Scheda A Analisi e valutazioni relative al provvedimento Cip n. 6/92, come successivamente modificato e integrato

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1 Scheda A Analisi e valutazioni relative al provvedimento Cip n. 6/92, come successivamente modificato e integrato 1. Schema incentivante di cui al provvedimento Cip n. 6/92 Il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi (di seguito: Cip) 29 aprile 1992, n. 6/92, come modificato e integrato dal decreto del Ministro dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 4 agosto 1994 (di seguito: provvedimento Cip n. 6/92) è un provvedimento attuativo della legge 9 gennaio 1991, n. 9/91 (di seguito: legge n. 9/91), orientata a liberalizzare la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili o assimilate, in deroga quindi alla riserva di legge in capo ad Enel, anche al fine di risolvere il problema della carenza di generazione nei primi anni 9. La legge n. 9/91 prevedeva un particolare regime giuridico per la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate, definendo, in capo a Enel, l obbligo di ritiro dell energia elettrica prodotta e dando mandato al Cip per la determinazione del prezzo di cessione dell energia elettrica prodotta, includendo un corrispettivo aggiuntivo a copertura dei maggiori costi delle diverse tecnologie. Il Cip, con il provvedimento Cip n. 6/92 ha quindi definito i prezzi di cessione secondo il principio del costo evitato, oltre che i corrispettivi aggiuntivi, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate entrati in esercizio dopo il 3 gennaio 1991 da erogare per i primi otto anni di esercizio. I prezzi di cessione sopra richiamati sono costituiti dalle seguenti componenti: - costo evitato di impianto; - costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse; - costo evitato di combustibile; - ulteriore componente. Quest ultima è una componente incentivante correlata ai maggiori costi delle diverse tipologie di impianto e riconosciuta solo per i primi otto anni di esercizio al fine di coprire i maggiori costi di investimento. Il valore unitario di tale componente è mediamente più elevato per le fonti rinnovabili (in particolare per le biomasse) rispetto alle fonti assimilate. Il provvedimento Cip n. 6/92 definisce altresì i criteri di aggiornamento dei suddetti prezzi di cessione, prevedendo, in particolare, che: - il costo evitato di impianto, il costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse e l ulteriore componente siano aggiornati sulla base della variazione dell indice ISTAT dei prezzi al consumo per l intera collettività nazionale registrata nell anno solare precedente; - il costo evitato di combustibile sia aggiornato sulla base della variazione percentuale registrata tra il valore medio del prezzo del gas naturale di tale anno, riferito a forniture continue per centrali termoelettriche a ciclo combinato con consumo superiore a 5 milioni di metri cubi, e quello dell anno precedente, facendo riferimento all accordo Snam/Confindustria; - i prezzi di cessione vengano aggiornati anche a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi o costi aggiuntivi (Titolo II, punto 7bis). Successivamente, il decreto del Ministro dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 24 gennaio 1997 ha definito che l ammissibilità al provvedimento Cip n. 6/92 è limitata: - per quanto riguarda le iniziative delle ex imprese produttrici-distributrici, agli impianti in corso di realizzazione alla data di entrata in vigore del medesimo decreto (22 febbraio 1997); - per quanto riguarda le iniziative di privati (c.d. iniziative prescelte), agli impianti già realizzati, a quelli in corso di realizzazione e alle iniziative e alle proposte presentate all Enel entro il 3 giugno Nel frattempo, l articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, in relazione a quanto previsto dall articolo 2, comma 14, della medesima legge, ha trasferito all Autorità le funzioni in materia di 1

2 energia elettrica e gas attribuite dall articolo 5, comma 2, lettera b), del decreto del Presidente della Repubblica 2 aprile 1994, n. 373, al Ministro dell Industria, del Commercio e dell Artigianato, tra cui quelle attribuite in precedenza al Cip. Con la stessa legge n. 481/95, inoltre, all articolo 3, comma 7, veniva sancita l applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 per tutta la durata del contratto, alle iniziative prescelte, ai fini della stipula delle convenzioni, anche preliminari, con l Enel. Con l avvio della liberalizzazione del settore elettrico in Italia a seguito dell approvazione del decreto legislativo n. 79/99, il GRTN, oggi GSE, è subentrato all Enel nella titolarità dei diritti e degli obblighi relativi all acquisto di energia elettrica prodotta da altri produttori nazionali. Pertanto le convenzioni per la cessione dell energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 vengono attualmente gestite dal GSE alla luce del nuovo quadro regolamentare e nel nuovo scenario del mercato elettrico. In particolare, il GSE ritira commercialmente l energia elettrica ceduta nell ambito di convenzioni ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 fino alla loro scadenza riconoscendo ai produttori i prezzi definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 per le iniziative prescelte (o quelli definiti dalla deliberazione n. 81/99 per gli impianti nella titolarità di ex imprese produttrici distributrici, vds. paragrafo 2). L energia elettrica ritirata viene rivenduta dal GSE sul mercato elettrico, secondo modalità che, ogni anno, vengono definite con decreto del Ministro dello sviluppo economico. La differenza tra ciò che il GSE riconosce ai produttori e i ricavi derivanti dalla rivendita della medesima quantità di energia elettrica sul mercato è coperta dalla componente A3 della tariffa elettrica. Con riferimento all anno 26, l energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 è stata pari a 48,9 TWh (circa il 16% dell intera produzione nazionale), generando costi, sostenuti dai clienti del sistema elettrico tramite la componente tariffaria A3, pari a circa 3,5 miliardi di euro. In termini unitari, il predetto costo del provvedimento Cip n. 6/92, riferito all anno 26, è pari a: - circa 72 /MWh se riferito ad ogni MWh prodotto e in particolare pari a circa 18 /MWh per ogni MWh prodotto da fonti rinnovabili e circa 63 /MWh per ogni MWh prodotto da fonti assimilate; - circa 11 /MWh se riferito ad ogni MWh prelevato dalla rete con obbligo di connessione di terzi (di cui poco più di 3 /MWh riferiti alle fonti rinnovabili). La tabella 1 evidenzia i dati relativi all applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 nell anno 26. Dati relativi all'applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 nell'anno 26 Fonti rinnovabili Fonti assimilate Totale [%] [%] Numero di convenzioni in essere al 31 dic. 26 [Numero] ,1% 53 11,9% 446 Potenza convenzionata al 31 dic. 26 [MW] ,1% ,9% Energia elettrica ritirata [TWh] 9,4 19,2% 39,5 8,8% 48,9 Costi per il ritiro dell'energia elettrica [Miliardi di euro] 1,8 29,% 4,4 71,% 6,2 Ricavi associati alla rivendita dell'energia elettrica [Miliardi di euro] ,7 Impatto sulla componente tariffaria A3 (*) [Miliardi di euro] ,5 (*) La componente tariffaria A3 viene utilizzata prevalentemente per la copertura dei costi generati dal provvedimento Cip n. 6/92. Tale componente incide circa per l'8-9% della tariffa media nazionale al netto delle imposte. Fonte: dati trasmessi dal GSE all'autorità - tabella 1-2

3 In sintesi: a) la produzione Cip 6 è ritirata dal GSE a prezzi (prezzi di cessione) la cui struttura, livello e modalità di aggiornamento sono stati stabiliti dal provvedimento Cip n. 6/92. Tale attività di ritiro costituisce un costo per il sistema; b) il GSE vende al mercato la produzione ritirata con modalità economiche stabilite su base annuale dal MSE. In particolare il decreto 14 dicembre 26, attualmente vigente per l anno 27, ha definito - per il primo trimestre 27 e ha previsto che l Autorità definisca per i trimestri successivi - condizioni di cessione che riflettano il prezzo medio dell energia elettrica come risultante dal sistema delle offerte, mantenendo rispetto a tale prezzo condizioni di approvvigionamento vantaggiose, senza incidere in maniera rilevante sulle tariffe. Tale attività di vendita costituisce un ricavo per il sistema; c) i prezzi di vendita di cui alla lettera b) sono inferiori ai prezzi di cessione di cui alla predente lettera a) (di norma sono anche inferiori alle condizioni di approvvigionamento nel mercato dell energia elettrica) e, quindi, l insieme delle due attività costituisce un costo per il sistema che trova copertura mediante la componente tariffaria A3; d) l operatività della produzione Cip 6 è regolata mediante convenzioni bilaterali tra produttori e GSE concluse sulla base di una convenzione tipo approvata con decreto del Ministero dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 25 settembre Al riguardo l Autorità, con deliberazione n. 138/6, ha già avviato un procedimento seguito da un documento per la consultazione finalizzato a ottimizzare le condizioni di funzionamento degli impianti e a promuovere una gestione di tali impianti coerente con l attuale assetto del sistema elettrico, nel rispetto delle convenzioni di cessione destinata vigenti. Gli effetti economici che si riflettono sui clienti finali per effetto dell operatività dello schema di incentivazione Cip n. 6/92 possono quindi essere controllati agendo sulle citate componenti. 2. Aggiornamento dei prezzi di cessione In forza del predetto articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, l Autorità, con la deliberazione n. 61/98, ha avviato un procedimento per l aggiornamento dei prezzi di ritiro dell energia elettrica inizialmente definiti dal provvedimento Cip n. 6/92. In esito a tale procedimento, con la deliberazione n. 81/99, l Autorità ha aggiornato i prezzi di cessione di cui al provvedimento Cip n. 6/92 unicamente per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate nella titolarità delle ex imprese produttrici distributrici, ritenendo opportuno, per quanto concerne invece le iniziative prescelte (vale a dire per gli impianti di produzione Cip 6 realizzati da privati), richiedere al Consiglio di Stato un parere circa il significato da attribuire alla disposizione di cui all articolo 3, comma 7, secondo periodo, della legge n. 481/95, in base alla quale il provvedimento Cip n. 6/92 deve applicarsi alle iniziative prescelte per tutta la durata del contratto. Nel 1999, il Consiglio di Stato, investito della richiesta di interpretazione dell articolo 3, comma 7, secondo periodo, della legge n. 481/95 ha affermato che, in forza di tale disposizione, le iniziative prescelte sono, per tutta la durata delle relative convenzioni, congelate nella struttura e nel regime dei prezzi incentivanti all epoca fissati con il provvedimento Cip n. 6/92, e quindi poste al riparo dal generale potere di revisione tariffaria riconosciuto all Autorità dal primo periodo dello stesso articolo 3, comma 7, della legge n. 481/95. Pertanto l Autorità non ha potuto aggiornare i prezzi di ritiro dell energia elettrica inizialmente definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 anche per le iniziative prescelte. Con riferimento all aggiornamento del costo evitato di combustibile (CEC), il provvedimento Cip n. 6/92 prevede una regola che, attraverso il rinvio all accordo Snam/Confindustria, ha avuto scadenza il 31 dicembre 26, limitando i suoi effetti per l aggiornamento della medesima componente sino all anno 26 compreso. Pertanto l Autorità, ai sensi dell articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, ha dovuto dar corso ad un aggiornamento della componente costo evitato di 3

4 combustibile a decorrere dall 1 gennaio 27. In particolare, l Autorità, con deliberazione n. 249/6, ha aggiornato la componente costo evitato di combustibile utilizzando il prezzo medio del combustibile convenzionale coerente con l attuale struttura del mercato del gas naturale, tenendo conto delle riforme dell assetto del settore del gas naturale e degli interventi dell Autorità. Ciò al contempo dovrebbe anche consentire un significativo risparmio sul CEC anche per gli anni a venire (stimato pari a 6 milioni di euro l anno per il 27 e il 28). Con riferimento all aggiornamento dei prezzi di cessione a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi o costi aggiuntivi, ai sensi del Titolo II, punto 7bis, del provvedimento Cip n. 6/92, l Autorità intende chiedere un parere al Consiglio di Stato circa l applicazione di tale disposizione normativa nell attuale contesto. Si evidenzia che, ad oggi, le potenziali applicazioni del Titolo II, punto 7bis, del provvedimento Cip n. 6/92 derivano dal fatto che: a) i produttori da fonti assimilate che cedono l energia elettrica al GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 e che sono assoggettati all obbligo di acquisto dei certificati verdi previsto dall articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99 sostengono costi aggiuntivi conseguenti a successive modifiche normative (oneri stimabili in circa 1 milioni di euro l anno); b) la direttiva 23/87/CE prevede che gli impianti che emettono gas serra debbano possedere un permesso all emissione in atmosfera di tali gas. Nel caso in cui il numero delle quote inizialmente assegnate a titolo gratuito risulti inferiore alle necessità, i produttori si trovano a dover sostenere costi aggiuntivi derivanti dall approvvigionamento di quote di emissione sufficienti a coprire tale difetto (oneri stimabili in circa 4 milioni di euro l anno per il periodo e 7 milioni di euro l anno - qualora il Governo italiano dovesse decidere di non assegnare quote di emissione agli impianti Cip n. 6/92 per il periodo ). 3. Situazione evolutiva del ritiro dell energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 Per quanto attiene alla situazione evolutiva del ritiro dell energia Cip 6, è da rilevare che il volume dell energia ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 varia in funzione del numero di impianti con convenzione vigente, della relativa potenza contrattualizzata e della durata delle convenzioni (che, fermo restando il riconoscimento dell ulteriore componente per i primi otto anni di esercizio dell impianto, può arrivare fino a 15 o 2 anni). Sulla base dei dati trasmessi dal GSE, si rileva quanto segue. In termini di quantità di energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 (grafici 1 e 2): - nel 24 è stato raggiunto il valore massimo di energia elettrica ritirata (52 TWh) che è destinato a mantenersi intorno ai 5 TWh fino al 27; - la quantità annua di energia elettrica prodotta da fonti assimilate e ritirata dal GSE risulta costante pari a circa 4 TWh e inizierà a diminuire solo a partire dall anno 28 (36 TWh), rimanendo su livelli superiori a 2 TWh fino al 213 e a 1 TWh fino al 219; - la quantità annua di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e ritirata dal GSE risulta in lieve crescita per effetto delle previsioni di entrata in esercizio di alcuni impianti alimentati da biomasse e rifiuti e inizierà a diminuire significativamente a decorrere dall anno 212. Va evidenziato che questo insieme comprende impianti alimentati da rifiuti che rispettavano la definizione di impianti alimentati da fonti rinnovabili vigente nel 1992 ma che oggi non sarebbero classificabili come tali ai sensi della direttiva 21/77/CE e del decreto legislativo n. 387/3, come modificato dalla legge n. 296/6. L incidenza dell energia elettrica ritirata da fonti rinnovabili sul predetto totale, pari al 19% nel 26, raggiunge un valore circa pari al 25% tra il 29 e il 216 e si riduce al 4% circa dal 217; In termini di numero e potenza degli impianti per i quali si applica il provvedimento Cip n. 6/92 (grafici 3 e 4): 4

5 - gli impianti alimentati da fonti rinnovabili sono molto numerosi e di taglie piccole. Tali impianti, ad eccezione degli impianti geotermoelettrici nella titolarità di Enel Produzione, sono per lo più nella titolarità di piccole società; - gli impianti alimentati da fonti assimilate sono poche decine ma di taglia elevata. Tali impianti sono per lo più nella titolarità del gruppo Edison (circa 2.7 MW nel 26), API (255 MW), ISAB gruppo Erg (57 MW), Sarlux, gruppo Saras (548 MW); - il mix tecnologico delle fonti rinnovabili evidenzia una presenza sempre più rilevante di impianti alimentati da biomasse e rifiuti, il che sconta l assunzione che tutti gli impianti programmati ed autorizzati di incenerimento rifiuti trovino realizzazione, oltre che la progressiva scadenza delle convenzioni relative a impianti idroelettrici; - il mix tecnologico delle fonti assimilate risulta equamente ripartito tra impianti alimentati da idrocarburi convenzionali e impianti alimentati da combustibili di processo, residui e recuperi fino al 212, mentre fino al 22 rimangono attivi prevalentemente impianti alimentati da combustibili di processo, residui e recuperi; - mentre le ultime convenzioni relative a impianti rinnovabili scadranno nel 219 (con riferimento a piccoli impianti alimentati da rifiuti o biomasse), fino al 22 sussisteranno convenzioni relative ad impianti alimentati da fonti assimilate: in particolare, l ultima convenzione in scadenza è relativa all impianto denominato Sarlux, alimentato da combustibili di processo, residui e recuperi. In termini di costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 risulta che (grafici 5 e 6): - pur in presenza di una contenuta riduzione della quantità di energia ritirata, i costi annui di ritiro rimarranno a livelli molto elevati almeno fino all anno 21, per effetto dell aumento dei costi unitari di ritiro a seguito degli aggiornamenti e della possibile entrata in esercizio futura di numerosi impianti alimentati da biomasse e rifiuti, che godono delle componenti incentivanti più elevate; - l incidenza dei costi di ritiro dell energia elettrica da fonti rinnovabili sul totale Cip 6, pari al 3% nel 25, raggiunge un valore massimo del 44% nel 216, per effetto della possibile entrata in esercizio futura di numerosi impianti alimentati da biomasse e rifiuti. Si noti che i costi di ritiro evidenziati sono stimati dal GSE ipotizzando, a partire dall anno 27, un aumento dei costi evitati di esercizio, di impianto e dell ulteriore componente pari al 2% all anno ed ipotizzando che, per il costo evitato di combustibile, si possa applicare la deliberazione n. 249/6. Qualora quest ultima deliberazione venga definitivamente annullata, si stima che i costi di ritiro evidenziati aumentino di circa 6 milioni di euro l anno (almeno per gli anni 27 e 28). I grafici di seguito allegati sono costruiti nell ipotesi in cui tutti gli impianti alimentati da rifiuti e realizzabili nell ambito dell emergenza rifiuti nelle regioni commissariate vengano effettivamente realizzati. Si noti che tali impianti, nell ambito del provvedimento Cip n. 6/92, pur essendo alimentati da rifiuti, percepiscono i medesimi prezzi riconosciuti agli impianti alimentati da biomasse e vengono classificati tra gli impianti alimentati da fonti rinnovabili. Per gli impianti alimentati da rifiuti e realizzabili nell ambito dell emergenza rifiuti nelle Regioni con Commissario ad hoc sono state concesse proroghe, per la realizzazione, fino al 31 dicembre 28, per cui, se verranno realizzati, è verosimile che inizieranno a beneficiare del provvedimento Cip n. 6/92 a decorrere dal 29. Si stima che tali impianti abbiano complessivamente una potenza convenzionata pari a circa 536 MW. In assenza di tali impianti, si stima che la quantità di energia elettrica ritirata dal GSE si riduca di circa 4-4,5 TWh per il periodo compreso tra il 29 e il 216, e che, per il medesimo periodo, il costo sostenuto dal GSE per il ritiro dell energia elettrica Cip n. 6/92 si riduca di oltre 9 1. milioni di euro l anno. 5

6 Grafico 1 - Quantità di energia elettrica ritirata ai sensi del provv. Cip n. 6/92 (dati a consuntivo fino al 26 e previsione a termine) Quantità [GWh] Fonti assimilate Fonti rinnovabili 6

7 [GWh] Grafico 2 - Quantità di energia elettrica ritirata ai sensi del provv. Cip n. 6/92 da impianti con ulteriore componente (primi otto anni di esercizio) e senza ulteriore componente (anni successivi all'ottavo) Impianti alimentati da fonti rinnovabili con ulteriore componente Impianti alimentati da fonti rinnovabili senza ulteriore componente Impianti alimentati da fonti assimilate con ulteriore componente Impianti alimentati da fonti assimilate senza ulteriore componente

8 [MW] Grafico 3 - Potenza convenzionata ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 (mix tecnologico e per fonte energetica) Impianti idroelettrici potenziati Impianti ad acqua fluente fino a 3 MW Impianti idroelettrici a serbatoio; a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW Impianti a biomasse e a RSU non ancora in esercizio Impianti fotovoltaici, a biomasse, a RSU nonché, previo accertamento, impianti equiparati Impianti eolici e geotermici Impianti che utilizzano combustibili fossili con idrocarburi Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia

9 Grafico 4 - Numero di convenzioni ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 (mix tecnologico e per fonte energetica) [Numero] Impianti idroelettrici potenziati Impianti ad acqua fluente fino a 3 MW Impianti idroelettrici a serbatoio; a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW Impianti a biomasse e a RSU non ancora in esercizio Impianti fotovoltaici, a biomasse, a RSU nonché, previo accertamento, impianti equiparati Impianti eolici e geotermici Impianti che utilizzano combustibili fossili con idrocarburi Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia

10 Grafico 5 - Costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell'energia elettrica ai sensi del provv. Cip n. 6/92 (dati a consuntivo fino al 26 e previsione a termine) Costi di ritiro [Mn euro] Fonti assimilate Fonti rinnovabili Si noti che i costi di ritiro evidenziati sono stimati dal GSE ipotizzando, a partire dall anno 27, un aumento dei costi evitati di esercizio, di impianto e dell ulteriore componente pari al 2% all anno ed ipotizzando che, per il costo evitato di combustibile, si possa applicare la deliberazione n. 249/6. Qualora quest ultima deliberazione venga definitivamente annullata, si stima che i costi di ritiro evidenziati aumentino di circa 6 milioni di euro l anno (stima riferita agli anni 27 e 28). 1

11 Grafico 6 - Componenti dei costi di ritiro dell'energia elettrica ai sensi del provv. Cip n. 6/92 (dati a consuntivo fino al 26 e previsione a termine) Milioni di euro Ulteriore componente Costo evitato di combustibile Costo evitato di impianto e di esercizio 11