La normativa e gli incentivi per lo sviluppo delle fonti rinnovabili Dott. Antonio Trevisi Università degli Studi di Lecce L energia elettrica L energia elettrica è una fonte di energia secondaria o artificiale, ossia è generata in modo artificiale dall uomo attraverso la trasformazione di un altra forma presente in natura. Le fonti di energia presenti in natura sono dette fonti primarie e possono essere distinte in base alla loro durata in fonti rinnovabili e non rinnovabili. 1
Sintesi del bilancio elettrico Italiano al 2003 Cenni sulla storia dell industria elettrica italiana I principali eventi che si sono succeduti nel settore elettrico negli ultimi 40 anni sono: La nazionalizzazione dell industria elettrica (legge n. 1643 del 6/12/1962) Crisi petrolifere degli anni 70 Sospensione del piano energetico nucleare nazionale (referendum popolare del 1987) Liberalizzazione della produzione dell'elettricità da fonti rinnovabili ed assimilate (legge n. 9 del 9/1/1991) Il protocollo di Kyoto (1997) Liberalizzazione del Mercato Elettrico Italiano (Direttiva 96/92/CE e Decreto Legislativo n. 79 del 16/3/1999 cd Decreto Bersani) 2
La nazionalizzazione dell industria elettrica italiana Prima degli anni 60 la produzione di energia elettrica in Italia riguardava un certo numero di imprese che attraverso appositi accordi si ripartivano il territorio nazionale. Negli anni 60 interviene la nazionalizzazione con l applicazione dell articolo 43 della Costituzione. La legge di nazionalizzazione n. 1643 del 6 dicembre 1962 ha istituito l Ente Nazionale per l Energia Elettrica (ENEL) quale soggetto che svolge l esercizio del servizio elettrico in regime di riserva legale, ossia, tale legge riserva all Enel l esercizio, sull intero territorio nazionale, delle attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell energia elettrica. La nazionalizzazione dell industria elettrica italiana All Enel viene originariamente riconosciuta la natura di ente pubblico economico, per cui sia la proprietà che la gestione dell impresa confluiscono direttamente nelle mani dello Stato. La nazionalizzazione ha incorporato circa 1200 aziende che operavano su tutto il territorio nazionale e l esercizio dell attività di produzione, trasporto e distribuzione di energia elettrica fu riservata al nuovo ente. Le aziende municipalizzate (le imprese di produzione di energia elettrica degli enti locali), gli autoproduttori (le imprese industriali che, al momento della nazionalizzazione, producevano energia elettrica destinata a soddisfare almeno il 70% dei propri fabbisogni) e le piccole imprese di rilevanza artigianale o familiare furono esonerate dalla nazionalizzazione. 3
La parziale liberalizzazione del 1991 Con la legge n. 9 del 9 gennaio 1991, fu liberalizzata la produzione dell elettricità purché legata ad impianti di cogenerazione, a fonti rinnovabili e all utilizzo di rifiuti e residui. Tale legge mirava ad incentivare l'entrata in esercizio di impianti al fine di favorire lo sviluppo di una produzione nazionale da fonti rinnovabili ed assimilate. L Enel rimaneva comunque responsabile della pianificazione del sistema elettrico e della sicurezza della fornitura. La privatizzazione dell Enel Con il decreto legge 11 luglio 1992, n. 333, convertito in legge 8 agosto 1992, n. 359, l Enel viene trasformato in società per azioni (assumendo la denominazione di Enel S.p.A.) e viene sancito il passaggio del medesimo dalla posizione di riservatario del servizio elettrico a quella di concessionario. Con la trasformazione in società per azioni viene messa in atto una privatizzazione formale dell Enel e con questo assetto proprietario, disegnato nel 1992, Enel S.p.A. si presenta alla vigilia del Decreto Bersani (approvato nel marzo del 1999). 4
La liberalizzazione della produzione di energia elettrica Sotto l impulso della politica comunitaria diretta alla creazione del mercato interno dell'energia elettrica, si è avviata la transizione da un sistema nazionale ad un sistema europeo, con il graduale passaggio da una situazione di monopolio pubblico ad un'organizzazione del settore aperta alla concorrenza regolamentata. La Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell elettricità, recepita nel nostro ordinamento con il Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (Decreto Bersani), ha introdotto la libera circolazione dell energia elettrica, rafforzando allo stesso tempo la sicurezza dell approvvigionamento e la competitività industriale. Lo scopo della liberalizzazione della produzione è quello di introdurre meccanismi e modalità di gestione concorrenziali per favorire l efficienza produttiva, l ottimizzazione dei costi ed il contenimento delle tariffe. Distributori Clienti Vincolati Richieste di Energia La nuova struttura del mercato elettrico Acquirente Unico Richieste Offerte Energia Mercati Energia Gestore della Rete Mercati Dispacciamento Ex Cip-6 Capacità essenziale Richieste Energia per dispacciamento Offerte Energia per dispacciamento Gestore Mercato Elettrico Produzione non contrattualizzata Offerte di Energia per dispacciamento Clienti Idonei Grossisti/ Trader Offerte di Energia Contratti bilaterali infragruppo Produzione contrattualizzata Contratti bilaterali 5
Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG) L Autorità per l energia elettrica e il gas è un ente indipendente, istituito con la legge 14 novembre 1995, n. 481, avente funzioni di regolazione e di controllo dei settori dell energia elettrica e del gas. L Autorità ha il compito, quindi, di garantire la promozione della concorrenza e dell efficienza nei settori dell energia elettrica e del gas, nonché assicurare adeguati livelli di qualità dei servizi. Quali sono le competenze dell'autorità? Tariffe Qualità del servizio Forme di mercato (Concorrenza) Concessioni Separazione contabile e amministrativa Reclami, istanze e risoluzione di controversie Informazione e trasparenza Gestore della Rete Il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale è una società per azioni la cui costituzione è avvenuta in base al Decreto Legislativo n. 79/99. Al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale sono attribuite in concessione le attività di trasmissione e dispacciamento e la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale. Il GRTN non è proprietario della rete nazionale, ma deve gestirla con la massima imparzialità, per garantirne un ruolo neutrale nei confronti di tutti gli operatori del mercato elettrico. 6
Gestore del Mercato Elettrico Il Gestore del mercato elettrico S.p.A. è una società per azioni costituita dal Gestore della rete di trasmissione nazionale, secondo quanto previsto dall art. 5, comma 1 del D.lgs. 79/99. Il GME predispone la disciplina relativa la gestione del mercato elettrico, la quale viene approvata con proprio decreto dal Ministero dell Industria, sentita AEEG. Il GME organizza il mercato elettrico secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché di concorrenza tra produttori, assicurando una gestione economica fondata su un adeguata disponibilità della riserva di potenza. Il GME bilancia domande ed offerte di energia e prevede gli obblighi di produttori e importatori di energia che non si avvalgono della contrattazione. Acquirente Unico L Acquirente Unico ricopre il ruolo di garante della disponibilità della capacità produttiva e della fornitura di energia elettrica per gli utenti del mercato vincolato. Deve quindi, garantire condizioni di continuità, di sicurezza di efficienza del servizio, nonché di parità del trattamento, anche tariffario. Il compito principale dell Acquirente Unico è quello di acquistare energia elettrica e rivenderla, (sulla base di direttive dettate dall AEEG, alle imprese distributrici per la quota destinata alla fornitura del mercato vincolato, ovverosia, agli utenti che non sono legittimati a stipulare contratti di fornitura con soggetti diversi dal distributore che esercita il servizio nella loro area territoriale. 7
La definizione di Fer per la normativa italiana L art. 2 del Dlgs. n. 387/2003 definisce le fonti energetiche rinnovabili delimitandole alle fonti non fossili (eolico, solare, geotermia, moto ondoso, maremotrice, idraulico, biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas). In particolare, per biomasse si intende la parte biodegradabile di prodotti, rifiuti e residui provenienti dall agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani. Esclusioni/Inclusioni La nuova definizione esclude dalla categoria delle fonti rinnovabili le cosiddette fonti assimilate (ad es. cogenerazione ad alto rendimento) ed include la parte biodegradabile dei rifiuti. L art. 2 del Dlgs. n. 36 del 13 gennaio 2003, che ha recepito la direttiva sulle discariche, definisce i rifiuti biodegradabili come qualsiasi rifiuto che per natura subisce processi di decomposizione aerobica o anaerobica, quali, ad esempio, rifiuti di alimenti, rifiuti dei giardini, rifiuti di carta e cartone. 8
La definizione di Fer per la normativa italiana Il Dlgs. n. 387/2003 precisa che i rifiuti tout court non sono fonti rinnovabili, ma lo è solo la frazione biodegradabile contenuta in essi. L articolo 17 introduce la possibilità di accesso agli incentivi riservati alle fonti rinnovabili anche ai rifiuti o ai combustibili derivati dai rifiuti, totalmente o in parte non biodegradabili, ma di elevata qualità energetica (ad es. Rsu, Cdr, ecc.). I rifiuti non biodegradabili Il comma 1 dell articolo 17 del Dlgs. n. 387/2003 include i rifiuti (compresa la loro frazione non biodegradabile) ed i combustibili derivati dai rifiuti tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili. Ai sensi di quanto previsto dall articolo 43, comma 1, lettera e), della legge 1 marzo 2002, n. 39, e nel rispetto della gerarchia di trattamento dei rifiuti di cui al decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22, sono ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti energetiche rinnovabili i rifiuti, ivi compresa, anche tramite il ricorso a misure promozionali, la frazione non biodegradabile ed i combustibili derivati dai rifiuti,... 9
Identificazione delle fonti ammesse al regime giuridico riservato alle fonti rinnovabili Fonti Energetiche Rinnovabili (definizione art. 2, c. 1, Dlgs. n. 387/2003) Risorse idriche Risorse geotermiche Sole Vento Biomasse/Rifiuti biodegradabili Maree/Moto ondoso Fonti Energetiche non Rinnovabili Rifiuti non biodegradabili (art. 17, c. 1, Dlgs. n. 387/2003) Gli incentivi nazionali per lo sviluppo delle fonti rinnovabili Gli incentivi nazionali finalizzati allo sviluppo di tali fonti possono essere di due tipi: in conto capitale in conto produzione. Gli incentivi in conto capitale mirano a favorire lo sviluppo delle fonti rinnovabili tramite il finanziamento, da parte dello Stato o da parte degli altri enti pubblici (Regioni, Province, ecc.), a copertura parziale del costo di investimento. Vi sono diversi tipi di incentivi in conto capitale, alcuni sono previsti dalle leggi n. 9/91 e n.10/91, mente altri sono stati introdotti con decreti ministeriali (es. programma tetti fotovoltaici, bando sul solare termico, ecc.). 10
Gli incentivi in conto produzione Gli incentivi in conto produzione mirano a remunerale l energia generata da impianti a fonti rinnovabili. Vi sono due tipologie di incentivi in conto produzione. I primi sono previsti dalla delibera CIP 6 del 29 aprile 1992 che definisce il prezzo di cessione dell energia per gli impianti di nuova realizzazione (Fonti Rinnovabili e assimilati). I secondi sono i cosiddetti Certificati Verdi introdotti dal D. lgs. n. 79/99. IL CIP 6/92 Il CIP6/92 garantisce l acquisto dell energia da parte del GRTN, a prezzi incentivati. L incentivo è differenziato per tecnologia e tipologia di fonte e viene adeguato annualmente favorendo le produzioni più onerose. Oltre alle fonti rinnovabili, vengono incentivate le c.d. fonti assimilate (cogenerazione, recuperi energetici nei processi, utilizzo scarti di lavorazione ecc.). Il GRTN acquista l energia prodotta dagli impianti CIP6 a prezzi incentivati. I costi dell incentivazione vengono girati direttamente sui consumatori del Mercato Libero e del Mercato Vincolato. Tale meccanismo è stato sostituito dai Certificati Verdi. 11
I Certificati Verdi Il meccanismo dei Certificati Verdi (CV) è stato introdotto dall art. 11 del decreto Bersani. Il Decreto MICA dell'11 novembre 1999 definisce gli aspetti operativi e tecnici del meccanismo dei CV. A decorrere dal 2002 tutti i produttori e gli importatori hanno l obbligo di immettere ogni anno in rete una quota di energia da fonti rinnovabili, pari al 2% (quota minima) dell energia prodotta o importata da fonti convenzionali nell anno precedente. La produzione da fonti rinnovabili è attestata dai Certificati Verdi, emessi annualmente dal GRTN. Ogni CV ha una taglia di 100 MWh. I produttori e gli importatori possono adempiere all obbligo di immissione per mezzo di CV emessi a fronte della produzione da fonti rinnovabili propria o di altri operatori. I Certificati Verdi Il comma 1, dell art. 4, del D. Lgs. n. 387/2003 prevede un incremento annuale dello 0,35 % della quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR) che deve essere immessa nel sistema elettrico nazionale. In tal modo si è determinato un incremento della quota minima obbligatoria di produzione di energia rinnovabile che passa dal 2% del 2003 al 2,35% nel 2004, al 2,7% nel 2005, fino al 3,05% nel 2006. Il medesimo comma prevede, inoltre, che ulteriori incrementi della quota minima, per i successivi due trienni, possono essere previsti con decreti emanati entro il 31 dicembre 2004 - per il triennio 2007-2009 - ed entro il 31 dicembre 2007 - per il triennio 2010-2012 qualora fosse opportuno in base all evoluzione dalla situazione presente. I provvedimenti attuativi sull introduzione di ulteriori aumenti della quota minima saranno allo studio del MAP solo se sorgeranno nuovi IAFR in una quantità che giustifichi tale esigenza (altrimenti non sussisteranno le condizioni per ulteriori aumenti). 12
I Certificati Verdi I Certificati Verdi (DM 11 novembre 1999) raccolgono l eredità e le funzioni del vecchio CIP 6/92. Una importante differenza con gli incentivi previsti dal CIP 6/92 risiede nel fatto che mentre questi ultimi venivano assegnati solo in seguito a specifiche autorizzazioni e graduatorie, i Certificati Verdi possono essere emessi da chiunque ne faccia regolare domanda (dopo aver dimostrato di avere i requisiti richiesti). Il Certificato Verde è venduto dal produttore separatamente dall energia stessa e, diversamente del Cip6 non è differenziato per tecnologia e tipologia di fonte. Il valore dell incentivo (prezzo del Certificato Verde) si forma sul mercato. L incentivo riguarda solo le fonti rinnovabili compresa la termovalorizzazione dei rifiuti, al contrario, sono escluse le cosiddette fonti assimilate. I Certificati Verdi Il produttore ha diritto ai CV per 8 anni dall entrata in esercizio commerciale dell impianto. I costi dell incentivazione vengono girati sui produttori ed importatori da fonti convenzionali, che debbono acquistare i Certificati Verdi. Gli impianti che hanno titolo all emissione dei Certificati Verdi ricevono la qualificazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR). Si tratta di impianti entrati in esercizio in data successiva al 1 aprile 1999, a seguito di: A. potenziamento; B. rifacimento; BP. rifacimento parziale (impianti idroelettrici e geotermoelettrici) C. Riattivazione (impianti dismessi da almeno 5 anni); D. nuova costruzione; E. incremento della produzione da fonti rinnovabili in impianti termoelettrici in co-combustione esistenti prima del 01/04/99 (la quota di produzione che ha diritto ai Certificati Verdi varia a seconda della categoria di intervento). 13
I Certificati Verdi I Certificati Verdi hanno una taglia minima di 100 MWh. Il loro valore è determinato sul mercato dall incontro fra domanda offerta ed è indifferenziato per fonte. Per poter richiedere al GRTN l emissione dei Certificati Verdi, il proprietario dell impianto dovrà precedentemente ottenere il riconoscimento di impianto da fonti rinnovabili. La richiesta dei Certificati Verdi può essere di due tipi: richiesta a consuntivo: il titolare richiede al GRTN l emissione dei Certificati Verdi, relativi alla produzione di energia elettrica verde, nell anno precedente; richiesta a preventivo: il titolare richiede al Gestore l emissione di Certificati Verdi, relativi all anno in corso o per l anno successivo, su un quantitativo di energia elettrica verde ancora da produrre, in base alla produzione attesa. I Certificati Verdi Gli attori del mercato dei certificati verdi sono: dal lato della domanda, acquistano i CV i produttori di energia elettrica che hanno prodotto nel 2001 più di 100 GWh da fonti non rinnovabili, esclusi gli impianti riconosciuti di cogenerazione e, gli importatori che hanno immesso nel 2001 più di 100 GWh (escluse le importazioni da fonti rinnovabili); dal lato dell offerta, vendono i CV i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili per gli impianti entrati in esercizio dopo il 1 aprile 1999 ed il GRTN, per l energia prodotta da sole fonti rinnovabili, acquistata da impianti CIP6. 14
I Certificati Verdi I Certificati Verdi possono essere venduti o acquistati mediante contratti bilaterali tra i detentori di CV ed i produttori e importatori soggetti all obbligo o attraverso la piattaforma di negoziazione del GME (Gestore del Mercato Elettrico). Le transazioni dei Certificati Verdi, scambiati mediante contratti bilaterali, vengono effettuate dal GRTN, a seguito della ricezione di due richieste di acquisto/vendita tra loro compatibili, inviate dal venditore e dall acquirente. Le richieste di acquisto/vendita vengono inserite via web in un area protetta del sito internet del GRTN. Il GRTN emette i CV a proprio favore e diversamente dagli altri operatori, il GRTN è obbligato ad offrire i propri CV ad un prezzo prefissato che varia di anno in anno. Il prezzo dei CV del GRTN costituisce il prezzo massimo per il mercato dei CV. Produzione lorda di elettricità in Italia 15
Evoluzione della produzione di elettricità da FER in Italia Impianti qualificati alimentati da fonti rinnovabili in progetto al 31/12/2003 16
Producibilità annua qualificata dichiarata dagli IAFR in progetto al 31/12/2003 Siti da Consultare www.autorita.energia.it www.grtn.it www.mercato.elettrico.org www.acquirenteunico.it www.enel.it 17