln

€ 30 Mln

€ 20 Mln

€ 10 Mln

€ 0

€4,39

€5,15€4,87

€4,51 €4,62

€4,19€4,20

€3,40

€3,84€4,02

€4,45

€5,04

Prezzo medio anno

130Segreteria tecnica del Comitato EtS: piccoli emettitori

10 EMiSSioNi Di GAS SERRARAppoRto Attività 2013

L’attività informativa svolta dal GSE sulle aste abbraccia il quadro normativo europeo e nazionale, le procedure di accesso alle aste, l’andamento generale del sistema d’aste e la principale letteratura di settore, inclusi i principali rapporti degli analisti di settore.

Sin dal 2008, il GSE è parte della Segreteria tecnica del Comitato nazionale per la gestione della Direttiva 2003/87/CE e per il supporto nella gestione delle attività di progetto del protocollo di Kyoto (Comitato EtS). il Comitato EtS è l’organo intermi-nisteriale che assolve alla funzione di autorità nazionale competente per la gestione della Direttiva EtS in italia.

Già dal 2012, l’attività svolta dal GSE nell’ambito della Segreteria tecnica è stata con-centrata in particolare sui cosiddetti “piccoli emettitori”.

L’articolo 27 della Direttiva EtS ha consentito all’italia di esentare dal Sistema EtS, a partire dal 2013, 166 impianti cosiddetti “piccoli emettitori”, ovverosia impianti che, nel periodo 2008-2010, hanno presentato emissioni annue inferiori a 25.000 tCo2eq. e che abbiano, per gli impianti che svolgono attività di combustione, potenza termica nominale inferiore a 35 MW; anche gli ospedali, indipendentemente dai requisiti pre-visti per le altre due tipologie di impianti, sono esentati. Di tali impianti, oltre il 56% appartenente al settore della ceramica e dei laterizi. La restante parte comprende centrali a cogenerazione, impianti termoelettrici, ospedali, centrali per il teleriscalda-mento e raffinerie.

il GSE ha supportato il Comitato EtS nell’elaborazione della proposta di esclusione dei piccoli emettitori dall’ambito della Direttiva e, nel corso del 2013, nella predisposizione della disciplina nazionale ad essi dedicati.

tale disciplina, entrata in vigore nel 2013, prevede che essi non superino livelli di emis-sioni quantificati ex-ante, calcolati sulla base degli stessi benchmark usati per gli im-pianti che ricadono nel campo di applicazione della Direttiva EtS o come riduzione delle emissioni al 2020 del -21% rispetto ai livelli del 2005. in caso di mancato rispetto di tali obblighi, per ciascuna tonnellata di Co2eq. in eccesso rispetto alle emissioni con-sentite, l’impianto “piccolo emettitore” potrà scegliere se restituire un corrispondente numero di quote EUA o corrispondere all’erario un ristoro economico valorizzato sulla base del prezzo delle quote EUA dell’anno precedente. Nel caso in cui l’impianto escluso dovesse emettere più di 25.000 tCo2eq. in uno degli anni del periodo 2013-2020, esso rientrerà automaticamente nel Sistema EtS e in futuro non potrà essere oggetto di ulteriore esclusione dal campo di applicazione della Direttiva EtS.

10.3 SEGRETERIATECNICADELCOMITATOETS:

PICCOLIEMETTITORI

StUDi, StAtiStiCHE E SERVIZI SPECIALISTICIRapporto Attività 2013

11


Nel corso degli ultimi anni il GSE ha destinato un impegno sempre maggiore all’ap-profondimento di studi e analisi inerenti le energie rinnovabili e l’efficienza ener-getica. tale attività è svolta in primo luogo a supporto del Ministero dello Sviluppo Economico, nonché con finalità informative e divulgative, in ottemperanza a quanto stabilito dal D.Lgs. n. 28/2011 e dai successivi decreti attuativi. La vigente normativa ha infatti previsto la pubblicazione da parte del GSE di rapporti annuali su una serie di tematiche, quali ad esempio: costi delle tecnologie, analisi delle politiche energe-tiche internazionali, valutazione degli impatti economici, occupazionali e ambientali dello sviluppo delle rinnovabili e dell’efficienza energetica, procedimenti autorizzativi nazionali e regionali.

Nel 2013, particolare rilievo ha assunto la redazione, a supporto del MiSE ai fini dell’invio alla Commissione Europea, del secondo Progress Report dell’italia in merito allo stato di attuazione delle politiche adottate e dei risultati raggiunti verso l’obiettivo, stabilito dalla Direttiva 2009/28/CE, del 17% di energia da fonti rinnovabili entro il 2020.

L’attività di monitoraggio della normativa energetica regionale ha condotto, nel 2013, alla pubblicazione del primo rapporto sulla regolazione regionale per le fonti rinnovabili. il rapporto è stato presentato nel corso di un evento insieme ai Ministeri e alle Regioni.

Uno degli ambiti di lavoro nel 2013 è stato quello relativo al monitoraggio dei costi di produzione da fonti rinnovabili (LCoE, Levelized Costs of Energy). L’attività è stata prin-cipalmente eseguita a supporto del MiSE, ma nel corso del 2014 troverà anche spazio in apposite pubblicazioni. Le analisi sono state peraltro molto apprezzate a livello inter-nazionale, tanto da essere inserite in pubblicazioni di iEA (International Energy Agency) e iRENA (International Renewable Energy Agency).

Un altro tema strategico impostato già nel 2012 e ulteriormente sviluppato nel 2013 concerne la predisposizione di un sistema di valutazione delle ricadute economiche, industriali e occupazionali connesse alla diffusione delle fonti rinnovabili e alla pro-mozione dell’efficienza energetica sul territorio nazionale. Ciò ha richiesto l’elabora-zione di un’apposita metodologia, per la cui messa a punto sono stati analizzati tutti i principali studi internazionali, con proficue attività di confronto con importanti centri di ricerca e stakeholders del settore, anch’essi impegnati nell’approfondimento del pe-rimetro della cosiddetta green economy. Alcune delle stime effettuate sono state rese note nel corso di una Audizione parlamentare.

il monitoraggio delle ricadute ambientali connesse allo sviluppo delle fonti rinnovabili ha comportato la definizione di un modello per il calcolo delle emissioni evitate (uti-lizzando l’approccio del ciclo di vita). Le stime compiute, per gli anni dal 2009 al 2012, sono state inserite nel Progress Report inviato dall’italia alla Commissione Europea a dicembre 2013.

Uno dei settori presidiati, anche attraverso la partecipazione a gruppi di lavoro in-ternazionali, è stato anche nel 2013 quello relativo all’analisi dei meccanismi di pro-mozione delle energie rinnovabili. i risultati di questo osservatorio internazionale consentono l’elaborazione di rapporti specialistici di approfondimento e confronto, utili per individuare e mettere in luce best practices and lessons learnt, funzionali alle valutazioni propedeutiche alla revisione delle politiche energetiche e della normativa. inoltre, l’analisi delle politiche energetiche internazionali si traduce anche nell’elabo-razione di specifici country report, utili anche per evidenziare interessanti opportunità d’investimento: sono stati pubblicati studi su turchia, tunisia, Corea del Sud, Brasile e Arabia Saudita.

11.1 ELABORAZIONEDISTUDIERAPPORTISPECIALISTICI

StUDi, StAtiStiCHE E SERviZi SpECiALiStiCi11

13511 StUDi, StAtiStiCHE E SERviZi SpECiALiStiCi

Elaborazione di studi e rapporti specialistici


Nel 2013 è stato anche impostato il monitoraggio dei sistemi di certificazione delle filiere delle biomasse e della sostenibilità dei bioliquidi e dei biocarburanti a livello internazionale, tema sul quale il GSE è anche coinvolto in un implementing agreement in ambito iEA.

vale la pena notare che molte della attività citate, tutte previste dalla normativa, si sono rivelate terreno fertile per rafforzare le collaborazioni internazionali (iEA, iRENA, ma anche Commissione europea, ecc.).

Figura 11-70 STUDIO SULLE RICADUTE ECONOMICHE ED OCCUPAZIONALI DELLE FER

StiMA iNvEStiMENti iN NUovi iMpiANti NEL 2012

StiMA RiCADUtE oCCUpAZioNALi tEMpoRANEE NEL 2012

(relative a investimenti in nuovi impianti)

Mln € Mln €/anno

Unità di lavoro annuali

Unità di lavoro annuali

StiMA SpESE Di o&M NEL 2012 SU tUtto iL pARCo FotovoLtAiCo

StiMA RiCADUtE oCCUpAZioNALi pERMANENti NEL 2012

(relative ad o&M su tutto il parco fotovoltaico)

5.000 500

6.000 600

45.000

7.000 700

8.000 800

60.000

4.000 400

30.000

3.000 300

2.000 200

15.000

1.000 100

0 0

0

Fotovoltaico

Fotovoltaico

Fotovoltaico

Fotovoltaico

Eolico

Eolico

Eolico

Eolico

idroelettrico

idroelettrico

idroelettrico

idroelettrico

Biogas

Biogas

Biogas

Biogas

Biomasse solide

Biomasse solide

Biomasse solide

Biomasse solide

Bioliquidi

Bioliquidi

Bioliquidi

Bioliquidi

Geotermo-elettrico

Geotermo-elettrico

10.000

12.000

14.000

16.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

7.460

1.530

350

2.400

530 330

137.000 53.000occupati occupati

760

110

514

390445

32

545

59.491

23.102

5.160

36.013

8.7564.785

14.445

2.252

10.474 10.06410.762

619

6.391

indotti indotti Diretti Diretti indiretti indiretti

Figura 11-71 STUDIO SULL’ANDAMENTO DEI COSTI DI INVESTIMENTO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (COSTO SPECIFICO €/W)

2008 2011

1-3 kW su edificio >1000 kW a terra200-1000 kW a terra20-200 kW su edificio3-20 kW su edificio

2009 20122010 2013 2008 20112009 20122010 2013 2008 20112009 20122010 2013 2008 20112009 20122010 2013 2008 20112009 20122010 2013

1,234,79 3,98 2,783,09 1,711,535,10 5,28 2,853,35 1,751,655,32 4,73 2,953,56 22,215,90 5,44 3,584,22 2,582,766,30 5,89 4,054,66 3,11

0,60,81,51,72,32,80,7

0,7

0,9

0,6

1,5

1,0

2,0

1,0

2,7

1,2

3,13,64,04,1 3,63,7 2,62,8 2,12,2 1,31,5 1,11,3 3,1 2,2 1,8 1,1 0,8

1,61,21,21,3

1,1

1,11,1

0,90,9

0,91,11,2

1,31,3

1,41,4

0,8 0,70,6

0,50,7

1,11,1

1,3

1,8

0,10,2

0,20,30,4

0,20,4

0,5

0,30,40,40,6

0,7

0,70,7

0,3

0,40,5

0,60,6

0,4

0,30,3

0,2 0,20,20,30,4

0,4

0,5

Altro Inverter Moduli

136Le statistiche sulle energie rinnovabili

11 StUDi, StAtiStiCHE E SERviZi SpECiALiStiCiRAppoRto Attività 2013

Negli ultimi anni il GSE ha acquisito un ruolo di primo piano nel campo dell’informazione statistica sulla diffusione delle fonti rinnovabili in italia e, in particolare, nel monitoraggio degli obiettivi di consumo di energia da FER assegnati all’italia dalla Direttiva 2009/28/CE e dal piano di azione nazionale per le energie rinnovabili (pAN).

SETTORE ELETTRICOCon riferimento al settore elettrico, dal 2009 il GSE compartecipa con tERNA alla rile-vazione “Statistica annuale della produzione e del consumo dell’energia elettrica” (codice tER-00001 del programma Statistico Nazionale), che descrive l’evoluzione del settore elettrico italiano sia dal lato dell’offerta (caratteristiche degli impianti di generazione e produzione) sia dal lato della domanda (consumi di elettricità per settore finale di uti-lizzo). il GSE, in particolare, contribuisce alla rilevazione fornendo i dati relativi a tutti gli impianti fotovoltaici e agli impianti fino a 200 kW di potenza alimentati dalle rima-nenti fonti rinnovabili. Naturalmente, l’utilizzo delle informazioni contenute nei registri amministrativi creati dal GSE per i propri compiti istituzionali – erogazione di incentivi, fornitura di servizi energetici, ecc. – assicura un costante miglioramento qualitativo e quantitativo della rilevazione.

i risultati di queste rilevazioni sono diffusi dal GSE attraverso pubblicazioni annuali, di-sponibili sia in forma cartacea sia on line, sul sito istituzionale della società. Nel corso del 2013, in particolare, il GSE ha pubblicato il “Rapporto statistico 2012. impianti a fonti rinnovabili – Settore Elettrico” e il “Rapporto Statistico 2012. Solare fotovoltaico”; il primo documento riguarda il complesso degli impianti di generazione elettrica alimentati da FER in esercizio in italia, mentre il secondo è una monografia specifica sulla fonte solare. È stato inoltre elaborato il rapporto statistico “Energia elettrica nelle Regioni italiane” contenente approfondimenti e dettagli con livello di disaggregazione regionale e provinciale.

La produzione di energia elettrica da FER nel 2013[1] ha superato i 112 tWh (+21% circa rispetto al 2012), arrivando a coprire circa un terzo del consumo interno lordo nazionale (34%), in netta crescita rispetto al 2012 (27%). in soli sei anni il contributo delle FER nella produzione elettrica nazionale è sostanzialmente raddoppiato.

[1] terna, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2013.

11.2 LESTATISTICHESULLEENERGIERINNOVABILI

20022001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Figura 11-72 EVOLUZIONE DELLA PRODUZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI IN ITALIA DAL 2001 AL 2013 (GWh)

Idrica

Geotermica

Bioenergie

Eolica

Solare

19%

13%

15%

5%47%

86%

112.00854.473


Le statistiche sulle energie rinnovabili


Come ampliamento ed evoluzione dei portali Atlasole e Atlavento, negli ultimi mesi del 2013 è stato avviato lo studio di fattibilità del progetto Atlaimpianti. il progetto prevede di georeferenziare tutti gli impianti di produzione elettrica, alimentati da fonti rinnova-bili, sul territorio nazionale e di realizzare un’interoperabilità con le Regioni in materia autorizzativa. Considerata la complessità e la vastità del progetto, nella fase iniziale esso riguarderà i soli impianti incentivati dal GSE; negli anni successivi si verificherà la possi-bilità di estendere il progetto a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili presenti sul territorio nazionale.

Si segnala, infine, che attraverso una casella di posta elettronica dedicata, nel corso del 2013 il GSE ha soddisfatto oltre 300 richieste di informazioni sui dati delle rinnovabili pervenute da università, enti locali, operatori di settore, studiosi e consulenti.

SETTORE TERMICO E SETTORE DEI TRASPORTIDa alcuni anni il GSE è impegnato nella rilevazione dei consumi di energia da fonti rinno-vabili nel settore termico (calore prodotto da impianti alimentati da biomasse, da rifiuti o da risorsa geotermica; pompe di calore; collettori solari termici; ecc.) e nel settore trasporti (immissione in consumo di biocarburanti). Si tratta di settori di impiego delle FER che, pur tradizionalmente meno indagati, dal punto di vista statistico, rispetto a quello elettrico, rivestono comunque un ruolo di grande rilievo in termini energetici ed ambientali.

La rilevazione viene effettuata sulla base di metodologie sviluppate dallo stesso GSE e approvate dal Decreto ministeriale 14/1/2012 del Ministero dello Sviluppo Economico. i risultati della rilevazione condotta nel 2013, relativa all’anno precedente, sono stati comunicati al MiSE, ai sensi dell’art. 3 dello stesso D.M.; contestualmente sono stati impostati forma e contenuti del “Rapporto statistico sui consumi di energia da fonti rinnovabili nei settori termico e trasporti”, che nei prossimi anni affiancherà le altre pubblicazioni statistiche pubblicate dal GSE.

SISTEMA ITALIANO PER IL MONITORAGGIO DELLE ENERGIE RINNOVABILI (SIMERI)il monitoraggio statistico del grado di raggiungimento degli obiettivi di consumo di energia da FER individuati dalla Direttiva 2009/28/CE e dal pAN (intermedi e al 2020, complessivi e settoriali, nazionali e regionali) è un’attività di grande rilievo, la cui respon-sabilità tecnica è affidata al GSE dal Decreto Legislativo 28/2011; è infatti il GSE che, nell’ambito del tradizionale ruolo di supporto al Ministero dello Sviluppo Economico, deve concretamente organizzare e gestire il “sistema nazionale per il monitoraggio stati-stico dello stato di sviluppo delle fonti rinnovabili”, con riferimento ai tre settori elettrico, termico e trasporti.

Questo sistema, sviluppato dal GSE a partire dal 2011, è denominato SiMERi – Sistema italiano per il Monitoraggio delle Energie Rinnovabili. Si tratta di un complesso di me-

Tabella 11-66 EVOLUZIONE DELLA PRODUZIONE DA FONTE RINNOVABILE (GWh)

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Idraulica 41.623 49.137 51.117 45.823 41.875 52.773

Eolica 4.861 6.543 9.126 9.856 13.407 14.897

Solare 193 676 1.906 10.796 18.862 21.589

Geotermica 5.520 5.342 5.376 5.654 5.592 5.659

Bioenergie (*) 5.966 7.557 9.440 10.832 12.487 17.090

TOTALE FER 58.164 69.255 76.964 82.961 92.222 112.008

Cil – CONSuMO iNTerNO lOrDO (GWh) 353.560 333.296 342.933 346.368 340.400 330.043

Fer/Cil (%) 16 21 22 24 27 34

(*) Bionergie: biomasse solide, biogas e bioliquidi

138Le statistiche sulle energie rinnovabili


todi e strumenti informativi per rilevare, con la necessaria affidabilità e continuità, i dati statistici che descrivono l’evoluzione delle fonti rinnovabili di energia in italia, ai fini della verifica dello stato di raggiungimento degli obiettivi vincolanti fissati dalla Direttiva 2009/28/CE. Come specificamente richiesto dalla normativa, il sistema è sviluppato in piena coerenza con le metodologie e le norme stabilite in ambito UE/Eurostat ed è ar-monizzato con l’attuale sistema statistico in materia di energia, operando in continuità e coerenza con esso.

Dal punto di vista della diffusione on line dei dati di monitoraggio rilevati nell’ambito del SiMERi, il GSE ha sviluppato una piattaforma informativa – il “portale” del sistema

– aperta a tutti gli utenti e consultabile attraverso la homepage del sito istituzionale, contenente dati statistici per l’intero settore energetico declinati nei settori elettrico, termico e trasporti.

Dal SiMERi on line è possibile scaricare cruscotti dinamici per navigare nei dati o semplici tabelle Excel, nonché tutti i riferimenti normativi che regolano il monito-raggio dei dati statistici per l’intero settore energetico. inoltre, il portale ha un’area riservata dedicata alle Regioni che permette loro l’accesso a dati disaggregati a li-vello provinciale.

La tabella seguente riporta l’andamento dei consumi di energia da FER nei tre settori di utilizzo delle FER nel periodo 2006-2012 e costituisce un esempio di set di informazioni reperibili nel portale SiMERi. i dati sono ripresi dalla “Relazione sui progressi realizzati nella promozione e nell’uso dell’energia da FER” che l’italia deve trasmettere ogni due anni alla Commissione europea (Progress Report); la quota FER sui consumi finali lordi è calcolata seguendo le procedure indicate da Eurostat per il monitoraggio degli obiettivi definiti dalla Direttiva 2009/28/CE.

Sempre in tema di monitoraggio degli obiettivi, nel 2013 è stata sviluppata la proposta metodologica per il monitoraggio degli obiettivi regionali in materia di consumi finali lordi di energia coperti da FER definiti dal D.M. 15/3/2012 (Decreto “Burden Sharing”); l’approvazione definitiva di questa proposta, al termine della procedura di discussione e condivisione con Regioni e Ministeri, è prevista entro il 2014.

NUOVE ATTIVITÀ IN AMBITO SISTANNel corso del 2013 è stato svolto un importante lavoro ai fini della programmazione delle future attività statistiche nell’ambito del Sistema Statistico Nazionale (SiStAN).

Seguendo i diversi passaggi previsti dalla procedura SiStAN, infatti, il GSE ha proposto l’inserimento di due nuovi lavori statistici nel programma Statistico Nazionale (pSN):

◦ la rilevazione del calore derivato rinnovabile e dell’energia termica prodotta da pompe di calore, collettori solari termici e risorsa geotermica;

◦ l’elaborazione e il monitoraggio statistico degli obiettivi di consumo di fonti rin-novabili (SiMERi).

Tabella 11-67 CONSUMO FINALE LORDO TOTALE E PER SETTORE (Mtep)

SETTORE DI CONSUMO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

FER – Elettricità (Mtep) 4,69 4,72 4,91 5,25 5,77 6,84 7,84

FER – Termico (Mtep) 3,78 3,65 4,02 5,11 6,46 7,22 7,39

FER – Trasporti (Mtep) 0,34 0,32 0,88 1,29 1,57 1,58 1,55

CONSUMI FINALI LORDI (Mtep) 136,94 134,12 132,73 125,82 129,88 127,39 124,06

Quota FER / Consumi finali lordi 6,40% 6,50% 7,40% 9,30% 10,60% 12,30% 13,50%


i servizi specialistici per la pubblica Amministrazione


Entrambi i lavori sono legati all’attività di monitoraggio statistico degli obiettivi nazionali di consumo di energia da FER avviate ai sensi del D.Lgs. 28/2011, art. 40, con particolare riferimento alle grandezze relative ai settori termico e trasporti.

La Legge n. 99/2009 stabilisce che le pubbliche Amministrazioni possono rivolgersi al GSE per la fornitura di servizi specialistici in campo energetico. Con apposito atto di in-dirizzo del 29 ottobre 2009, il Ministro dello Sviluppo Economico ha definito le modalità con cui il GSE può fornire tali servizi:

◦ per le Amministrazioni centrali dello Stato e gli organi costituzionali, il supporto si può concretizzare in consulenza per applicazioni specifiche e interventi presso le loro sedi istituzionali, riguardanti l’efficienza energetica (EE) e le fonti rinnova-bili (FER);

◦ per le Regioni e le province autonome, la consulenza può riguardare gli aspetti informativi dello sviluppo territoriale delle fonti rinnovabili e delle relative forme di incentivazione;

◦ per i Comuni, i servizi possono essere forniti di norma in affiancamento all’ANCi, in conformità a un protocollo d’intesa.

i servizi specialistici in campo energetico possono riguardare i seguenti argomenti:

◦ promozione, diffusione e sviluppo delle fonti rinnovabili e della cogenerazione;

◦ meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonti rin-novabili e da impianti cogenerativi, incluse le modalità e le condizioni di accesso agli stessi;

◦ efficienza energetica, in particolare tramite il ricorso alle fonti energe-tiche rinnovabili.

L’azione di supporto del GSE alla pA si articola in attività specialistiche di ingegneria energetica, definite da protocolli d’intesa e convenzioni, e in azioni informative e for-mative volte a diffondere una cultura dell’energia compatibile con le esigenze dell’am-biente ed a trasmettere conoscenze specifiche sui meccanismi di incentivazione, sulle tecnologie di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e di Cogenerazione ad Alto Rendimento.

inoltre nel 2013, a sostegno dell’attuazione della Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, sono state eseguite le seguenti attività:

◦ attività finalizzate alla valorizzazione della gestione energetica degli edifici del GSE, anche in chiave di diffusione di buone pratiche;

◦ analisi sullo scenario di attuazione delle nuove norme UE in materia di riqualifica-zione energetica degli edifici della pA, sugli strumenti di intervento già disponibili e sul ruolo degli attori presenti in questo ambito;

◦ ricognizione funzionale ad inquadrare, sotto il profilo normativo e tecnico, il tema della riqualificazione energetica degli edifici vincolati, inclusa una raccolta di casi di interventi di efficienza energetica e/o fonti rinnovabili già realizzati in edifici storici vincolati, pubblici, in italia;

◦ impostazione delle attività di informazione per la promozione della riqualificazione energetica degli edifici della pA tramite la diffusione di buone pratiche in termini di interventi, diagnosi energetiche e contrattualistica.

11.3 ISERVIZISPECIALISTICI

PERLAPUBBLICAAMMINISTRAZIONE

140i servizi specialistici per la pubblica Amministrazione


SUPPORTO ALLA PA CENTRALENel 2013 è stata fornita consulenza sui temi della produzione di energia elettrica e ter-mica da rinnovabili, della cogenerazione e dell’efficienza energetica, anche per l’indivi-duazione delle migliori soluzioni tecnico-economiche e contrattuali e per la redazione di avvisi pubblici riguardanti la realizzazione di interventi e impianti. in particolare:

◦ con la convenzione stipulata tra il GSE e il Senato della Repubblica italiana è stato fornito supporto per la definizione delle esigenze specifiche in merito alla realiz-zazione, su immobili di proprietà, di interventi di efficienza energetica e di impianti alimentati a FER (principalmente utilizzanti la tecnologia fotovoltaica), compresa l’analisi tecnico-commerciale e il supporto nella fase di predisposizione della docu-mentazione di gara e contrattuale; sono stati inoltre definiti i contenuti per la pre-disposizione di documentazione informativa, per uso interno all’Amministrazione, in tema di efficienza e sostenibilità energetica negli edifici pubblici di proprietà;

◦ nell’ambito del programma operativo interregionale “Energie rinnovabili e ri-sparmio energetico” 2007-2013[2] (poi Energia), è stato supportato il Ministero dello Sviluppo Economico mediante la partecipazione a commissioni tecniche per la valutazione delle istanze presentate ai sensi degli avvisi pubblici per il finanzia-mento di progetti per la produzione di energia da fonti rinnovabili su edifici pub-blici (bando maggio 2010, bando “progetti esemplari”, bando “progetto JUStiCE”);

◦ con la convenzione stipulata tra il GSE e il Ministero degli Affari Esteri, è stato fornito supporto specialistico per l’analisi preliminare di alcune opportunità per la realizzazione, presso sedi estere (Ambasciate e Consolati), di interventi di effi-cienza energetica e di produzione di energia elettrica da FER;

◦ alla fine del 2013 sono state avviate le attività relative alle convenzioni con la presidenza della Repubblica, Agenzia del Demanio e Coni Servizi S.p.A.

SUPPORTO ALLE ALTRE PAAlle pubbliche Amministrazioni territoriali (Regioni e province Autonome e grandi Comuni) sono stati erogati corsi di formazione sui temi dello sviluppo delle energie rin-novabili, della cogenerazione e dell’efficienza energetica, in base alle modalità definite dall’atto di indirizzo del MiSE del 29 ottobre 2009 e dal D.Lgs. n. 28/2011. oltre a for-nire le necessarie informazioni, anche di dettaglio, sulle fonti rinnovabili e sui relativi meccanismi di incentivazione, le giornate hanno consentito la presentazione di tutte le attività svolte dal GSE, con particolare riferimento a quelle definite dal D.Lgs. n. 28/2011, che promuove tra l’altro le collaborazioni tra amministrazioni finalizzate allo scambio di informazioni, dati e buone pratiche per l’attuazione delle politiche nazionali in tema di rinnovabili ed efficienza energetica.

È stata inoltre fornita consulenza in merito alla realizzazione di impianti alimentati a fonti rinnovabili, principalmente fotovoltaici, supportando le Amministrazioni nell’analisi dei consumi energetici dei propri edifici, nell’identificazione delle criticità sotto il profilo energetico e nella valutazione tecnico-economica preliminare degli interventi.

[2] il poi Energia è un programma di sostegno, finanziato da fondi comunitari e nazionali, per le Regioni italiane obiettivo “Convergenza”, concertato tra il Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE), il Ministero dell’Ambien-te (MAttM), le Regioni obiettivo “Convergenza” ed un nutrito partenariato economico e sociale. obiettivo del programma è quello di aumentare la quota di energia consumata proveniente da fonti rinnovabili e migliorare l’efficienza energetica, promuovendo le opportunità di sviluppo locale, integrando il sistema di incentivi messo a disposizione dalla politica ordinaria, valorizzando i collegamenti tra produzione di energie rinnovabili, efficienta-mento e tessuto sociale ed economico dei territori in cui esse si realizzano.

ATTIVITÀ INTERNAZIONALI E Di SoStEGNo ALLA FiLiERARapporto Attività 2013

12


Se il 2013 può essere considerato un anno particolarmente significativo per il dibattito sulle politiche energetiche europee, lo è stato di conseguenza anche per le attività internazionali condotte dal GSE, declinate principalmente nella partecipazione ad orga-nizzazioni intergovernative ed associazioni internazionali volontarie, e nel lavoro svolto nell’ambito di progetti finanziati dalla Commissione europea.

Le attività sono state accompagnate da un’attenta osservazione del dibattito internazio-nale sui temi dell’energia, del clima e della sostenibilità e da un costante monitoraggio della legislazione dell’Unione europea di settore (in particolare mercato interno dell’e-nergia, fonti rinnovabili, efficienza energetica e clima) al fine di individuare novità di interesse, anche sotto il profilo interpretativo, con potenziale impatto sulle attività del GSE e sulle politiche energetiche nazionali.

L’attività internazionale si svolge in costante dialogo con il Ministero dello Sviluppo Economico che frequentemente la indirizza o, più in generale, si avvale del GSE come strumento tecnico operativo per la realizzazione e/o la partecipazione ad iniziative in-tergovernative, nonché per il presidio dei principali fora di discussione internazionali e nell’ambito dell’Unione europea, sul clima e sulla sostenibilità energetica, che possano avere impatti sulle scelte di politica energetica nazionali.

Nel corso del 2013, si è consolidata la partecipazione del GSE ai lavori delle principali organizzazioni intergovernative di settore quali l’International Energy Agency (iEA)[1] e l’International Renewable Energy Agency (iRENA)[2].

È proseguito l’impegno del GSE nell’ambito del Working Party on Renewable Energy Technology (cd. REWp) della iEA, piattaforma di dialogo tra i governi dei paesi membri dell’Agenzia su aspetti rilevanti per lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili e la loro integrazione nel mercato energetico. Nel 2013 da questa partecipazione è nata l’idea di portare avanti un’analisi delle politiche di settore condivisa con la Divisione Rinnovabili della iEA e finalizzata ad una prima valutazione tecnica degli impatti del mix di politiche adottate dagli Stati membri europei in attuazione del pacchetto Clima – Energia al 2020.

inoltre, su indicazione del Ministero dello Sviluppo Economico, sono state poste le pre-messe per il coordinamento di un’iniziativa finalizzata all’individuazione e alla divulgazione a livello nazionale dei risultati raggiunti nell’ambito degli Implementing Agreement (iA) tec-nologici di riferimento, ai quali il GSE partecipa in maniera diretta o tramite la propria controllata RSE (iA su fotovoltaico, bioenergie, ocean energy systems, smart grids, ecc.).

Nel 2013, il Ministero degli Affari Esteri, d’intesa con il Ministero dello Sviluppo Economico, ha indicato il GSE quale focal point tecnico nazionale per le attività svolte da iRENA. Ciò ha comportato l’intensificarsi del contributo del GSE ai tavoli di lavoro di iRENA e alle riunioni degli organismi di governance dell’Agenzia. il GSE ha proposto spunti per la definizione del piano di attività dell’Agenzia per il biennio 2014-2015, te-nendo conto della propria esperienza operativa settoriale, delle priorità indicate dalla Strategia Energetica Nazionale (SEN) delle esigenze di espansione verso mercati esteri

[1] L’International Energy Agency (iEA) è un’organizzazione internazionale istituita nel 1974 nel quadro oCSE a seguito della prima crisi petrolifera e avente sede a parigi. L’italia è tra i 16 paesi fondatori dell’Agenzia che ad oggi conta 28 paesi aderenti.

[2] L’International Renewable Energy Agency (iRENA) è un’organizzazione intergovernativa nata nel 2009 con l’obiettivo principale di promuovere e favorire la diffusione delle energie da fonti rinnovabili a livello internazionale e in parti-colare nei paesi in via di sviluppo.

12.1 COLLABORAZIONINELL’AMBITO

DIINIZIATIVEEORGANIZZAZIONI

ATTIVITÀ INTERNAZIONALI E DI SOSTEGNO

ALLA FiLiERA12

14512 Attività iNtERNAZioNALi E Di SoStEGNo ALLA FiLiERA

Collaborazioni nell’ambito di iniziative e organizzazioni


delle imprese italiane riscontrate nell’ambito delle proprie attività istituzionali e dell’i-niziativa Corrente. inoltre ha contribuito alla revisione della pubblicazione di punta dell’Agenzia, REthinking Energy, ed ha fornito supporto tecnico ed analitico per la par-tecipazione dell’italia all’iniziativa REMAP 2030 – A Renewable Energy Roadmap, avviata nel 2012 allo scopo di contribuire agli obiettivi dell’iniziativa Sustainable Energy 4 All lanciata dal Segretario Generale delle Nazioni Unite Ban-Ki Moon. Nel 2013, inoltre, il GSE ha avviato ufficialmente l’adesione alla iRENA Costing Alliance, iniziativa avente quale obiettivo principale la raccolta di dati sui costi e le prestazioni delle tecnologie rinnovabili e ha ottenuto la nomina (confermata a inizio 2014) di un proprio funzionario come rappresentante dell’italia nel team di esperti internazionali individuato da iRENA per la valutazione tecnica di progetti finanziati dall’Abu Dhabi Fund for Development.

Nel corso dell’anno è stata data continuità anche alle attività focalizzate sull’area me-diterranea, strategica per il sistema energetico nazionale soprattutto a valle dell’appro-vazione della Strategia Energetica Nazionale. Ciò in particolare attraverso la partecipa-zione al lavoro di associazioni volontarie quali l’Observatoire Méditerranéen de l’Energie (oME)[3] e Renewable Energy Solutions for the Mediterranean (RES4MED)[4] ed a quello nell’ambito di iniziative intergovernative, quale è l’Unione per il Mediterraneo[5].

La presenza in ambito oME ha consentito al GSE di monitorare il mercato energetico dei paesi dell’area MENA (Middle East and North Africa) per offrire contributi al dibattito na-zionale rinvigorito dalla SEN sul tema dell’integrazione del mercato energetico europeo con quello dell’area MENA, nonché a supporto delle imprese del progetto Corrente. tale tema nel 2013 è stato particolarmente significativo ed oggetto di ampio dibattito anche in sede europea, in particolare con riferimento ai Meccanismi di Cooperazione identificati dalla Direttiva 2009/28/CE, che prevedono la possibilità di conseguire gli obiettivi nazionali in materia di fonti rinnovabili attraverso progetti comuni realizzati dai paesi UE con uno o più paesi terzi e per i quali a novembre 2013 sono state approvate Linee Guida europee.

RES4MED ha invece offerto al GSE nel corso dell’anno una piattaforma per programmi di formazione sulle tematiche energetiche rivolti anche ai paesi della sponda sud del Mediterraneo, interessante anche al fine di facilitare l’accesso delle imprese italiane alle iniziative locali per lo sviluppo del settore energetico.

Nel 2013 il GSE ha continuato ad essere attivamente presente anche sul fronte dell’As-sociation of Issuing Bodies (AiB)[6], confermando la propria presenza nel General Meeting e nei diversi gruppi di lavoro: Internal Affairs (WGiA), External Affairs (WGEA), Systems (WGS). in virtù del completo allineamento della legislazione italiana alle disposizioni europee in materia di Garanzia di origine (Go) e della conformità, a livello operativo, del sistema italiano allo standard di certificazione EECS, nel corso del 2013 la modalità di adesione del GSE all’associazione si è ampliata includendo, oltre allo schema RECS per

[3] L’Observatoire Méditerranéen de l’Energie (oME) è un’associazione fondata nel 1988 che promuove la cooperazione nell’ambito del bacino del Mediterraneo. Essa vede il coinvolgimento del GSE nel Renewable Energy Committee (REC) e nell’Electricity Commitee.

[4] Renewable Energy Solutions for the Mediterranean (RES4MED) è un’associazione nata con l’obiettivo di promuovere le energie rinnovabili, le infrastrutture elettriche necessarie al loro trasporto e misure di efficienza energetica e in tale ambito conduce approfondimenti di carattere regolatorio nei paesi MENA, al fine di verificarne le opportunità di accesso agli investitori istituzionali.

[5] L’Union for the Mediterranean (UfM) è un partenariato multilaterale che mira ad aumentare il potenziale di integra-zione e coesione tra i paesi dell’area Euro-Mediterranea. Sono coinvolti 43 paesi.

[6] L’Association of Issuing Bodies (AiB) è un’associazione internazionale no-profit, che promuove l’utilizzo del sistema standard di certificazione dell’energia EECS – European Energy Certificate System. L’associazione vede la partecipa-zione di 19 membri rappresentativi di 14 paesi comunitari, oltre a Norvegia, Svizzera e islanda. Fanno parte dell’AiB i soggetti responsabili, a livello nazionale, del rilascio delle Garanzie di origine, con la sola eccezione della Spagna, rappresentata dall’ente responsabile della gestione del sistema RECS. La presenza in AiB di un numero rappre-sentativo di Stati membri dell’Unione Europea e la conformità delle EECS Rules alle disposizioni della Direttiva 28 pone l’associazione in una posizione di primo piano nel contesto europeo sia per offrire uno standard di immediato utilizzo per l’implementazione di un sistema di Garanzie di origine da parte di paesi non ancora in linea in tal senso sia per garantire lo scambio internazionale di certificati in maniera affidabile.

146partecipazione a progetti

12 Attività iNtERNAZioNALi E Di SoStEGNo ALLA FiLiERARAppoRto Attività 2013

cui la società è stata attiva fin dal 2001, anche lo schema Go. in tal modo, si è offerta agli operatori italiani l’opportunità di accedere ad un mercato europeo di tali titoli.

Nel 2013 il GSE ha svolto un’azione particolarmente intensa di supporto al MiSE nell’am-bito del partenariato internazionale per la Cooperazione nell’Efficienza Energetica ipEEC (International Partnership for Energy Efficiency Cooperation), iniziativa che pro-muove l’adozione di misure di efficienza energetica. in particolare, il GSE è membro della task force “ipEEC-WEACt”, che vede come capofila il MiSE e che promuove attività di training rivolto ad alti funzionari preposti all’attuazione delle politiche di efficienza energetica nei paesi emergenti, attraverso l’organizzazione di seminari regionali inter-nazionali e il successivo supporto tramite meccanismi di condivisione via web.

il GSE ha inoltre proseguito le attività di supporto nell’ambito dell’Energy Community Treaty e in particolare nell’ambito della Task Force strategica legata all’identificazione dei progetti di interesse comune (lato generazione e infrastrutture) per l’area del sud est europeo, che nel 2013 ha concluso il suo lavoro.

il 2013 ha inoltre segnato una rinnovata collaborazione nel settore energetico tra italia e paesi dell’America Latina, rilanciata nell’ambito della vi Conferenza ministeriale “italia

– America Latina”, cui il GSE è stato chiamato, da MiSE e MAE, a fornire un contributo tecnico e a coinvolgere le piccole e medie imprese italiane del settore delle rinnovabili e dell’efficienza energetica interessate ai mercati oltreoceano.

L’impegno del GSE in ambito internazionale si traduce anche nell’adesione a diversi pro-getti volti all’approfondimento, allo studio e alla condivisione di esperienze in materia di fonti rinnovabili, efficienza energetica e certificazione del mix energetico.

il progetto comunitario Concerted Action on the implementation of the RES directive (CA-RES), finanziato dalla Commissione europea nell’ambito dell’iEE – Intelligent Energy Europe, si pone come obiettivo principale quello di definire lo stato dell’arte nell’imple-mentazione della Direttiva 28/2009/CE in materia di fonti rinnovabili e far dialogare gli Stati membri (tutti gli Stati membri vi partecipano), in modo da facilitare lo scambio di buone pratiche, la condivisione di interpretazioni normative, esperienze e soluzioni efficaci a problemi comuni, e, in definitiva, il raggiungimento degli obiettivi comunitari. Alle riunioni periodiche partecipano peraltro funzionari della Commissione europea per cui si creano anche le occasioni per un confronto libero e informale su temi di vasto interesse. La prima fase del progetto, della durata di tre anni, si è conclusa a luglio 2013, mese in cui è però partita una seconda fase che vede sempre il GSE partecipare al progetto in qualità di ente delegato dal MiSE per l’italia. La seconda edizione triennale del progetto, attualmente in corso, è articolata su 7 gruppi di lavoro, di cui peraltro uno, molto importante, relativo agli schemi di supporto per l’elettricità prodotta da fonti rin-novabili ma nel quale si discutono anche in generale gli obiettivi europei, è presieduto proprio dall’italia, tramite il GSE, insieme alla Germania.

Nel corso del 2013 il GSE ha anche continuato a svolgere le attività previste nell’am-bito del progetto internazionale “PV Parity”, finanziato anch’esso dall’iEE. obiettivo del progetto è l’identificazione degli strumenti che potrebbero affiancare o sostituire le

12.2 CONTRIBUTOTECNICOALLEINIZIATIVE

INTERGOVERNATIVE DI SETTORE

12.3 PARTECIPAZIONEAPROGETTI


il progetto Corrente


politiche di sostegno in essere per la diffusione e l’integrazione delle fonti rinnovabili in Europa con particolare riferimento al fotovoltaico. Nell’ambito del progetto è stato sviluppato uno strumento di simulazione per il calcolo della competitività del fotovol-taico in un set di paesi selezionati; l’attività principale del GSE si è incentrata sull’analisi dello scenario regolatorio e dell’impatto dei programmi di sostegno sui mercati e sulle reti elettriche e la riflessione su incentivi alternativi a quelli esistenti per la produzione di energia da fonte fotovoltaica importata dai paesi MENA.

in relazione ai temi legati all’applicazione del D.M. 31 luglio 2009 sulla certificazione del mix energetico, il GSE ha ulteriormente rafforzato il proprio impegno in ambito interna-zionale attraverso la partecipazione al progetto RE-DiSS (Reliable Disclosure), finanziato dalla Commissione europea e che, nel corso del 2013, ha dato avvio alla seconda fase (RE-DiSS ii) che si concluderà nel 2015.

Sempre con riferimento a tale ambito di attività, la società è membro del gruppo di la-voro tecnico del CEN/CENELEC dedicato alle “Garanzie d’origine e certificazioni ener-getiche”, con l’obiettivo di definire uno standard di certificazione dell’energia elettrica mediante Garanzie di origine. A seguito della pubblicazione della Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, si è ritenuto opportuno rivalutare alcuni elementi dello stan-dard al fine di rendere coerente lo stesso con le nuove disposizioni legate alla Garanzia di origine per la cogenerazione. Ciò ha comportato uno slittamento nella pubblicazione dello standard, comunque attesa per il 2014.

in coerenza con le attività svolte a livello nazionale, il GSE supporta i Ministeri compe-tenti nel monitoraggio e nella partecipazione a processi negoziali, conferenze e incontri in contesti internazionali in materia di energia, cambiamenti climatici e “low carbon eco-nomy”, con impatto sugli scenari energetici globali e in particolare sullo sviluppo di rinnovabili ed efficienza energetica.

tali attività sono svolte di concerto con il Dipartimento Energia del Ministero dello Sviluppo Economico e in supporto alla Direzione Generale per la Mondializzazione e le Questioni Globali del Ministero degli Affari Esteri.

inoltre, in virtù delle funzioni che ricopre nella gestione nazionale del Sistema europeo per lo scambio dei diritti di emissione di gas serra, il GSE monitora le relative atti-vità di regolazione a livello europeo, che vedono coinvolti Commissione, Consiglio e parlamento europeo e Climate Change Committee.

Corrente è un’iniziativa realizzata nel 2010 dal GSE con il supporto del Ministero dello Sviluppo Economico che aggrega, promuove e valorizza la filiera italiana cleantech con-tribuendo alla creazione di un “Sistema paese italia” delle rinnovabili e dell’efficienza energetica in sinergia con diversi partner istituzionali.

Corrente, oltre ad essere un portale web dedicato alla filiera green italiana (http://corrente.gse.it), è un progetto ad adesione gratuita e volontaria aperto a tutte le imprese italiane, le startup e ai centri di ricerca che desiderano sviluppare e rafforzare la propria competitività tecnologica e commerciale.

12.4 MONITORAGGIODELLEPOLITICHEEUROPEE

EINTERNAZIONALIPERL’ENERGIAEILCLIMA

12.5 ILPROGETTOCORRENTE

http://corrente.gse.it

148il progetto Corrente


Nel 2013 Corrente ha visto crescere notevolmente le proprie iniziative e gli iscritti, con-tando a dicembre 2013 circa 1897 imprese. il trend di crescita positivo è riconducibile alle molteplici attività e servizi proposti agli aderenti nel corso del 2013, che hanno benefi-ciato di una serie di iniziative dedicate quali: avvio di osservatori sui mercati obiettivo; iniziative di informazione e promozione; attività dedicate alle startup cleantech; Europa e finanziamenti comunitari; iniziative di B2B e matchmaking; eventi fieristici; pubblica-zione dei principali bandi di gara settoriali e informazioni sulle opportunità offerte dai mercati nazionali e internazionali.

GLI ADERENTI, IL PORTALE, I SERVIZI INFORMATIVILe aziende iscritte a Corrente rappresentano un fatturato complessivo di oltre 25 mi-liardi di euro e sono espressione di tutte le filiere energetiche di settore: energia solare, eolica, idrica, bioenergie, geotermia, sistemi di accumulo, smart grid e mobilità sosteni-bile. Le imprese, caratterizzate da differenti dimensioni in termini di fatturato, presen-tano un sostanziale equilibrio di rappresentatività fra le piccole e le medie imprese. Si segnala anche l’adesione al network di un cospicuo numero di grandi imprese che hanno consolidato la propria posizione nel settore negli ultimi anni e che ad oggi costituiscono alcuni dei maggiori attori industriali a livello nazionale.

il portale di Corrente (http://corrente.gse.it) è uno strumento di aggregazione delle re-altà imprenditoriali e industriali presenti sul territorio italiano; è una piattaforma a dispo-sizione degli aderenti ai quali offre diversi servizi, tra cui la ricerca avanzata di prodotti e servizi delle imprese aderenti, la pubblicazione di news ed eventi di interesse, nonché la divulgazione di studi di settore, analisi dei trend di mercato e, infine, il supporto dedicato alle iniziative imprenditoriali italiane.

Corrente offre alle imprese aderenti:

◦ News: il portale è aggiornato con notizie, informazioni, eventi, anche suggeriti direttamente dalle imprese aderenti;

◦ Newsletter: la newsletter, inviata agli aderenti ogni quindici giorni, propone una selezione delle principali news su tematiche di interesse relative al mondo delle rinnovabili, le opportunità di internazionalizzazione e le attività sviluppate nell’ambito dei vari gruppi di lavoro;

◦ Ricerca partner tecnologici, finanziari e commerciali: per favorire l’aggregazione e la promozione della filiera italiana presso soggetti terzi, Corrente supporta gli

370 599350 1030650529 1283 1349 1486 1700 1870

Giu 2010 Ago 2010 ott 2010 Dic 2010 Feb 2011 Mar 2011 Mag 2011 Lug 2011 Set 2011 Dic 2011 Dic 2012 Set 2013

2.000

1.600

1.200

400

800

0

Figura 12-73 ANDAMENTO DELLE ADESIONI A CORRENTE

+190%

da marzo 2011

http://corrente.gse.it




aderenti nella ricerca di potenziali partner tecnologici, finanziari e commerciali sia direttamente che attraverso il coinvolgimento dei suoi partner istituzionali.

LE ATTIVITÀ NEL 2013Nel corso del 2013 il progetto Corrente ha contribuito a promuovere la filiera italiana a livello nazionale e internazionale non solo con l’invio di newsletter informative, ma anche attraverso la realizzazione di oltre 30 iniziative dedicate, volte a presentare le opportunità offerte dai mercati esteri. Corrente ha favorito la collaborazione tra pMi e centri di ricerca, creando opportunità e facilitando i contatti per contribuire alla crescita dell’industria italiana delle energie rinnovabili in italia e nel mondo. tutte le attività sono state sviluppate in forte sinergia con diversi partner istituzionali.

Figura 12-74 PANORAMA DELLE PRINCIPALI INIZIATIVE E PARTNER DEL PROGETTO CORRENTE NEL MONDO

# Imprese partecipanti

6

5

4

8

7

9

13

15 14 10

16

11

12

3

2

1

55

60

10

30

40

150

110

4 Missione imprenditoriale e Smart Grid Week ConferenceMiSE, Ambasciata Canada, iCE, Confindustria

Cleantech IPO forum – LondraBorsa italiana, London Stock Exchange

AMERICAEUROPA

Italy-USA Green economy Day New YorkMAE, MiSE, iCECorrente Day: focus Romania

Camera di Commercio italiana in Romania

Infoday nazionali bandi energiaApRE, MiSE

Attività e gruppo lavoro BrasileANIE

Forum sulle energie rinnovabili e l’efficienza energetica in America LatinaMAE

America Latina protagonista del XXI secolo: Incontro e opportunitàIILA

1

3

25

6

Corrente per il SudamericaBanca interamericana di Sviluppo

7

8

9

4

10

35

33

AFRICA

MENAASIA

Gruppo di lavoro Arabia SauditaConfindustria, iCE, MiSE

Osservatorio India ICE-GSE e CEM4iCE, MiSE

World Smart Energy Week 2012 TokyoAmbasciata d’italia in Giappone, iCE

Il Marocco incontra le eccellenze italiane dell’energia solareUNiDo

Corrente Day: focus GiapponeCamera di Commercio italiana in Giappone

15

13 World Future Energy Summit 2012/2013 – EAUAmbasciata d’italia negli EAU, iCE

1410

11

12

OCEANIA

Australia: Infoday opportunità di investimentoCCiM, Consolato australiano

16

30

10

16

50

20



Le iniziative svolte nel corso del 2013, alle quali hanno partecipato oltre 500 imprese, sono di seguito illustrate nel dettaglio, suddivise per area geografica di riferimento o settore di interesse.

AVVIO DI OSSERVATORI ICE-GSE IN INDIA E MEDIO ORIENTECon lo scopo di monitorare, presidiare e diffondere le opportunità di business nei mer-cati emergenti e dare avvio a nuovi investimenti, nel mese di ottobre 2013 sono stati attivati due osservatori presso gli uffici iCE di Nuova Delhi e di Dubai. i due osservatori beneficiano di un Trade Analyst messo a disposizione dal rispettivo ufficio iCE e mirano a perseguire congiuntamente le seguenti attività: fornire alle aziende del settore in-formazioni aggiornate utili per entrare nel mercato di riferimento (normativa, bandi di gara, opportunità R&D) attraverso una newsletter periodica che recepisce le indicazioni delle imprese partecipanti; supportare le stesse imprese nella ricerca di partner locali; organizzare iniziative settoriali congiunte.

INDIAAl fine di coinvolgere attivamente la filiera industriale italiana, recepire le esigenze delle imprese partecipanti, suggerire le azioni prioritarie da implementare nell’ambito del progetto e favorire le occasioni di aggiornamento e partecipazione, il GSE, in sinergia con l’iCE e il Ministero dello Sviluppo Economico, ha aggregato le imprese italiane inte-ressate a partecipare alle iniziative previste dall’osservatorio di Nuova Delhi attraverso la creazione di un gruppo di lavoro (GDL).

per il mercato indiano hanno espresso interesse a prendere parte al relativo GDL 33 aziende italiane, con la realizzazione delle seguenti iniziative settoriali:

◦ incontri del GDL;

◦ partecipazione alla Clean Energy Ministerial IV in india;

◦ missioni dell’Ambasciata d’italia in india e dell’iCE a Nuova Delhi.

EMIRATI ARABI UNITIper recepire le esigenze delle imprese italiane e avviare le attività dell’osservatorio degli Emirati Arabi Uniti (EAU), il GSE ha costituito un GDL dedicato ad aggregare le imprese italiane interessate al mercato emiratino. Diverse le attività dedicate, sviluppate in sinergia con i partner istituzionali:


◦ fiera World Future Energy Summit 2013;

◦ missione di Sistema negli EAU.

Sono attive nel GDL EAU 26 imprese italiane.

ARABIA SAUDITACon lo scopo di esplorare le opportunità offerte dal settore cleantech in Arabia Saudita, dove sono state pubblicate le linee guida del piano energetico nazionale che diverrà operativo a partire dalla seconda metà del 2014, Corrente ha avviato un GDL. Attraverso la raccolta di informazioni sulle 50 imprese interessate al mercato, i loro profili aziendali e i loro desiderata, è stato delineato un percorso congiunto per la realizzazione di azioni sistemiche di supporto nel loro accesso al mercato:


◦ incontro informativo in Arabia Saudita;

◦ fiera Saudi Energy 2013 in Arabia Saudita.




AMERICA LATINA E CARAIBISono state realizzate 4 iniziative settoriali volte a informare le imprese italiane della green economy circa le opportunità offerte dall’America Latina e dai Caraibi. Sono 100 le aziende cleantech italiane coinvolte in attività che spaziano dalle giornate in-formative alla costituzione di un GDL Brasile. in particolare, le attività condotte sono le seguenti:

◦ individuazione di opportunità nei Caraibi per le aziende cleantech italiane;

◦ organizzazione di un seminario sulle opportunità offerte dalle rinnovabili in Brasile e avvio del relativo GDL;

◦ partecipazione al Consiglio di Cooperazione italo-brasiliano;

◦ partecipazione al workshop “L’energia elettrica e le reti di trasmissione come fat-tore di sviluppo sostenibile ed integrazione dell’America Latina”.

AFRICAin occasione della visita in italia dei rappresentanti dell’iFC (International Finance Corporation della World Bank), è stato organizzato – presso la sede del Ministero dello Sviluppo Economico – un incontro informativo sul progetto Lighting Africa, con l’obiettivo di presentarlo agli operatori italiani attivi nei settori degli impianti di illu-minazione a led, dei sistemi di ricarica di dispositivi elettronici, dei sistemi di cottura e dei sistemi di accesso all’energia off-grid. Hanno preso parte all’iniziativa circa 30 imprese italiane.

AREA EUROPA E FINANZIAMENTI COMUNITARISono state realizzate 4 iniziative settoriali volte a informare le imprese italiane della green economy sulle opportunità di finanziamento offerte dalla nuova programmazione europea 2014-2020. Dai bandi di gara alle call for proposals europee fino alle oppor-tunità di finanziamento dedicate alla ricerca e all’innovazione nel settore energetico:

◦ workshop: “verso HoRiZoN 2020: un think tank italiano nel settore cleantech per promuovere la filiera e la ricerca nazionale in Europa”;

◦ bollettino Energia – Europa;

◦ Digital Energy Tour 2013;

◦ attività di Europrogettazione;

◦ “aperitivi dell’innovazione”.

ATTIVITÀ DI FORMAZIONE – MED IMPACT WORKSHOPiniziativa organizzata da GSE e oME – Observatoire Méditerranéen de l’Energie, con lo scopo di presentare agli operatori italiani del settore cleantech il Med-Impact tool, stru-mento sviluppato dall’oME a supporto degli operatori che desiderano investire nel settore solare nell’aria MENA.

AMERICA DEL NORD E ASIAiniziative dedicate a favorire le opportunità di collaborazione tra le imprese italiane delle energie rinnovabili e le controparti provenienti da Canada, Cina, Giappone, indonesia, Singapore e Malesia:

◦ missione di Sistema in indonesia;

◦ fiera Tokyo Renewable Energy 2013 in Giappone;

◦ visita delegazione ministeriale Singapore;

◦ missione imprenditoriale in Malesia e Singapore;

◦ missione imprenditoriale in Canada.



INFO DAYvisto l’alto interesse delle imprese aderenti a Corrente verso lo sviluppo delle rinnovabili in diversi paesi esteri, i relativi sistemi di incentivazione sono stati illustrati nell’ambito di 4 seminari, organizzati in sinergia con i partner istituzionali e le controparti straniere:

◦ “Le opportunità offerte dallo sviluppo delle rinnovabili in turchia”;

◦ “Italy-Malaysia Green Economy Day”;

◦ “i fattori determinanti per gli investimenti in energie rinnovabili in Romania”;

◦ “Le rinnovabili in Australia, opportunità d’investimento”.

Hanno preso parte alle giornate informative circa 200 imprese italiane.

STARTUP CLEANTECH – INIZIATIVA CLEANSTARTCorrente, a seguito delle indicazioni del Ministero dello Sviluppo Economico, ha dedi-cato alle startup del settore energetico iscritte all’apposita sezione speciale del Registro delle imprese come da Decreto “Crescita 2.0”, l’iniziativa Cleanstart, che prevede l’atti-vazione di servizi dedicati a queste nuove realtà imprenditoriali, con l’obiettivo di assi-sterne, valorizzarne e promuoverne lo sviluppo e la visibilità.

tra i nuovi servizi su misura per le startup previsti da Cleanstart sono inclusi: iniziative di formazione finalizzate alla partecipazione ai bandi europei del settore energia; assistenza nell’attività di ricerca di partner tecnologici, finanziari e commerciali; organizzazione di iniziative dedicate al mondo delle startup alla presenza di investitori di venture capital.

ATTIVITÀ iNFoRMAtivERapporto Attività 2013

13


il GSE, con la propria struttura di Contact Center, fornisce agli operatori di settore infor-mazioni sulle modalità di accesso agli incentivi e offre supporto in merito alla gestione delle convenzioni in essere.

Nel corso del 2013 hanno avuto particolare impatto sul Contact Center le richieste rela-tive alle tematiche di seguito riportate.

◦ Meccanismi di incentivazione dell’energia prodotta dalle fonti rinnovabili, con par-ticolare riferimento all’operatività del D.M. 6/7/2012 relativo all’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dal fo-tovoltaico entrati in esercizio dal 1º gennaio 2013 e relativa apertura del portale informatico e registri dedicati.

◦ Meccanismi di incentivazione dell’energia solare fotovoltaica – servizio Ftv: il servizio consiste nel fornire assistenza e supporto nell’espletamento degli adem-pimenti tecnico-procedurali, propedeutici all’accesso agli incentivi per l’energia fo-tovoltaica prodotta. il raggiungimento a giugno 2013 del plafond, pari a 6,7 miliardi di euro, per l’incentivazione degli impianti fotovoltaici (Delibera AEEG 250/13) ha portato al termine delle richieste di incentivo, ad eccezione dei Comuni colpiti dal sisma del maggio 2012.

◦ Riconoscimento della Cogenerazione ad Alto Rendimento, nonché modalità di integrazione dei nuovi impianti nel sistema elettrico – servizio FER-CAR (Delibera AEEGSi n. 312/07). il servizio si sostanzia nel fornire supporto nell’interpretazione applicativa della normativa sulle fonti di energia rinnovabili e sui meccanismi per la qualificazione degli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento.

◦ Ritiro Dedicato dell’energia prodotta da fonti rinnovabili – servizio RiD. il ser-vizio garantisce assistenza ai clienti per l’accesso al regime di Ritiro Dedicato dell’energia.

◦ Meccanismi di accesso al regime di Scambio sul posto – servizio SSp: il servizio informativo interessa i titolari di impianti che intendono compensare il valore as-sociabile all’energia elettrica prodotta e immessa in rete con il valore associabile all’energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione.

◦ Meccanismo di incentivazione con i Certificati verdi.

◦ Meccanismo di incentivazione con i Certificati Bianchi con particolare riferimento all’operatività del D.M. 28/12/2012 relativo al meccanismo di incentivazione tra-mite i Certificati Bianchi, attività gestita fino al 2012 dall’AEEGSi.

◦ Meccanismo di incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinno-vabili ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni legato all’opera-tività del D.M. 28/12/2012.

◦ Sistemi di immissione in consumo dei biocarburanti.

◦ Gestione ed emissione delle Garanzie di origine a seguito della qualifica iGo dell’impianto a fonte rinnovabile.

◦ Assistenza all’utilizzo del nuovo portale per l’accesso agli applicativi informatici, reso disponibile sul sito aziendale per la gestione, da parte dei clienti, dei propri rapporti commerciali con il GSE – servizio Ap.

Nel 2013 il numero di richieste pervenute al Contact Center si è mantenuto stabile ri-spetto ai due anni precedenti, attestandosi poco sopra il milione.

Gli operatori di settore possono contattare il GSE tramite i numeri verdi, le mail, il sito internet, i fax, le fiere e, nel 2013, si è aggiunto il canale Twitter. Complessivamente i due terzi delle richieste giungono via telefono, con una media di arrivi giornalieri di 2.000 telefonate e 1.000 mail.

13.1 ILCONTACTCENTERDELGSE

Attività iNFoRMAtivE13

15713 Attività iNFoRMAtivE

il Contact Center del GSE


60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

40.000

50.000

20.000

30.000

0

10.000

Scambio sul posto

Ritiro Dedicato e to 2008

Servizio Energetici

Efficienza (CB, Ct, CAR)

FER (iAFR, tFo, Cv)

Conto Energia

info GSE e Non pertinenti

Figura 13-75 ANDAMENTO DEI CONTATTI IN ENTRATA PER L’ANNO 2013 PER MESE, CON DETTAGLIO PER SERVIZIO



17.167

8.23215.353

19.228

12.85414.401 1.118

5.892

5.689

6.800

6.76710.251

11.207

393

956

10.837

13.984

2.019

2.196

2.492

2.587

4.134

2.182

1.270

1.520

3.336

3.667

2.778

2.809

1.880

3.934

3.944

350

67.886

61.838

77.725

68.140

62.309

55.457

2.11450.636

43.340

48.373

12.12813.560

10.89810.40910.74310.908 11.0669.681

1.601

1.763

12.878

15.091

35.835

46.196 6.797

4.710

3.692

170

4.108

181

12.523

8.462

1.515

3.630

1543.331

9.715

27.172

18.723

11.764

4.685

887

1.020

1.164

3.381

1.0316.318

7.616

2.750

532

4.371

87.86283.830 101.630105.223 73.727104.209 119.831123.382 85.064 83.812 70.653 53.977

158il Contact Center del GSE

13 Attività iNFoRMAtivERAppoRto Attività 2013

A fronte della diminuzione di richieste di supporto per la presentazione di nuove istanze, vi è una crescita di contatti legati alla gestione delle convenzioni in essere. poco più del 10% delle richieste sono relative a informazioni di carattere generale.

presentazione e valutazione Richiesta

Stipula della Convenzione

Gestione Contratti

pagamenti e Fatturazione

Misure

Sistemi

verifiche e ispezioni

Comunicazioni e Anagrafica Clienti

Figura 13-76 RICHIESTE GESTITE NELL’ANNO 2013, RELATIVE ALLE PRINCIPALI FASI DI PROCESSO, CON DETTAGLIO PER MESE

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

40.000

50.000

20.000

30.000

0

10.000



19.692

14.589

17.320

15.62321.126

15.745

14.234

19.192

8.142

8.407

3.729

3.975

2.739

2.346

3.426

17.030

20.023

23.974

23.708

20.663

21.425

5.578

8.278

14.720

3.281

5.094

38.7997.022

13.3772.036

4.823

36.019

9.135

14.7702.252

6.756

46.194

7.215

11.6862.271

6.256

35.725

9.143

12.311

3.363

4.972

30.285

6.363

11.4661.732

4.752

22.954

3.438

6.882

12.2741.514

3.592

22.704

2.508

9.8342.440

4.490

23.599

5.676

3.334

12.520

2.606

4.394

27.709

7.935

6.573

7.979

7.846

11.4451.137

3.392

25.867

2.888

13.3051.490

4.834

26.840

9.498

12.229

2.139

16.966

2.158

8.935

5.789

6.132

9.5121.124

2.890

17.432

24.378

18.148

87.86283.830 101.630105.223 73.727104.209 119.831123.382 85.064 83.812 70.653 53.978


il Contact Center del GSE


il mese di maggio evidenzia la concomitanza del pagamento dei conguagli annuali per le convenzioni di Scambio sul posto, delle dichiarazioni di consumo per gli impianti fotovol-taici, delle comunicazioni dei Certificati Bianchi in possesso dei produttori, della chiusura del registro del Conto termico, e infine dei registri e delle aste delle FER Elettriche.

Figura 13-77 RICHIESTE GESTITE NELL’ANNO 2013, RELATIVE ALLE PRINCIPALI FASI DI PROCESSO, CON DETTAGLIO PER SERVIZIO

180.000

210.000

240.000

270.000

300.000

330.000

360.000

390.000

120.000

150.000

60.000

90.000

0

30.000

informazioni generali

presentazione e valutazione richiesta

Stipula della convenzione

Gestione contratti Misure pagamenti fatturazione

Sistema verifiche e ispezioni

Comunicazioni e anagrafica clienti

informazioni generali

presentazione e valutazione richiesta

Stipula della convenzione

Gestione contratti Misure pagamenti fatturazione

Sistema verifiche e ispezioni

Comunicazioni e anagrafica clienti

Scambio sul posto

Ritiro Dedicato e to 2008

Servizio Energetici

Efficienza (CB, Ct, CAR)

FER (iAFR, tFo, Cv)

Conto Energia

info GSE e Non pertinenti

96.191

43.9964.131

16.518

219.572

45.914

55.261

24.118

46.184

8.5856.826

10.993

23.400

7.769

4.608189.988

28.155

65.509

17.774

29.865

9.955

27.961

5.179

87.093

155.247 56.17538.298 25.171226.866 353.01190.585 91 147.757

2.018 484

1.660

19

164

3.165

755

79

1

25

935

142

372

997

23

3.235

3.055

91 91

27 15 360

160il Contact Center del GSE


il GSE ha scelto di verificare costantemente la qualità dei servizi erogati adottando, su base volontaria, il modello organizzativo previsto dalla Delibera AEEGSi 139/07 e dalla Norma UNi 11200:2010.

A dicembre 2012 il GSE ha conseguito la certificazione del proprio Contact Center ai sensi della normativa UNi 11200 ed EN 15838 del 2010, che definisce i requisiti dei centri di contatto e si propone di indicare le “migliori pratiche” focalizzate sul cliente per promuovere lo sviluppo di servizi di alta qualità, che siano efficaci nel rispondere alle aspettative del cliente.

L’incremento del numero dei clienti e l’evoluzione della normativa hanno portato ad una razionalizzazione dei processi aziendali volta ad una più efficace interazione all’interno dell’Azienda. A tal fine è stato esteso l’utilizzo del sistema di CRM (customer relationship management), già in uso al Contact Center, ai referenti delle altre unità aziendali per la condivisione della relazione e dei contatti intrattenuti dal GSE con la propria clientela.

Da settembre 2013, sono stati creati dei “poli” all’interno del sistema di CRM, ovvero un gruppo di risorse delle Unità aziendali del GSE dedicate alle gestione delle richieste com-plesse pervenute tramite il Contact Center. Ad oggi i poli sono 50 e le risorse operative sul sistema di CRM sono oltre 150.

i ticket inviati ai poli risultano essere meno del 10% delle richieste gestite, inclusi i ti-cket denominati di “Notifica”, per i quali non è necessaria una risposta all’interlocutore esterno. i ticket ancora aperti sono afferenti a richieste di interpretazione normativa in via di definizione.


2m 20s

1m 40s

2m 00s

1m 00s

1m 20s

20s

40s

Figura 13-78 PARAMETRI DEL SERVIZIO TELEFONICO PREVISTI DALLA DELIBERA AEEGSI 139/07: TEMPO MEDIO DI ATTESA PER LA RISPOSTA DELL’OPERATORE

42s26s 1m 25s1m 36s 1m 22s1m 03s 1m 43s2m 11s 54s 1m 04s 1m 06s 1m 32s


100%

96%

98%

92%

94%

88%

90%

96,4%98% 92,6%91,5% 92,6%94,6% 89,8%88,7% 95,7% 97,3% 97,3% 96%

Figura 13-79 PARAMETRI DEL SERVIZIO TELEFONICO PREVISTI DALLA DELIBERA AEEGSI 139/07: PERCENTUALE DI CHIAMATE RISPOSTE SUL TOTALE DI CHIAMATE IN ATTESA


Le attività di informazione


il GSE svolge una costante attività di informazione e formazione, in particolare per pro-muovere la conoscenza dei diversi meccanismi di sostegno alle energie rinnovabili e all’efficienza energetica. tale impegno è da sempre una delle priorità del GSE e il D.Lgs. 28/2011 ha ulteriormente rafforzato il ruolo e la responsabilità del GSE in questa ot-tica, assegnandogli il compito di rendere disponibili informazioni ad ampio spettro in tema energetico: incentivi disponibili; costi benefici ed efficienza delle apparecchiature; orientamenti che consentano ai progettisti di considerare adeguatamente la combina-zione ottimale di rinnovabili ed efficienza; buone pratiche adottate nelle regioni e nelle provincie per lo sviluppo delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica; proce-dure e procedimenti autorizzativi adottati nelle regioni e nelle province. Lo stesso D.Lgs. 28/2011 prevede peraltro che il GSE, con le modalità previste dalla Legge 99/2009, possa stipulare accordi con le autorità locali e regionali per elaborare programmi d’informa-zione, sensibilizzazione, orientamento o formazione.

Molti sono gli strumenti posti in essere dal GSE per svolgere al meglio le attività di infor-mazione. oltre al Contact Center, le attività di ufficio stampa, il sito web e i canali social istituzionali, la partecipazione a convegni e fiere, le lezioni di approfondimento in scuole e università, le pubblicazioni informative.

L’organizzazione di oltre 50 eventi nel 2013 (dibattiti, incontri con le delegazioni estere e seminari tecnici) ha avuto l’obiettivo di promuovere confronti e approfondimenti sugli argomenti d’interesse aziendale e di consolidare i rapporti con gli interlocutori.

Nel corso del 2013 il GSE ha partecipato alle principali fiere nazionali, considerate un’im-portante possibilità di incontro con gli operatori del settore e con tutti i cittadini inte-ressati: la presenza costante del GSE a questa tipologia di eventi ha costituito un punto d’ascolto e d’informazione di fondamentale importanza per l’utenza e gli addetti ai lavori.

Su indicazione dell’AEEGSi il GSE cura, inoltre, il rapporto con gli stakeholder mediante incontri periodici svolti all’interno del Gruppo di Lavoro “Clienti e Consumatori” (C&C), nato nel 2008 per rispondere alle aspettative dei clienti finali. il gruppo di lavoro è costituito, oltre che dal GSE, dal Ministero dello Sviluppo Economico, dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema idrico e dalle principali associazioni dei consumatori. Nell’arco del 2013 sono stati organizzati 4 incontri che hanno avuto come principale og-getto il Conto termico, i titoli di Efficienza Energetica, la sostenibilità in GSE e il relativo

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Figura 13-80 GESTIONE DEI TICKET INTERNAMENTE AL GSE: TICKET INVIATI IN ESCALATION AI POLI

Settembre ottobre Novembre Dicembre

Notifica

Chiuso

Aperto

867

4.372

3.033

1.243

772

2.879

976

2.513

288 241 169206

13.2 LEATTIVITÀDIINFORMAZIONE

162Le attività di informazione


Bilancio di sostenibilità, tutto al fine non solo di informare, ma di stimolare il confronto e recepire osservazioni.

per quanto concerne le pubblicazioni, il GSE cura un ampio ventaglio di documenti tra i quali l’annuale Rapporto delle Attività, il Bollettino semestrale relativo all’incentiva-zione delle fonti rinnovabili, l’annuale Rapporto sul fotovoltaico, i periodici Rapporti sui dati statistici, il Bilancio di sostenibilità, il Bilancio di esercizio, i Country Report e tutta la serie di guide, rapporti e studi sviluppati in ottemperanza alle previsioni normative. All’inizio del 2014 è stato pubblicato il primo rapporto annuale sul meccanismo dei Certificati Bianchi.

Attraverso il sito web istituzionale il GSE diffonde aggiornamenti, contenuti informativi e documenti legati ai servizi erogati. Nel 2013 il sito web è stato ottimizzato in alcune funzionalità e nei contenuti, al fine di veicolare in modo sempre più efficace informa-zioni e servizi destinati ad utenti differenziati per tipologia ed interessi, nell’ottica di una comunicazione non solo per “addetti ai lavori”. Nella home page del sito sono stati anche implementati i “contatori” che consentono di verificare il numero e la potenza degli impianti incentivati e il costo annuo degli incentivi erogati agli impianti a fonti rinnova-bili diversi dai fotovoltaici (“Contatore FER Elettriche”) e agli impianti fotovoltaici con il Conto Energia (“Contatore Fotovoltaico”) ed i dati aggregati e di sintesi sull’andamento delle aste di quote di emissione italiane nel mercato primario europeo del carbonio (“Contatore Aste Co2”).

il GSE ha colto, inoltre, la grande opportunità offerta dai social media per potenziare la diffusione di contenuti e aggiornamenti sui servizi erogati e rispondere pubblicamente, in tempo reale, alle richieste dei propri stakeholder. il canale Twitter @GSErinnovabili, che ad oggi ha più di 5.000 follower, è utilizzato quotidianamente per diffondere news, aggior-namenti, eventi di settore e rispondere in tempo reale a richieste di informazioni ed as-sistenza. Nel 2013 il servizio ha ricevuto numerosi feedback positivi da parte degli utenti sull’efficacia e la velocità delle risposte erogate. il GSE è presente anche su YouTube per diffondere eventi, progetti istituzionali e tutorial sugli applicativi dell’Area Clienti GSE. Sono stati, inoltre, attivati un canale su Slideshare, per diffondere presentazioni e docu-menti utili agli operatori, e su Issuu, per la diffusione in formato digitale del magazine aziendale “Elementi”.

Finito di stampare nel mese di ottobre 2014

A cura di Divisione Gestione e Coordinamento GeneraleUnità Studi e Statistiche

Si ringraziano tutti i colleghi che hanno collaborato alla realizzazione del presente volume

GESTORE DEI SERVIZI ENERGETICI – GSE S.P.ASocio Unico Ministero dell’Economia e delle Finanze D.Lgs. 79/99

Sede legale in Roma, viale Maresciallo pilsudski, 92 - 00197Capitale sociale 26.000.000,00 Euro (i.v.)R.E.A. di Roma n. 918934Registro imprese di Roma, C.F. e p. ivA n. 05754381001

Pubblicazione fuori commercio.

https://duckduckgo.com/?q=Viale+Maresciallo+Pilsudski+92%2C+Roma

http://www.gse.it/

Gse rapporto attività 2013

Environment

Transcript of Gse rapporto attività 2013