Transcript Rapporto Attività 2015

Rapporto Attività
2015
Rapporto Attività
2015
Prefazione Il 1° novembre 2015 il GSE, nel suo attuale acronimo (allora era Gestore Servizi Elettrici, successi‐
vamente l’ultima parola è diventata Energetici), ha compiuto 10 anni. Ritengo di poter dire che nessuno, in quel mese di novembre del 2005, poteva immaginare uno svi‐
luppo della Società così strutturalmente significativo in così poco tempo. Il Gruppo GSE è, nel 2014 e nel 1° semestre 2015, il quarto soggetto industriale per fatturato nella classifica Mediobanca delle principali società italiane industriali e di servizi, pubblicata a ottobre 2015. Il fatturato del solo GSE, 16,2 miliardi di euro, permette alla Società (non parlo quindi di Gruppo) di stare senza difficoltà nella prima pagina della tabella Mediobanca, che occupa 125 pagine. E’ un fatturato significativo, quello del GSE. Rappresenta non la conclusione di transazioni sinal‐
lagmatiche ma la realizzazione a favore dei percipienti di passaggi di valore netto, che non porta dietro costi od oneri: sono, mutuando l’efficacia dei nomi anglofoni, passaggi top down, che vanno direttamente sulla bottom line. Capita di leggere taluno che qualifica quei numeri come meri transiti di valore, realizzati in assen‐
za di interazione con il mercato. Niente di più errato, altro che meri transiti di valore: il GSE risponde di ogni singolo euro di quei 16 miliardi che eroga al mercato. E’ un valore all’incirca pari all’uno per cento del Prodotto Interno Lordo della nostra Nazione. Il Rapporto Attività 2015 viene presentato a metà marzo, con significativo anticipo rispetto alla consuetudine che voleva la pubblicazione alla fine dell’anno successivo a quello di riferimento. Nel Rapporto sulle Attività si rende conto dei 16 miliardi di euro che l’Italia affida ogni anno al GSE affinché gestendoli colga obiettivi di sostenibilità ambientale. Il Rapporto Attività 2015 a marzo 2016 è un miglioramento nel modo di renderne conto. Il GSE ne ha e ne sente la responsabilità. Ne risponde e vuole risponderne nel modo il più possibile sollecito. In tema di responsabilità mi hanno colpito le parole del prof. Antonio Da Re trovate nel libro Filo‐
sofia Morale, a mio avviso talmente belle che vale la pena di riproporle integralmente. «È interessante al riguardo osservare come l’etimologia stessa del termine “Responsabilità” sot‐
tolinei con forza la prospettiva del futuro. “Responsabilità” deriva dal latino spondeo, che in primo luogo significa “prometto, do la mia parola, garantisco”. Tale accezione compariva nelle cerimonie matrimoniali: spondeo indicava l’impegno che il padre assumeva con il promesso spo‐
so (ovvero in latino lo sponsus), dandogli in sposa la figlia. Respondeo assume questi significati da spondeo, allargando la sfera degli impegni e delle garanzie: da parte dello sposo c’è a sua volta la volontà di fornire delle assicurazioni di fronte alle possibili incertezze del futuro, di ri‐
cambiare, di “rispondere” all’impegno del padre, rendendosi responsabile del proprio agire at‐
traverso una “promessa solenne” (sponsum) riguardo alla futura vita matrimoniale». Sono esaltati, nelle parole del professor Da Re, il concetto della risposta e il concetto del futuro. Ambedue sono concetti fondamentali nella vita del GSE: la Società risponde dell’immenso am‐
montare di risorse che gli Italiani investono ogni anno nella sostenibilità ambientale, al fine di ga‐
rantire quella solidarietà intergenerazionale, quella visione volta al futuro che pretende che ai no‐
stri figli e ai nostri nipoti vengano lasciate risorse dell’ambiente «at least where there is enough, and as good left in common for others», per mutuare anche stavolta alcune parole dal mondo an‐
glofono, quello del filosofo inglese John Locke, considerato il padre del liberalismo moderno. La responsabilità da un lato, il ponte con le future generazioni dall’altro: le donne e gli uomini del GSE ne vanno entusiasti. Il GSE costa al sistema poco più dello 0,5% dei fondi che gestisce, dei fondi che l’Italia affida per la costruzione del «ponte prezioso verso il futuro», mutuando stavolta le parole del Presidente della Repubblica Sergio Mattarella nell’Intervento alla cerimonia per la Giornata della Qualità Italia il 7 marzo. Sono oltre 20 i meccanismi incentivanti e gli strumenti di sostegno, gestiti in tutte le loro fasi, dal‐
la qualifica alla contrattualizzazione, dalla gestione al trading, dal contenzioso alle verifiche, dall’amministrazione al supporto alle Procure e agli enti. Il GSE ne risponde per fattispecie che integrano gli estremi di maggior rilevanza e sensibilità per un ordinamento giuridico, dal rilievo penale quale ad esempio l’abuso d’ufficio al rilievo della re‐
sponsabilità amministrativo/contabile quale il danno erariale. Difficilmente, con probabilità prossima allo zero, si riuscirebbe a trovare un privato, banca o socie‐
tà che sia, disposto ad affrontare per lo 0,5% dei fondi gestiti quanto fa il GSE assumendosene la responsabilità in modo così impattante e così invasivo. Lo sguardo del GSE è volto alla gestione efficace ed efficiente dei propri numeri non perdendo mai di vista i numeri del sistema. Per questo verrebbe da dire che il bilancio che rappresentiamo con il Rapporto Attività, con il rendiconto dei 16 miliardi, sia più importante del Bilancio Sociale del GSE, il rendiconto dello 0,5%. In dottrina si specifica che le società a partecipazione pubblica rispondono a due diverse finalità. Possono costituire l’esercizio di una attività di impresa da parte dello Stato. In alternativa possono rappresentare il veicolo per lo svolgimento di funzioni pubbliche e amministrative, rispondendo a una esigenza di snellezza ed efficienza. In questo secondo caso, lo sguardo deve necessariamente traguardare altrove e non fermarsi al proprio perimetro economico‐giuridico. Due esempi penso chiariranno meglio di qualsiasi teorizzazione. Sono due esempi tratti dalle tan‐
te attività raccontate nel Rapporto Attività. Tra i compiti di istituto affidati al GSE, la vendita dell’energia sul mercato elettrico assume rilievo primario. In tale ambito infatti il GSE agisce come un soggetto pubblico che opera sul mercato elettrico, vendendo l’energia, di cui ha l’obbligo di ritiro, prodotta dagli impianti incentivati o che accedono a meccanismi di sostegno. All’atto della vendita il GSE ha cura che tutta l’energia ritirata venga venduta e che trovi una remunerazione rappresentativa del prezzo di equilibrio che si forma sul mercato. I benefici economici derivanti dalla vendita vengono ridistribuiti verso la collettività attraverso una riduzione della componente A3 della bolletta elettrica: nel 2015 la vendita dell’energia ha coperto per oltre il 13% il costo totale sostenuto per i meccanismi di incentivazione e supporto alla produ‐
zione di energia da fonte rinnovabile. La riduzione della componente A3 è forse il più evidente dei tanti aspetti dell’attività svolta dal GSE che si configura in una serie di azioni estremamente complesse, che permettono di facilitare il mantenimento dell’equilibrio del sistema elettrico in modo economicamente efficiente. L’atto della vendita dell’energia sul mercato è infatti accompagnato da una serie di obblighi che il produttore deve rispettare, nei confronti del GME e di Terna. Lato GME, è noto che i produttori devono fornire delle garanzie di tipo economico per la parteci‐
pazione al mercato elettrico. Per agevolare i piccoli produttori, il GSE ha creato un sistema di semplificazioni per il ritiro e la vendita dell’energia prodotta e immessa dagli oltre 600 mila im‐
pianti ‐ di cui più dell’80% di piccola taglia ‐ facendosi carico delle garanzie e degli oneri burocrati‐
ci. Lato Terna, ogni produttore, per vendere la propria energia sul mercato, dovrebbe quotidiana‐
mente immaginare, attraverso modelli matematici, quanta energia immetterà in rete il giorno se‐
guente. Anche in questo caso è il GSE a sollevare i produttori dalla previsione di quanta energia verrà immessa in rete e a ridurre al minimo l’errore complessivo derivante dall’immissione degli oltre 100 GWh che vengono prodotti quotidianamente, aiutando Terna a gestire al meglio i flussi da fonti variabili sulla rete elettrica nazionale. E’ in questo complesso quadro di attività che si deve collocare l’operato del GSE quale “soggetto pubblico che opera sul mercato elettrico” svolgendo un “servizio pubblico”. E’ evidente che l’interesse a “investire” nelle Persone, nella loro numerosità e nella loro professio‐
nalità, dell’ufficio che svolge le attività descritte, non è un interesse del Bilancio Sociale del GSE, che rileva solo costi per detta attività e costi aggiuntivi ogni qualvolta la numerosità o la profes‐
sionalità aumentano, ma un interesse del sistema nel suo complesso, per come è rappresentato dal Rapporto Attività. Il secondo esempio riguarda le attività di Verifica (che, detto per inciso, continuano a far emergere esiti non tranquillizzanti). Le attività di verifica e controllo svolto dal GSE generano ricavi limitati, a copertura costi, nel Bilancio Sociale e creano valore illimitato nel Sistema. Non mi riferisco solo ai recuperi di incentivi (in forza dei soli procedimenti chiusi nel 2015 di verifica – senza quindi con‐
siderare le attività di qualifica o di misura –il mancato esborso attualizzato per il periodo residuo di incentivazione ammonta a 240 milioni di euro) ma anche all’effetto deterrenza, ai benefici effetti per il sistema che i controlli determinano generando comportamenti corretti. Il valore di questi ul‐
timi non trova rappresentazione neanche nel Rapporto Attività ma unicamente nel Sistema Paese. In questa luce, i controlli del GSE e una coerente condivisione a valle delle conoscenze che ne emergono assumono una valenza almeno altrettanto rilevante rispetto a quella dell’incremento della capacità di dissuasione e della propedeuticità alla repressione degli abusi: la valenza di fun‐
zione determinante per un processo iterato tra azioni di input e reazioni del mercato. Un tema, questo, che riprenderò tra breve. Ho fatto cenno poco sopra al Sistema Paese. I risultati dell’enorme sforzo che il nostro Sistema Paese sta sostenendo verso la sostenibilità ambientale sono sotto gli occhi del mondo intero e la nostra Nazione va a testa alta per quanto fatto. Già nel 2014, complice anche la stagnazione dei consumi senza che però questo sia l’unico fattore, l’Italia ha raggiunto l’obiettivo europeo in termini di quota dei consumi finali coperti da fonti rin‐
novabili (17,1%), migliorando ulteriormente nel 2015 (17,3%) Il fondo di investimento americano BlackRock ha stilato una classifica dei Paesi al mondo più vir‐
tuosi in termini di emissione di CO2 (The price of Climate Change ‐ Global warming’s impact on port‐
folios ‐ October 2015): l’Italia è al 4° posto nel mondo (al 3° tra i Paesi sviluppati, dopo Svezia e Francia). L’American Council for an Energy‐Efficient Economy (http://aceee.org/portal/national‐policy/ inter‐
national‐scorecard) assegna all'Italia il secondo posto nel ranking delle economie più avanzate in tema di efficienza energetica e il primo nella cogenerazione. Pochi mesi orsono l'Italia e il Ministero dello sviluppo economico hanno ricevuto il premio COGEN Europe Recognition Award per l'innovativo meccanismo dei Certificati Bianchi, che da dieci anni promuove in modo efficace l'efficienza energetica nel nostro Paese. A settembre 2015, in una visita istituzionale con il Ministro Federica Guidi in Marocco, ho avuto modo di rappresentare come l’Italia, che ha una superficie emersa pari all’1% dell’intera Africa, abbia 18 volte la potenza fotovoltaica installata nel continente del sole (quindi proporzionalmente 1.800 volte la potenza fotovoltaica). Gli incentivi che il GSE eroga fanno parte degli strumenti di mercato. Il GSE si occupa anche di qualche strumento volontaristico ma in modo dimensionalmente marginale. Il ricorso agli strumenti di mercato è preferito rispetto agli strumenti amministrativi (c.d. di com‐
mand and control) perché presentano il vantaggio di utilizzare, al fine di sterilizzare o minimizzare le disfunzioni (failure) del mercato, i suoi stessi segnali, cioè i segnali di prezzo. Si affida agli incen‐
tivi il ruolo di controvalore dei benefici (esternalità) non altrimenti monetizzabili nell’esercizio di attività economiche. L’innesco del segnale di prezzo attraverso la previsione dell’incentivo attiva negli operatori eco‐
nomici un adeguamento (non avrebbe senso innescare qualcosa se non per modificare comporta‐
menti che non sarebbero stati tali in assenza dell’innesco), un vero processo di apprendimento che rappresenta una condizione essenziale per far fare al mercato qualcosa che altrimenti non farebbe, non cogliendo quindi gli obiettivi di sostenibilità. Il concetto è chiaro da tempo: già nel 1961 il professor Giuseppe Guarino segnalava l’indispensabilità che l’attività sollecitata, in assenza di incentivo, non sarebbe stata compiuta o sarebbe compiuta con forme o in quantità diverse da quelle ritenute più confacenti all’interesse collettivo. Pasquale Saraceno, sempre nei primi anni ’60, scriveva: «un sistema di incentivi deve tendere a dare solo quanto occorre per rendere conveniente l’investimento: se infatti si supera quel limite, delle due l’una: o si promuovono aziende destina‐
te a vivere indefinitamente dei contributi oppure si consente il formarsi di rendite a favore di quelle aziende capaci di conseguire una produttività normale». Gli operatori economici infatti tenendo conto di tali segnali di prezzo e agendo secondo la propria convenienza modificano i propri comportamenti e consentono di cogliere i benefici effetti sull’ambiente. Le politiche degli incentivi assumono di conseguenza i connotati di ipotesi da verificare più che di soluzioni conclusive. Per verificare le ipotesi servono monitoraggio e raccolta di informazioni, i soli strumenti che permetteranno l’azione di graduale rettifica e adeguamento, man mano che l’esperienza si accumula e il processo di apprendimento si consolida. Si tratta di un monitoraggio “esterno”, sugli esiti dell’azione incentivante in termini di compliance , di impatto sui mercati, sulla reazione degli stessi nel tempo (investimenti, sviluppo tecnologico, valore aggiunto, occupazione, impatti ambientali ed economici) e di un monitoraggio “interno”, sulla efficacia e l’efficienza valutata comparativamente a strumenti alternativi. Dal monitoraggio, esterno e interno, pervengono feedback efficaci sulle priorità strategiche, sugli obiettivi e sul disegno degli strumenti. Una volta adottato un provvedimento, piuttosto che tirare i remi in barca pensando che il più è fatto, è proprio allora che bisogna rimboccarsi le maniche perché inizia il lavoro. Credo che una delle scommesse pper il Gruppo GSE G dei prossiimi anni sia prroprio quella di d essere uno strrumento attivo
o e intelligentte in una logicca di monitoraaggio ad ampiio spettro deggli effetti delle poolitiche (ex post, ma anche e
ex ante) e quinndi di contributto alla pianificaazione degli innterventi sul sistema energeticco nazionale. La quantità e qualità delle informazioni aa nostra dispossizione e la capaacità di svolgerre analisi su dii esse mi fanno dire che talee funzione è n on solo un privilegio – nella m
misura in cui crredo lo sia conntribuire allo ssviluppo del Sistema Paese ‐ ma è una precisa re‐
sponsabilità cui non p
possiamo in al cun modo sotttrarci. Chiudoo con la consappevolezza chee l’impegno deel GSE nel pub
bblicare il propprio Rapporto a imme‐
diato ridosso della chiusura d’annoo è un impegnno ormai conssolidato, comee l’impegno a fare tra‐
sparenzza sugli incenttivi erogati, l’i mpegno a pubbblicare i livelli di servizio deei meccanismii incenti‐
vanti gestiti, l’impegno a dare eviddenza degli esiti delle verificche, l’impegnoo a farsi accom
mpagnare da un inntero Gruppo della Guardia d
di Finanza nelle nostre attività di controlloo, con i militari presen‐
ti stabilmente nella nnostra sede, l’ impegno a elaaborare scenarri, l’impegno aa dare visibilitàà di tutti gli studdi e le ricerche da noi elaboraati, a supportoo del nostro Ministero e del SSistema. Come impegno conssolidato, lo di amo per acquuisito e rivolgiamo quindi laa nostra attennzione al prossim
mo impegno. Il Presidente e Am
mministratore D
Delegato Francesco Spperandini Sommario
Prefazione 4
Il rapporto in sintesi 14
1 Il contesto internazionale e nazionale 18
1 . 1 IL Q U A D R O I N T E R N A Z I O N A L E P E R L A L O T T A A I C A M B I A M E N T I CLIMATICI 18
1.2 GLI OBIETTIVI ENERGETICI EUROPEI:STATO DI ATTUAZIONE E NUOVI TRAGUARDI 1.3 NOVITÀ NORMATIVE IN AMBITO NAZIONALE 2 Incentivazione e ritiro dell’energia elettrica 2.1 IL CIP 6/92 20
24
28
31
2.1.1 Risultati nel periodo 2001‐2014 31
2.1.2 Energia Cip 6/92 ritirata nel 2015 34
2.2 IL CONTO ENERGIA 35
2.2.1 Conto Energia per gli impianti fotovoltaici 35
2.2.2 I moduli fotovoltaici nell'ambito della discpilina sui RAEE 47
2.2.3 Conto Energia per gli impianti solari termodinamici 48
2.3 I CERTIFICATI VERDI E LE TARIFFE ONNICOMPRENSIVE 51
2.3.1 Qualifica degli impianti alimentati da fonti rinnovabili 51
2.3.2 Certificati Verdi 54
2.3.3 Tariffe Onnicomprensive 63
2 .3.4 La rimodulazione volontaria degli incentivi per gli impianti IAFR 68
GLI I N C E N T I V I DEL D.M. 6 LUGLIO 2012 70
2.4.1 Le modalità di incentivazione 70
2.4.2 Esiti dell’incentivazione 71
2.4.3 Impianti in esercizio al 31 dicembre 2015 73
2.4.4 Impianti non in esercizio al 31 dicembre 2015 75
2.4.5 Risultati economici 75
2.4 2.5 IL CONTATORE DELLE FONTI RINNOVABILI ELETTRICHE
DIVERSE DAL FOTOVOLTAICO 77
2.6 SERVIZI DI RITIRO DELL’ENERGIA 80
2.7 2.6.1 Ritiro Dedicato 80
2.6.2 Scambio sul Posto 86
I SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO E I SISTEMI DI ACCUMULO 88
2.7.1 Sistemi semplici di produzione e consumo 88
2.7.2 Integrazione dei sistemi di accumulo nel sistema elettrico nazionale 92
3 Gestione dell'energia elettrica 3.1 PARTECIPAZIONE AL MERCATO ELETTRICO 96
97
3.2 ATTIVITÀ CORRELATE ALLA PARTECIPAZIONE
AL MERCATO ELETTRICO 98
3.3 I MERCATI ELETTRICI IN CUI OPERA IL GSE 99
3 . 4 R I C A V I D E R I V AN TI D AL L A V E ND I T A D E L L ’ E N E R G I A SUL MERC ATO 100
3.5 GLI ONERI DI SBILANCIAMENTO 102
3.6 SERVIZI DI SUPPORTO PER L’ACQUISTO
D I E N E R G I A E L E T T R I C A S U L M E R C A T O 104
3.7 PREVISIONE DELLA IMMISSIONE ELETTRICA
E M A N C A T A P R O D U Z I O N E E O L I C A 105
3.7.1 Previsione della immissione elettrica 105
3.7.2 Telelettura della generazione distribuita 107
3.7.3 Mancata Produzione Eolica 109
3.8 LA GESTIONE DELLE MISURE DELL’ENERGIA ELETTRICA 111
3.8.1 Le attività relative alla gestione delle misure 111
3.8.2 I dati relativi alla gestione delle misure nel 2015 112
4 Oneri di incentivazione nel settore elettrico 116
4.1 COSTI PER L’INCENTIVAZIONE E L’ACQUISTO
D E L L ’ E N E R G I A E L E T T R I C A 117
4.2 RICAVI DELLA VENDITA DELL’ENERGIA ELETTRICA 118
4.3 FABBISOGNO ECONOMICO E GETTITO DELLA COMPONENTE A3 118
5 C e r ti f i c a z i o n e degli impianti e dell'energia 122
5.1 LA GARANZIA DI ORIGINE DA FONTI RINNOVABILI 122
5.2 LA FUEL MIX DISCLOSURE 124
5.2.1 Determinazione dei mix energetici 125
5.2.2 Attività di controllo sulle offerte verdi 127
6 Incentivazione dell'efficienza energetica e delle rinnovabili termiche 6.1 LA COGENERAZIONE 130
130
6.1.1 Il riconoscimento della Cogenerazione ad Alto Rendimento 131
6.1.2 La qualifica degli impianti di cogenerazione abbinati
al teleriscaldamento 135
6.2 I CERTIFICATI BIANCHI 137
6.2.1 Quadro normativo 137
6.2.2 Soggetti ammessi al meccanismo 138
6.2.3 Il ruolo affidato al GSE 138
6.2.4 Dati 2015 139
6.2.5 i risultati del meccanismo tra il 2011 e il 2015 142
6.3 IL CONTO TERMICO 144
6.3.1 Quadro normativo 144
6.3.2 Soggetti ammessi al meccanismo 144
6.3.3 Il ruolo affidato al GSE 145
6.3.4 Risultati conseguiti nel 2014 147
6.3.5 Risultati conseguiti nel 2015 148
6.3.6 Accesso Diretto 148
6.3.7 Impegno di spesa annua cumulata 150
6.3.8 Analisi dei risultati 150
6.4 CABINA DI REGIA E PROGRAMMA PREPAC 7 B i o c a r b u r a n t i e b i o m e ta n o 151
154
7 . 1 I L S I S T E M A D I I M M I S S I O N E I N C O N S U M O D E I B I O C A R B U R A N T I 154
7.1.1 Quadro normativo e soggetti obbligati 154
7.1.2 Il ruolo affidato al GSE 155
7.1.3 Dati relativi alle attività condotte nel 2015 156
7.2 L'INCENTIVAZIONE DEL BIOMETANO 161
8 V e r i f i c h e , r e cu p e r o c r e d i ti , c o nte nz i os o 8.1 VERIFICHE E ISPEZIONI 164 164
8.1.1 Volumi di attività 164
8.1.2 Esiti delle attività di verifica 169
8.2 IL PROCESSO DI RECUPERO CREDITI 174
8.3 CONTENZIOSO 177
9 Em i s s i o ni d i g a s s e r r a 9.1 EMISSIONI DI GAS SERRA, IL RUOLO DEL GSE 186
186
9.2 EU ETS, COLLOCAMENTO ALL’ASTA D E L L E Q U O T E D I E M I S S I O N E I T A L I A N E 9 . 3 SEGRETERIA TECNICA DEL COMITATO ETS: PICCOLI EMETTITORI 10 Studi e s ta ti s ti c h e 187
193
196
1 0 . 1 S T U D I E A N A L I S I N E L S E T T O R E E N E R G E T I C O 196
1 0 . 2 S T A T I S T I C H E E M O N I T O R A G G I O D E L L E E N E R G I E R I N N O V A B I L I 201
11 Atti vi tà i nt e r naz i on ali 208
11.1 C O L L A B O R A Z I O N I N E L L ’ A M B I T O D I O R G A N I Z Z A Z I O N I INTERNAZIONALI E ASSOCIAZIONI VOLONTARIE 1 1 . 2 P A R T E C I P A Z I O N E A P R O G E T T I 209
211
1 1 . 3 M O N I T O R A G G I O D E L L E P O L I T I C H E E U R O P E E E INTERNAZIONALI PER L’ENERGIA E IL CLIMA 1 1 . 4 L ’ I N I Z I A T I V A C O R R E N T E 12 Attività informative 211
212 216
1 2 . 1 L E A T T I V I T À D I I N F O R M A Z I O N E E T R A S P A R E N Z A 216
1 2 . 2 I L C O N T A C T C E N T E R D E L G S E 218
Il Rapporto Attività 2015
in sintesi
Il Gestore dei Servizi Energetici ricopre, ormai da dieci anni, un ruolo centrale nello sviluppo delle fonti rinno-
vabili e dell’efficienza energetica in Italia. La posizione di attore di primo piano nel sistema energetico nazionale
e l’eterogeneità delle materie trattate consente inoltre al GSE di disporre di una molteplicità di informazioni e
dati di particolare significatività, sui quali proprio nel 2015 è stata avviata un’ampia operazione di trasparenza
e condivisione attraverso la loro pubblicazione sul sito internet della Società. Ed è proprio in questo ambito che
si inserisce la pubblicazione del Rapporto Attività 2015, responsabilmente consapevoli del fatto che in un con-
testo in rapida evoluzione la disponibilità di dati, analisi e informazioni aggiornate risulta imprescindibile sia per
il decisore pubblico che per l’operatore privato e i cittadini in generale.
Sul fronte del fotovoltaico, nel corso del 2015 è stata gestita l’erogazione degli incentivi agli oltre 550.000
IMPIANTI
(circa 17.700 MW) ammessi ai diversi Conti Energia: l’incentivazione dei 21,7 TWh di energia prodotti
ha comportato un costo di circa 6,3
MILIARDI DI EURO ,
in calo rispetto all’anno precedente principalmente
per effetto della rimodulazione degli incentivi stabilita dalla L. 116/2014.
A fine 2015 risultano circa 4.900
IMPIANTI IN ESERCIZIO
(20.150
MW) qualificati IAFR: il 35% sono idroelettrici, il 29% a biogas, il 20%
eolici che prevalgono però in termini di potenza (40%). Relativamente
alle produzioni rinnovabili 2015 risultano emessi dal GSE oltre 25 milioni di Certificati Verdi, cui si aggiunge l’attività di consuntivazione
dei CV IAFR relativi a produzioni 2014, per le quali si è raggiunto un
Per quanto riguarda gli impianti che ancora usufrui-
milioni di Certificati Verdi, sostenendo un costo di 3,9
2015 ne risultano 46 — contro i 68 di un anno prima —
totale pari a oltre 38 milioni di CV. Nel 2015 il GSE ha ritirato circa 39,1
EURO ,
MILIARDI DI
sensibilmente maggiore di quello dell’anno precedente (3,2).
Quasi 2.900 impianti (1.660 MW) hanno avuto accesso alle Tariffe On-
nicomprensive: il ritiro di 8,8 TWh (il 67% da biogas) è costato 2,3
MILIARDI DI EURO .
scono del meccanismo incentivante Cip 6/92 (a fine
di cui 44 a fonte rinnovabile), il GSE ha sostenuto un
costo di circa 1,1
MILIARDI DI EURO
ritirando 9,1
TWh di energia, 2,4 TWh in meno rispetto al 2014 in
virtù della naturale scadenza delle convenzioni.
A fine 2015 risultano ammessi agli incentivi del D.M. 6/7/2012 2.050
IMPIANTI
in esercizio (951 MW, di cui
oltre 500 MW entrati in esercizio nell’anno) per la maggioranza eolici (1.194 impianti, 632 MW), seguiti dagli
idroelettrici ad acqua fluente (445 impianti, 133 MW). L’energia incentivata è risultata pari a circa 1,6 TWh (il 70%
in più rispetto al 2014) per un costo di 176
MILIONI DI EURO .
Il costo indicativo cumulato annuo degli incentivi riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rin-
novabili diversi da quelli fotovoltaici (contatore FER-E), per il quale è fissato un tetto di 5,8 miliardi
di euro annui, si è attestato a fine 2015 sul valore di 5.658
MILIONI DI EURO , ma nel corso del-
l’anno ha anche raggiunto i 5.770 milioni di euro. In tale contesto va notato che i procedimenti di
verifica conclusi con esito negativo nel 2015 hanno progressivamente determinato nel corso del-
l’anno una riduzione del costo indicativo di circa 67 milioni di euro. Mensilmente il GSE ha calco-
lato e pubblicato il valore aggiornato del contatore e, a partire dal mese di ottobre, ne ha anche
pubblicato gli scenari di evoluzione, fornendo agli operatori un orizzonte entro cui orientare le
proprie scelte imprenditoriali.
Nel corso del 2015 risultano aver beneficiato del regime di Ritiro Dedicato oltre 56.200
IMPIANTI ,
per una potenza di circa 14.400 MW di cui il 72% fotovoltaici e il 17% eolici; l’energia ritirata è stata pari
a quasi 18 TWh (4,6 TWh in meno rispetto al 2014),
per un controvalore di 914
MILIONI DI EURO .
Nell’anno il GSE ha inoltre gestito 515.500
VENZIONI
CON -
per lo Scambio sul Posto (4.470 MW,
quasi tutti fotovoltaici), cui sono corrisposti circa 2
TWh di energia scambiata e un costo di 265
LIONI DI EURO .
MI -
Nel 2015 il GSE ha pubblicato le regole applicative per il riconosci-
mento di SEU e SEESEU; secondo quanto previsto dalla normativa
465.000 impianti in Scambio sul Posto sono stati qualificati automaticamente; sono inoltre pervenute circa 21.700 richieste di qualifica
(più della metà nel solo mese di settembre). Il GSE ha anche pubbli-
cato le regole tecniche per l’integrazione dei sistemi di accumulo, ricevendo 115 comunicazioni di installazione di sistemi di accumulo su
impianti fotovoltaici incentivati in Conto Energia.
Sempre con riferimento al settore elettrico, oltre
alla gestione dei meccanismi di incentivazione e di
ritiro dell’energia, il GSE è attivo anche nello svolgimento di altri servizi, quali ad esempio il calcolo
della Mancata Produzione Eolica (128 GWh nel
2015), la determinazione del mix energetico delle
imprese di vendita (fuel mix disclosure), il rilascio
delle Garanzie di Origine da fonti rinnovabili e da
Cogenerazione ad Alto Rendimento (emesse nel
2015 quasi 36 milioni di GO).
Complessivamente, per quanto riguarda il settore elettrico, nel 2015
il GSE ha gestito oltre 2,7
MILIARDI
di dati di misura.
I costi sostenuti dal GSE per l’incentivazione e, ove previsto, il ritiro
dell’energia — circa 15 miliardi di euro nel 2015 — sono in parte com-
pensati dai ricavi provenienti dalla vendita dell’energia ritirata. Nel
2015 il GSE ha collocato sul mercato 40 TW H minimizzando gli
oneri di sbilanciamento nell’interesse della collettività e realizzando
un ricavo superiore ai 2
MILIARDI DI EURO
che ha coperto per oltre
il 13% il costo dei meccanismi di supporto. La quantità di energia gestita si è ridotta rispetto al 2014 (47 TWh) a causa della chiusura di alcune convenzioni Cip 6/92 e RID.
Gli oneri di incentivazione delle fonti rinnovabili, fi-
nanziati tramite il gettito della componente tariffaria
A3, sono diminuiti nell’ultimo anno, passando dai 13,4
miliardi di euro del 2014 ai 12,9 del 2015, soprattutto
in virtù della diminuzione dell’onere Cip 6/92 (sul
quale nel 2014 incisero anche le risoluzioni anticipate)
Per quanto riguarda la promozione delle rinnovabili termiche e dell’ef-
quisto dei Certificati Verdi.
8.263
che ha più che compensato il maggior onere per l’ac-
ficienza energetica mediante il Conto Termico, nel 2015 sono pervenute
RICHIESTE
(nel 2014 circa 6.500), relative prevalentemente
a impianti solari termici e generatori a biomassa di operatori privati,
e sono stati impegnati circa 35
MILIONI DI EURO
di incentivi.
In riferimento al meccanismo dei Certificati Bianchi, sono giunte nel 2015 11.762
a fronte delle quali il GSE ha riconosciuto circa 5
MILIONI DI
RICHIESTE
TEE , di cui il 64% relativamente
a interventi in ambito industriale e il 31% in ambito civile, corrispondenti a un risparmio di ener-
gia primaria di 1,7 Mtep. La flessione del numero dei TEE riconosciuti nel 2015 rispetto all’anno
precedente (7,5 milioni di TEE nel 2014) rappresenta l’effetto di attenuazione conseguente al picco
straordinario di presentazioni delle istanze registrato nel biennio 2013-2014, da accreditarsi pre-
valentemente agli aggiornamenti normativi introdotti dal D.M. 28/12/2012 (divieto di cumulo con
altri incentivi statali, ammissibilità esclusivamente dei progetti nuovi o in corso di realizzazione).
Nel corso del 2015, per circa 1.434
UNITÀ DI PRODUZIONE
(13.155 MW) sono state presentate 1.498 richieste per il riconoscimento della Cogenerazione ad Alto Rendimento, con un incremento
del 28% rispetto al 2014. La maggior parte delle richieste sono state
A partire dal 2013, il GSE gestisce operativamente, a
cesso al regime dei Certificati Bianchi, mentre una minoranza sono
anche il sistema dell’obbligo di immissione in con-
presentate per il solo riconoscimento CAR o funzionalmente all’acriferite a impianti abbinati al teleriscaldamento aventi accesso al regime dei Certificati Verdi.
supporto del Ministero dello Sviluppo Economico,
sumo dei biocarburanti per i fornitori di benzina e
gasolio. Nel 2015 sono stati rilasciati oltre 1,3
LIONI DI
MI -
C ERTIFICATI di Immissione in Consumo
relativi ai biocarburanti immessi nel 2014 (biodiesel
per il 93%), con un trend discendente rispetto all’anno precedente (1,5 milioni di CIC emessi nel 2014)
legato all’andamento dei consumi di carburanti nel
settore dei trasporti (i primi dati sui biocarburanti immessi in consumo nel 2015 evidenziano però una ripresa dei consumi).
Nell’ambito del sistema europeo dell’Emission Trading, nel 2015 il
GSE, in qualità di Auctioneer per l’Italia, ha collocato sulla piattaforma d’asta comune oltre 69
MILIONI
di quote di emissione va-
levoli per il periodo 2013-2020, con un ricavo totale, destinato al
bilancio dello Stato, di 528
MILIONI DI EURO , in sensibile crescita
rispetto all’anno precedente (oltre il 40% in più), in parte per la di-
sponibilità di un maggior numero di quote e soprattutto per l’aumento
del loro valore medio rispetto al 2014.
Il GSE dedica il massimo impegno nell’attività di controllo, sia documentale sia mediante sopralluoghi, al fine di verificare la sussistenza dei requisiti previsti dalla normativa per poter be-
neficiare dei diversi meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza
energetica. Nel 2015 sono stati condotti 3.464
ACCERTAMENTI
(il 66 % mediante sopralluo-
ghi e il 34% documentali), con un incremento di quasi il 10% rispetto all’anno 2014 in termini di
potenza complessiva verificata (5.320 MW). Il 17,5% dei procedimenti di verifica conclusi nell’anno
(2.883) ha avuto esito negativo (provvedimenti di decadenza o riconfigurazione degli incentivi), portando ad accertare importi indebitamente percepiti per un valore di 106 milioni di euro; si stima
che, considerando i soli impianti già in esercizio, il mancato esborso attualizzato per il periodo residuo di incentivazione si aggiri intorno ai 240
MILIONI DI EURO .
Secondo quanto stabilito dal D.Lgs. 28/2011, il GSE
svolge attività di supporto istituzionale, effettua studi
di settore ed è responsabile del monitoraggio stati-
stico, tecnico, economico, occupazionale e ambientale dello sviluppo delle energie rinnovabili in Italia.
Sul fronte della produzione statistica ufficiale (SISTAN, EUROSTAT), l’attività condotta dal GSE nel
2015 ha permesso di rilevare che nel 2014, in Italia,
il 17,1% dei consumi finali di energia è stato co-
perto dalle fonti rinnovabili (raggiungendo l’obiettivo
UE al 2020). Tale risultato, congiuntamente alle molteplici analisi di monitoraggio richieste, è stato inse-
rito nel 3° Progress Report redatto dal GSE e inviato
dal MiSE alla Commissione Europea. Tra le attività
Anche il 2015 è stato un anno di rilievo per il dibattito sulle politiche
mente articolata è stata la predisposizione del rap-
municazione della Commissione Europea sulla strategia quadro per
valutazione del potenziale nazionale di applicazione
cambiamenti climatici (COP 21). In tale contesto il GSE ha continuato
del 2015 in tema di studi e monitoraggio, particolar-
porto, previsto dal D.Lgs. 102/2014, relativo alla
della Cogenerazione ad Alto Rendimento e del teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti.
internazionali in materia di energia e clima, basti pensare alla Co-
l’unione dell'energia o allo svolgimento della Conferenza di Parigi sui
a fornire il proprio supporto al Ministero dello Sviluppo Economico:
si segnalano ad esempio le collaborazioni nell’ambito di organizza-
zioni internazionali (IEA, IRENA) e iniziative intergovernative (G20,
Clean Energy Ministerial) o la partecipazione, con ruolo di coordina-
mento, a progetti finanziati dalla Commissione Europea (Concerted
Action on the renewable energy directive).
Il GSE cura una costante attività di informazione e formazione, come
peraltro previsto dal D.Lgs. 28/2011 che gli ha affidato un ruolo cen-
trale in tale ottica. A tale scopo si avvale di una pluralità di strumenti:
sito web istituzionale, canali social, pubblicazione di guide, studi e
rapporti tematici, partecipazione a fiere, seminari e corsi di forma-
zione e, naturalmente, il Contact Center, che nel 2015 ha avuto circa
1
MILIONE DI CONTATTI
(il 67% per telefono e il 21% per email),
con richieste di informazione su vari ambiti relativamente ai differenti meccanismi.
Il contesto
internazionale
e nazionale
1
Il contesto internazionale e nazionale 1.1
Il quadro internazionale per la lotta ai cambiamenti climatici La descrizione dei progressi compiuti dal nostro Paese in materia di energie rinnovabili, anche at‐
traverso le attività condotte dal GSE, non può prescindere da un inquadramento complessivo nello scenario internazionale e di politica energetica avviata a livello europeo. Negli ultimi 10 anni, la sfida globale posta dai cambiamenti climatici ha indotto l’Unione europea a puntare alla transizione verso un’economia a basso contenuto di carbonio. La Convenzione quadro delle Nazioni Unite contro i cambiamenti climatici (UNFCCC, 1992) e il Protocollo di Kyoto, hanno fornito il principale impulso per il lancio nel 2007 del pacchetto clima‐
energia al 2020. Attraverso i suoi strumenti attuativi, l’Unione europea ha assunto un ruolo di riferimento su scala mondiale nella lotta al cambiamento climatico agendo sullo «stimolo della domanda» di tecnolo‐
gie pulite e concentrando gli interventi su tre fronti: lo sviluppo delle fonti rinnovabili, l’incremento dell’efficienza energetica e la ricerca nel settore energetico. Queste politiche, unite al calo dei consumi dovuto anche agli effetti della crisi economica interna‐
zionale, hanno consentito all’Europa di raggiungere con sei anni di anticipo il proprio obiettivo di riduzione delle emissioni al 2020 e all’Italia di raggiungere con altrettanto anticipo gli obiettivi de‐
finiti per le rinnovabili. Hanno inoltre contribuito a stimolare la consapevolezza dei rischi e delle opportunità derivanti dalla crisi climatica anche in altre geografiche di primo piano, dagli Stati Uniti alle economie emergenti. Dal 2009 in poi, le principali economie mondiali hanno definito progressivamente obiettivi e stra‐
tegie per lo sviluppo delle rinnovabili e dell’efficienza energetica riconoscendone la centralità per ridurre le emissioni di gas serra. Ciò ha consentito la costruzione nel 2015 di un nuovo accordo in‐
ternazionale sul clima, l’Accordo di Parigi, nella cui cornice tutti i Paesi si impegnano a contrastare i cambiamenti climatici in una prospettiva di lungo termine, accettando il principio del monitorag‐
gio, della reciproca e periodica valutazione delle azioni e dell’incremento nel tempo degli impegni, in vista della neutralità carbonica (emissioni uguali agli assorbimenti) a fine secolo. L’intesa rompe la tradizionale distinzione tra Paesi di storica industrializzazione e Paesi in via di sviluppo, richiedendo a tutti di impegnarsi. L’accordo mira al contenimento dell’incremento della temperatura globale al 2020 rispetto ai valori dell’era preindustriale entro i 2°C (possibilmente 1,5°C), al rafforzamento delle capacità di adattamento e alla conseguente mobilizzazione di coe‐
renti flussi finanziari dai Paesi più ricchi alle Nazioni più povere, e si basa su impegni «volontari» che le Parti formalizzeranno, secondo intensità crescenti (c.d. INDC – Intended Nationally Deter‐
mined Contributions), in cicli quinquennali e alla luce di periodici momenti di condivisione e valuta‐
zione. 18 Risulta centrale, nell’architettura generale, il concetto di contributo determinato a livello naziona‐
le da ciascuna Parte lungo le dimensioni della mitigazione, adattamento, finanza, trasparenza e capacity building. A oggi sono oltre 180 i piani d'azione nazionali (INDC) già depositati formalmente alle Nazioni Unite da altrettanti Governi. L’Accordo evidenzia, inoltre, l’esigenza di rafforzare il supporto ai Paesi in via si sviluppo, ai c.d. piccoli Stati insulari e ai Paesi meno avanzati; maggiore trasparenza nell’attuazione degli impegni; una cooperazione più intensa nelle azioni di capacity building e di trasferimento tecnologico. Si introduce, inoltre, il concetto dell’analisi periodica dello stato di avanzamento negli impegni as‐
sunti dai Paesi, che dovrà essere svolta dalla Conferenza delle Parti e condotta secondo un ap‐
proccio inclusivo e partecipato, su base quinquennale, a partire dal 2023. Con riferimento ai «contributi determinati a livello nazionale», la Conferenza riconosce positiva‐
mente la partecipazione all’esercizio della maggioranza delle Parti e reitera l’invito affinché anche i Paesi in ritardo avanzino i propri INDC entro la 22esima sessione della Conferenza (COP 22), che si terrà a Marrakech nel novembre 2016. Allo stesso tempo è riconosciuto inadeguato l’attuale livello di mitigazione raggiungibile con gli impegni assunti e si conviene di convocare un dialogo inclusivo tra le Parti, nel 2018, per fare il punto sullo sforzo aggregato nella direzione dell’obiettivo climatico di lungo termine e per infor‐
mare circa la preparazione di nuovi contributi. L’Accordo è aperto alla firma delle Parti per un anno dal 22 aprile 2016 presso il Segretariato gene‐
rale delle Nazioni Unite a New York. Entrerà in vigore, per le Parti interessate, dal 30° giorno in cui lo avranno ratificato 55 Parti per un peso emissivo del 55% delle emissioni globali. Per l’Unione europea, gli impegni assunti nel negoziato internazionale sono quelli definiti nel 2014 per gli obiettivi al 2030 e ripresi a inizio 2015 nella Comunicazione «Unione dell’Energia» volta a favorire un’ulteriore integrazione dei mercati energetici. 19 1.2
Gli obiettivi energetici europei: stato di attuazione e nuovi traguardi Dopo le significative novità intervenute nel corso 2014 sul fronte comunitario, con l’adozione di obiettivi al 2030 che vedono rispettivamente un target europeo per i consumi rinnovabili del 27%, di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra del 40% e di miglioramento del 27% dell’efficienza energetica, anche il 2015 è stato caratterizzato dalla pubblicazione di documenti ri‐
levanti per la politica energetica dell’Unione europea. Di particolare importanza è stata la Comunicazione di febbraio «Una strategia quadro per una Unione dell’Energia resiliente corredata da una politica in materia di cambiamenti climatici» con cui la Commissione ha voluto ribadire che l’obiettivo centrale dell’esecutivo comunitario è garanti‐
re energia sicura, sostenibile e a prezzi accessibili. Misure specifiche riguardano cinque settori chiave, fra cui sicurezza energetica, efficienza e decarbonizzazione, con un’attenzione specifica all’esigenza di una governance rafforzata che permetta di monitorare la strada verso gli obiettivi concordati e accrescere la cooperazione tra Stati membri. Integrazione del mercato energetico e approccio olistico in materia di politiche climatiche ed energetiche sono sicuramente le sfide da affrontare nei prossimi anni. La Comunicazione è completata da due allegati: la seconda lista di Progetti di Interesse Comune (Projects of Common Interest, PCIs), che elenca i progetti infrastrutturali europei necessari a con‐
seguire gli obiettivi di politica energetica, e una guida alla compilazione dei piani nazionali per l’energia e il clima, con lo scopo di fornire agli Stati membri una base di partenza per l’elaborazione dei rispettivi piani dal 2021 al 2030; la guida è integrata da una proposta di indicato‐
ri chiave che dovrebbero consentire di monitorare i progressi. Nell’estate, il parere positivo espresso dal Consiglio su questa strategia ha sostenuto la Commis‐
sione nell’avviare una road map ambiziosa per il prossimo anno e mezzo che prevede la presenta‐
zione di numerose proposte legislative in materia di sicurezza degli approvvigionamenti, fonti rin‐
novabili, sistema di scambio di quote di emissione, efficienza energetica, performance energetica degli edifici, ecodesign, trasporti, contratti intergovernativi in campo energetico, tenendo conto anche degli esiti delle consultazioni pubbliche svolte nel corso del 2015. Tra gli aspetti rilevanti del pacchetto adottato a inizio anno è da menzionare la nascita di un ap‐
puntamento annuale per il monitoraggio dello stato dell’Unione dell’Energia. Nella prima relazio‐
ne, pubblicata a novembre 2015, sono stati esaminati i progressi compiuti nel corso dell’anno ri‐
spetto alle aree tematiche individuate dalla Comunicazione di febbraio, e sono altresì identificate le principali aree di intervento per l’anno successivo a livello nazionale, regionale ed europeo. Quanto, in particolare, agli obiettivi complessivi rispetto alla direttiva rinnovabili (2009/28/CE), l’ultimo report (di giugno, «Relazione sui progressi compiuti nel campo delle energie rinnovabili», COM(2015) 293 finale), ha mostrato come l’Unione preveda il superamento dei target preassegna‐
ti al 2020 per una ventina di Paesi. L’Italia è risultata essere una tra questi. I progressi compiuti dall’UE sono stati valutati in base ai dati Eurostat per il 2013 e alle proiezioni elaborate secondo il modello Green –X per il 2014. La previsione per il nostro Paese è stata confermata dalla terza rela‐
zione biennale (Progress Report) presentata a Bruxelles a dicembre 2015 con dati aggiornati al 2014. 20
Il GSE, come previsto dal D.Lgs. 28/2011, ha elaborato la relazione a supportato del MiSE, in con‐
tinuità con il lavoro di collaborazione già svolto per la predisposizione delle precedenti relazioni. Le informazioni contenute nel Progress Report riguardano molteplici aspetti: dati statistici sull’energia prodotta e consumata, procedure autorizzative, trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, regimi di sostegno in tutti i settori, disponibilità e uso delle biomasse e rela‐
zione 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. In particolare per il biennio di riferimento sono state segnalate novità normative intervenute quali, ad esempio, l’aggiornamento del meccanismo dei Certificati Bianchi, la quanti‐
ficazione dell’obbligo di immissione in consumo di biocarburanti (comprensivo di una quota di biocarburanti avanzati) successivamente al 2015, la semplificazione delle procedure per la realiz‐
zazione e l’esercizio degli impianti fotovoltaici di potenza fino a 20 kW, interventi per lo sviluppo del teleriscaldamento, l’adozione di regole tecniche per l’ammissione degli impianti di biometano al neo‐meccanismo di incentivazione, l’approvazione delle metodologia per il monitoraggio degli obiettivi rinnovabili a livello regionale. Cuore del documento, indispensabile per comprendere il grado di raggiungimento del target na‐
zionale, 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 2014, il 17,07 % dei consumi finali di energia è stato coperto grazie alle fonti rinnovabili ‐ il maggior contributo fornito dal settore ter‐
mico, con il 49% dei consumi totali di energia rinnovabile, seguito dall’elettrico (46%) e dai tra‐
sporti (5%) ‐ superando l’obiettivo previsto per l’Italia dalla direttiva 2009/28/CE pari al 17% al 2020. Sebbene il raggiungimento in anticipo del target sia stato favorito anche, ma non solo in quanto la crescita delle rinnovabili è sotto gli occhi di tutti, da fattori congiunturali, tra cui in primis il calo dei consumi energetici complessivi, e dalla disponibilità di nuovi dati ufficiali su alcuni settori, in particolare relativamente all’utilizzo delle biomasse per riscaldamento, esso rimane un risultato di grande rilievo. 21 Figura 1 Quota dei consumi finali da fonti rinnovabili e target 2020 DATO RILEVATO 2014
PREVISIONI PAN 2014
OBIETTIVO PAN 2020
OBIETTIVO SEN 2020
35‐38%
33,4%
26,4%
21,7%
20%
18,9%
17,1%
17,1%
10,1% 10%
9,2%
4,5%
Settore Elettrico
Settore Termico
19‐20%
17,0%
10,5%
6,0%
Settore Trasporti
Totale Energia da FER
I risultati raggiunti sono ben al di sopra delle proiezioni elaborate nel 2010 per la redazione del Piano di Azione Nazionale (PAN). Il Progress Report aggiorna dunque le stime al 2020 dei consumi finali lordi da fonti rinnovabili nei diversi settori di impiego. Nel farlo tiene conto delle previsioni contenute nella Strategia Energeti‐
ca Nazionale (SEN), approvata nel 2013, secondo la quale al 2020 almeno il 19% dei consumi totali potrebbero essere coperti da fonti rinnovabili. Tabella 1 Serie storica delle quote settoriali e complessive di energia da fonti rinnovabili SETTORE FER – Risc. e raffr. (%) FER‐E (%) FER‐T (%) Quota complessiva di FER (%) di cui da mecc. i cooperazione (%) surplus da mecc. di cooperazione (%) 22 2009 2010
2011
2012
2013 2014
16,43% 18,81% 3,68% 12,78% 0,00% 0,00% 15,64%
20,09%
4,57%
13,02%
0,00%
0,00%
13,82%
23,55%
4,66%
12,88%
0,00%
0,00%
16,98%
27,42%
5,68%
15,44%
0,00%
0,00%
18,10% 31,30% 4,93% 16,74% 0,00% 0,00% 18,89%
33,42%
4,48%
17,07%
0,00%
0,00%
Figura 2 A ndamento dei consumi da fonti rinnovabili e confronto con le traiettorie del PAN CFL FER TOTALE (PAN 2010)
CFL FER RISC. E RAFFR. (PAN 2010)
CFL FER ELETTRICITA' (PAN 2010)
CFL FER TRASPORTI OBIETTIVO 10% (PAN 2010)
ktep
AGGIORNAMENTO 2015
AGGIORNAMENTO 2015
AGGIORNAMENTO 2015
AGGIORNAMENTO 2015
TWh
25.000
275
22.500
250
20.000
225
17.500
200
15.000
175
150
12.500
125
10.000
100
7.500
75
5.000
50
2.500
25
0
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
23
1.3
Novità normative in ambito nazionale Diverse novità normative nazionali sia di tipo legislativo sia regolatorio hanno caratterizzato il 2015, incidendo anche sulle attività operative del GSE. Alcune hanno riguardato regimi esistenti, in particolare i meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili, altre hanno invece meglio definito attività nel raggio d’azione del GSE. Nella fattispecie, ripercorrendo la cronistoria normativa del 2015, il decreto MiSE‐MATTM del 9 gennaio 2015, ha previsto l'istituzione di una Cabina di Regia, cui il GSE è chiamato a partecipare, per garantire un coordinamento ottimale degli interventi e delle misure per l'efficienza energetica degli edifici della pubblica amministrazione e assicurare in particolare il coordinamento delle poli‐
tiche e degli interventi attivati attraverso il Fondo nazionale per l'efficienza energetica. Il decreto MiSE 11 maggio 2015, in attuazione dell’art.40 del D.Lgs. n.28 del 3 marzo 2011, ha ap‐
provato la metodologia da applicare per il monitoraggio del grado di raggiungimento degli obiet‐
tivi regionali, in termini di quota dei consumi finali lordi di energia coperta da fonti rinnovabili, de‐
finiti dal decreto 15 marzo 2012 del Ministero dello sviluppo economico. Il decreto MiSE 19 maggio 2015 ha attuato quanto disposto dall’articolo 30, comma 1, del D.L. 91/2014, convertito con modificazioni dalla legge 116/2014, che prevedeva che dal 1° ottobre 2014 la comunicazione per la realizzazione, la connessione e l'esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nonché per l'installazione e l'esercizio di unità di micro‐
cogenerazione venisse effettuata utilizzando un modello unico. Il decreto, entrato in vigore il 28 maggio, ha semplificato le procedure per la realizzazione, la connessione e l'esercizio di piccoli impianti fotovoltaici integrati sui tetti degli edifici. Il D.M. MIPAAF del 6 agosto 2015 ha modificato il decreto 2 marzo 2010, in materia di emissione dei Certificati Verdi per le verifiche dei controlli delle biomasse, mentre la Circolare del 19 novem‐
bre 2015 dello stesso Ministero ha definito le modalità operative di dettaglio cui gli operatori della filiera devono adeguarsi in modo da consentire la tracciabilità delle biomasse da filiera. Il D.P.R. 24 settembre 2015 ha incluso nel Programma Statistico Nazionale. per il triennio 2014‐
2016, due lavori statistici di competenza esclusiva del GSE: la rilevazione del calore derivato da fonti rinnovabili, dell’energia termica prodotta da pompe di calore, da collettori solari termici, da risorsa geotermica; l’elaborazione e il monitoraggio statistico degli obiettivi di consumo di fonti rinnovabili. Il D.M. MiSE del 22 dicembre 2015, in merito al meccanismo di incentivazione dei Certificati Bian‐
chi, ha revocato le schede tecniche 21T, 36E, 40E, 47E e ha aggiornato la scheda tecnica 22T. La L.208 del 28 dicembre 2015 ‐ meglio nota come legge di stabilità 2016 – ha prorogato anche per il 2016 le detrazioni fiscali del 65% per gli interventi di efficientamento energetico e la detrazione del 50% per le ristrutturazioni edilizie. E’ in0ltre stato disposto il prolungamento del periodo di in‐
centivazione per ulteriori 5 anni per gli impianti a biomassa, biogas e bioliquidi sostenibili che escono o sono usciti dal periodo incentivato entro la fine del 2016. Infine la L.221 del 28 dicembre 2015 ‐ già «Collegato ambientale» alla legge di stabilità 2014 ‐ pre‐
senta numerose disposizioni per la tutela dell’ambiente e la promozione della green economy, tra cui disposizioni incentivanti per i prodotti derivanti da materiali post consumo o dal recupero degli scarti e dei materiali rivenienti dal disassemblaggio dei prodotti complessi, disposizioni per la ge‐
stione del fine vita dei pannelli fotovoltaici, novità sui requisiti tecnici e costruttivi degli impianti termici e novità per i sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biomasse e biogas. Di seguito si propone un quadro sinottico delle principali novità legislative e regolatorie emanate dai Ministeri competenti e dall’AEEGSI nel corso del 2015.
24 Tabella 2 Principali provvedimenti normativi del 2015 RIFERIMENTO NORMATIVO DESCRIZIONE
Legge n.221 del 28 dicembre 2015 Disposizioni in materia ambientale per promuovere misure di green economy e per il contenimento dell'uso eccessivo di risorse naturali Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato Revoca e aggiornamento delle schede tecniche del meccanismo di incentivazione dei Certificati Bianchi Riforma delle tariffe di rete e delle componenti tariffarie a copertu‐
ra degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica. Contestuale aggiornamento delle compensazioni di spesa per i clienti domestici in disagio economico Chiarimenti operativi 2015 sulla tracciabilità delle biomasse di filie‐
ra ai fini del riconoscimento del coefficiente moltiplicativo di 1,8 dei Certificati Verdi Approvazione del Programma statistico nazionale per il triennio 2014‐2016. Aggiornamento 2015‐2016 Deleghe al Governo in materia di riorganizzazione delle ammini‐
strazioni pubbliche Modifica del decreto 2 marzo 2010 in materia di emissione dei Cer‐
tificati Verdi per le verifiche dei controlli delle biomasse Adeguamento linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici Schemi e modalità di riferimento per la compilazione della relazio‐
ne tecnica di progetto ai fini dell’applicazione delle prescrizioni e dei requisiti minimi di prestazione energetica negli edifici Applicazione delle metodologie di calcolo delle prestazioni energe‐
tiche e definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli edi‐
fici Interventi finalizzati alla semplificazione delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connes‐
sione di terzi degli impianti di produzione (TICA) Regole definitive per la qualifica di sistema efficiente di utenza (SEU) o sistema esistente equivalente ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU): approvazione, riconoscimento dei costi sostenuti dal GSE e modifiche alla deliberazione dell’Autorità 578/2013/R/EEL Modalità di copertura tariffaria delle incentivazioni del biometano
immesso nelle reti di trasporto e distribuzione del gas naturale Direttive per le connessioni di impianti di biometano alle reti del gas naturale e disposizioni in materia di determinazione delle quantità di biometano ammissibili agli incentivi Integrazione dell'avvio di procedimento per l'adozione di provve‐
dimenti in materia di regolazione e controllo nel settore teleriscal‐
damento, teleraffrescamento e acqua calda per uso domestico Istituzione della cabina di regia per l'efficienza energetica Legge n.208 del 28 dicembre 2015 D.M. MiSE del 22 dicembre 2015 Delibera AEEGSI n.582/2015/R/EEL del 2 dicembre 2015 Circolare MIPAAF del 19 novembre 2015 D.P.R. 24 settembre 2015 Legge n.124 del 7 agosto 2015 D.M. MIPAAF del 6 agosto 2015 Decreto interministeriale 26 giugno 2015 Decreto interministeriale 26 giugno 2015 Decreto interministeriale 26 giugno 2015 Delibera AEEGSI n.400/2015/R/EEL del 30 luglio 2015 Delibera AEEGSI n.242/2015/R/EEL del 21 maggio 2015 Delibera AEEGSI n.208/2015/R/GAS del 7 maggio 2015 Delibera AEEGSI n.46/2015/R/gas del 12 febbraio 2015 Delibera AEEGSI n.19/2015/R/TLR del 29 gennaio 2015 Decreto Interministeriale MiSE‐MATTM del 9 gennaio 2015 25 Incentivazione
e ritiro
dell’energia
elettrica
2
Incentivazione e ritiro dell’energia elettrica Il sistema italiano di promozione e incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnova‐
bili è caratterizzato da una molteplicità di meccanismi, avvicendatisi e aggiornati nel corso degli anni per rispondere sempre meglio a una logica di orientamento al mercato e di riduzione del livel‐
lo di incentivazione, coerentemente con la contrazione dei costi di generazione. In questo capitolo, dopo una breve illustrazione dei meccanismi gestiti dal GSE e previsti dalla normativa di riferi‐
mento, è dedicata a un’ampia trattazione di ciascun meccanismo. Meccanismi di incentivazione Cip 6/92 È una forma di remunerazione amministrata dell’energia prodotta da fonti rinnovabili e da fonti assimilate attraverso una tariffa incentivante, il cui valore è aggiornato nel tempo. Si tratta di una tipologia di Tariffa Onnicomprensiva poiché la remunerazione riconosciuta include implicitamente sia una componente incentivante sia una componente di valorizzazione dell’energia elettrica im‐
messa in rete. Attualmente non è più possibile accedere a questo meccanismo. Esso continua a essere riconosciuto, tuttavia, a quegli impianti che hanno sottoscritto l’apposita convenzione du‐
rante la vigenza del provvedimento. Conto Energia (CE) È il sistema di incentivazione dedicato agli impianti solari fotovoltaici e solari termodinamici, con‐
sistente originariamente in un premio incentivante fisso erogato sulla base dell’energia prodotta. Nel caso degli impianti fotovoltaici questo schema è stato rivisto dall’ultimo provvedimento di in‐
centivazione, il quinto Conto Energia (D.M. 5/7/2012), in virtù del quale l’incentivo è corrisposto sulla quota di energia prodotta e autoconsumata (premio incentivante) e sulla quota di energia prodotta e immessa in rete (su tale quota l’incentivo assume la forma di una Tariffa Onnicompren‐
siva per impianti fino a 1 MW di potenza ed è invece pari alla differenza tra una tariffa di riferimen‐
to e il prezzo zonale orario nel caso di impianti sopra il MW). Dal 6 luglio 2013 (30 giorni dopo la data di raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 6,7 miliardi di eu‐
ro) gli impianti fotovoltaici non possono più accedere a questa forma di incentivazione. Essa con‐
tinua però a essere riconosciuta a quegli impianti che hanno avuto accesso al meccanismo. 28
Certificati Verdi (CV) I Certificati Verdi sono titoli attribuiti in misura proporzionale all’energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili e da impianti cogenerativi abbinati al teleriscaldamento, entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. Il numero di CV spettanti è differente a seconda del tipo di fonte e di interven‐
to impiantistico realizzato (nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale, riat‐
tivazione). I produttori possono vendere i Certificati Verdi acquisiti, realizzando così un introito aggiuntivo a quello dato dalla remunerazione dell’energia elettrica prodotta. La domanda sul mer‐
cato dei CV si basa sull’obbligo, posto in capo a soggetti produttori e importatori di energia elet‐
trica da fonti convenzionali, di immettere nel sistema elettrico una determinata quota di produ‐
zione di energia da fonti rinnovabili. I CV possono essere altresì ritirati dal GSE. A partire dal 2016, agli impianti che hanno maturato il diritto ai Certificati Verdi e per i quali non è ancora terminato il periodo incentivante, è riconosciuto, per il periodo residuo di incentivazione, un incentivo sulla produzione netta incentivata aggiuntivo ai ricavi conseguenti alla valorizzazione dell’energia. Tariffe Onnicomprensive (TO) È un sistema di tariffe fisse di ritiro dell’energia elettrica immessa in rete, il cui valore include sia la componente incentivante sia la componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in re‐
te. 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 impian‐
ti 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 fi‐
no a 1 MW (200 kW per gli impianti eolici), entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. Incentivi D.M. 6 LUGLIO 2012 Il D.M. 6 luglio 2012 ha stabilito nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elet‐
trica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diversi da quelli fotovoltaici, entrati in esercizio dal il 1° gennaio 2013. Gli impianti sono incentivati 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 diffe‐
renza 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 parte‐
cipazione ad aste competitive mentre nel caso degli impianti più piccoli l’accesso è diretto. 29 Servizi di ritiro dell’energia elettrica Ritiro Dedicato (RID) Il Ritiro Dedicato rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori per il collo‐
camento sul mercato dell'energia elettrica immessa in rete. Essa consiste nella cessione al GSE dell’energia elettrica e sostituisce anche ogni altro adempimento contrattuale relativo all’accesso ai servizi di dispacciamento e di trasporto. 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, mare‐
motrice, del moto ondoso, geotermica, idraulica limitatamente alle unità ad acqua fluente o da al‐
tre fonti rinnovabili se nelle titolarità di un autoproduttore. L’accesso al RID è alternativo agli in‐
centivi riconosciuti ai sensi del D.M. 5/7/2012 e D.M. 6/7/2012. Scambio sul Posto (SSP) Il Servizio di Scambio sul Posto consente la compensazione economica tra il valore associato all’energia elettrica immessa in rete e il valore associato all’energia elettrica prelevata e consuma‐
ta in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. A tale regime di commercializ‐
zazione dell’energia elettrica possono accedere gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicem‐
bre 2014 se alimentati da fonti rinnovabili o di Cogenerazione ad Alto Rendimento e di potenza massima non superiore a 200 kW, oppure gli impianti di potenza fino a 500 kW se alimentati da fonti rinnovabili ed entrati in esercizio a partire dal 1° gennaio 2015. L’accesso a tale meccanismo è alternativo agli incentivi riconosciuti ai sensi del D.M. 5/7/2012 e D.M. 6/7/2012. Tabella 3 Remunerazione dell’energia elettrica da FER ai sensi della normativa previgente il D.M. 5 luglio 2012 (quinto Conto Energia) e il D.M. 6 luglio 2012 (decreto FER elettriche) IMPIANTI MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE DURATA Impianti FER CV 15 anni TO Impianti di piccola taglia3 15 anni Conto Energia Impianti fotovoltaici 20 anni Conto Energia Impianti solari termodinamici 25 anni Impianti solari INCENTIVO VALORIZZAZIONE ENERGIA Autoconsumo o mercato Ritiro Dedicato1 Scambio sul Posto2 Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete Autoconsumo o mercato Tariffe del Conto Energia attribuite all’energia prodotta Ritiro Dedicato Tariffe del Conto Energia attribuite all’energia prodotta esclusivamente per la parte solare Scambio sul Posto Vendita CV attribuiti all’energia prodotta 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). Tabella 4 IMPIANTI Impianti FER Impianti solari fotovol‐
taici Impianti solari termo‐
dinamici 30
Remunerazione dell’energia elettrica da FER ai sensi del D.M. 5 luglio 2012 (quinto Conto Energia) e del D.M. 6 luglio 2012 (decreto FER elettriche) MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE DURATA INCENTIVO TO Impianti fino a 1 MW Specifica per tipologia di impianto Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete Tariffa di riferimento ‐ prezzo zonale orario, sull'ener‐
Mercato gia immessa in rete Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell’energia immessa in rete Energia immessa in rete: Tariffa di riferimento ‐ prez‐
zo zonale orario. Mercato Energia autoconsumata: tariffa premio Autoconsumo o mercato Tariffe del Conto Energia attribuite all’energia prodot‐
Ritiro Dedicato ta esclusivamente per la parte solare Scambio sul Posto Incentivo Impianti oltre 1 MW TO Impianti fino a 1 MW Incentivo Impianti oltre 1 MW Conto Energia 20 anni 25 anni VALORIZZAZIONE ENERGIA 2.1 Il Cip 6/92 Ai sensi dell’articolo 3, comma 12 del D.Lgs. 79/1999, dal 2001 il GSE ritira l’energia immessa in re‐
te da diverse tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate1. 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 impianti incentivati:  impianti titolari di convenzione di cessione c.d. «destinata» ai quali è riconosciuta la tariffa Cip
6/92 ovvero la tariffa prevista dalla deliberazione AEEGSI 81/99 per gli impianti da fonti rinno‐
vabili o assimilate delle imprese produttrici‐distributrici soggetti al titolo IV lettera B del prov‐
vedimento Cip 6/92;
 impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è ricono‐
sciuta la tariffa prevista dalla deliberazione AEEGSI 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 deli‐
berazione AEEGSI 62/02 ‐ ex 82/99 (provvedimento in vigore fino al 2004). 2.1.1
RISULTATI NEL PERIODO 2001‐2014
Nel periodo compreso tra il 2001 e il 2014 il GSE ha ritirato un volume complessivo di energia pari a circa 557 TWh per un controvalore cumulato di circa 60,1 miliardi di euro (ossia una remunera‐
zione media pari a circa 108 €/MWh). Ai sensi di quanto previsto all’articolo 3, comma 13 del D.Lgs. 79/1999, il GSE provvede a collocare sul mercato l’energia ritirata dai produttori incentivati. Contribuiscono, pertanto, alla copertura dell’onere sostenuto dal GSE i ricavi derivanti dalla vendi‐
ta dell’energia sul mercato e, a partire dal 2003, quelli derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi di titolarità del GSE (certificati associati alla produzione di impianti Cip 6/92 a fonti rinnovabili en‐
trati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 e riconosciuti per i primi 8 anni di esercizio). La parte residua dell’onere, secondo quanto stabilito dallo stesso articolo 3, comma 13 del D.Lgs. 79/1999, viene inclusa dall’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico tra gli oneri di sistema e posta a carico della componente tariffaria A3 che grava direttamente sui consumatori finali. 1
Nella categoria delle fonti definite assimilate (legge 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. 31 Tabella 5 Energia elettrica ritirata, ex art. 3 c.12, D.Lgs. 79/99, nel periodo 2001‐2014 [GWh] 2001 Cip /92 e Deli. 81/99 2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
47.153 49.765 50.361 52.382
2002 2003 50.296
48.339
46.462
41.653
36.207
37.705
2011 2012 2013 2014
26.686 22.436 15.871 11.466
Delibera 108/97 3.603 1.347 1.140 1.218
966
691
117
54
0
0
0 0 0 0
Delibera 62/02 2.769 2.897 2.411 3.064
0
0
0
0
0
0
0 0 0 0
53.525 54.009 53.912 56.664
51.262
49.030
46.579
41.707
36.207
37.705
Totale Tabella 6 26.686 22.436 15.871 11.466
Energia elettrica ritirata, ex art.3 c.12 D.Lgs. 79/99, nel periodo 2001‐2014: s uddivisione per tipologia di impianto [GWh] 2001 2002 2003 2004
Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi 16.765 17.936 17.252 18.317
di energia Impianti alimentati a combustibili 24.210 24.366 24.434 25.025
fossili o idrocarburi Totale Fonti Assimilate 40.975 42.302 41.686 43.342
76,6% 78,3% 77,3% 76,5%
2005
2006
2007
2008
2009
2010
17.138
17.428
17.161
16.236
13.845
16.197
24.182
22.262
21.173
18.043
15.518
15.363
41.320
80,6%
39.690
81,0%
38.334
82,3%
34.278
82,2%
29.363
81,1%
31.560
83,7%
2011 2012 2013 2014
15.071 12.564 9.204 6.392
3.413 2.607
21.807 18.340 12.617 81,7% 81,7% 79,5% 8.999
78,5%
6.736 5.776 Impianti idroelettrici 7.520 5.820 4.651 5.235
1.746
1.514
703
679
455
175
7 0 0 Impianti geotermici 1.781 1.849 2.578 2.012
1.843
1.454
1.237
813
764
283
2,4 0 0 0
Impianti eolici 1.100 1.271 1.274 1.407
1.201
1.117
1.281
1.153
880
816
465 325 198 197
Impianti solari Biomasse, biogas e rifiuti Totale Fonti Rinnovabili Totale Tabella 7 0
0 0 0 0
0
0
0
0
0
0
0 0 0 0
2.149 2.767 3.723 4.694
5.152
5.255
5.025
4.784
4.745
4.871
4.406 3.771 3.056 2.270
12.550 11.707 12.226 13.348
9.943
9.340
8.245
7.429
6.844
6.145
4.879 4.096 3.254 2.467
23,4% 23,5%
19,4%
19,0%
17,7%
17,8%
18,9%
16,3%
18,3% 18,3% 20,5% 21,5%
53.525 54.009 53.912 56.690
51.262
49.030
46.579
41.707
36.207
37.705
26.686 22.436 15.871 11.466
21,7% 22,7% Costo di ritiro dell’energia, ex art.3 c.12 D.Lgs. n.79/99, nel periodo 2001‐2014: suddivisione per tipologia di fonte 2001 € mln €/MWh
2002 € mln €/MWh
2003 € mln €/MWh
2004 € mln €/MWh
2005 € mln €/MWh
2006 € mln €/MWh
2007 € mln €/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
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
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
€ mln
€/MWh
€ mln
€/MWh
€ mln
€/MWh
€ mln
€/MWh
€ mln
€/MWh
€ mln
€/MWh
€ mln
€/MWh
Fonti Assimilate 3.957
115,4
2.871
97,8
2.869
90,9
2.306
105,7
2.228
121,5
1.491
118,2
908
100,9
Fonti Rinnovabili 1.495
201,2
1.256
183,5
1.092
177,8
882
180,7
748
182,6
608
186,8
468
189,5
Totale 5.452
130,7
4.127
114
3.961
105,1
3.188
119,5
2.976
132,6
2.099
132,2
1.375
119,9
2008 32
2009 2010 2011 2012 2013 2014 Viene di seguito evidenziata, anno per anno, la copertura dell’onere sostenuto dal GSE per tipolo‐
gia di fonte e di ricavo. Si specifica a tale proposito quanto segue:  le modalità di vendita dell’energia Cip 6/92 al mercato non prevedono una differenziazione tra energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e energia prodotta da impianti ali‐
mentati da fonti assimilate che, pertanto, vengono collocate allo stesso prezzo;  ai fini della determinazione dell’esigenza di gettito A3 per singola tipologia di fonte, i ricavi de‐
rivanti dalla vendita dei Certificati Verdi sono ripartiti tra fonti assimilate e fonti rinnovabili pro‐
porzionalmente all’energia ritirata dal GSE. Tabella 8 Copertura dell’onere di ritiro dell’energia, ex art.3 c.12 D.Lgs. 79/1999 nel periodo 2001‐2014: suddivisione per tipologia di fonte e di ricavo Fonti Assimilate Costo di ritiro energia Vendita energia Ricavi vendita CV Esigenza gettito A3 Fonti Rinnovabili Costo di ritiro energia Vendita energia Ricavi vendita CV Esigenza gettito A3 Totale Costo di ritiro energia Vendita energia Ricavi vendita CV Esigenza gettito A3 2001 € mln €/MWh
2002 € mln €/MWh
2003 € mln €/MWh
2004 € mln €/MWh
2005 € mln €/MWh
2006 € mln €/MWh
2007 € mln €/MWh
3.468
2.298
‐
1.170
84,6
56,1
‐
28,6
3.380
2.124
‐
1.256
79,9
50,2
‐
29,7
3.429
2.301
152
976
82,3
55,2
3,6
23,4
3.696
2.202
125
1.369
85,3
50,8
2,9
31,6
4.044
2.165
82
1.797
97,9
50
1,9
46
4.428
2.200
3
2.224
111,6
55,4
0,1
56
3.750
2.333
‐
1.417
97,8
60,9
‐
37
1.232
704
‐
528
98,2
56,1
‐
42,1
1.289
588
‐
701
110,1
50,2
‐
59,9
1.538
675
45
818
125,8
55,2
3,6
66,9
1.740
678
39
1.023
130,3
50,8
2,9
76,6
1.722
395
15
1.312
173,2
50
1,9
121,3
1.771
518
1
1.253
189,7
55,4
0,1
134,2
1.484
502
‐
982
179,9
60,9
‐
119,1
4.700
3.002
87,8
56,1
4.669
2.712
86,5
50,2
4.967
2.976
197
1.794
92,1
55,2
3,6
33,3
5.436
2.880
164
2.392
95,7
50,8
2,9
42,2
5.766
2.560
97
3.109
112,5
50
1,9
60,6
6.199
2.718
3
3.477
126,4
55,4
0,1
70,9
5.234
2.835
112,4
60,9
‐
‐
‐
‐
1.698
31,7
1.957
36,2
‐
‐
2.399
51,5
Fonti Assimilate Costo di ritiro energia Vendita energia Ricavi vendita CV Esigenza gettito A3 Fonti Rinnovabili Costo di ritiro energia Vendita energia Ricavi vendita CV Esigenza gettito A3 Totale Costo di ritiro energia Vendita energia Ricavi vendita CV Esigenza gettito A3 2008 € mln €/MWh
2009 € mln €/MWh
2010 € mln €/MWh
2011 € mln €/MWh
2012 € mln €/MWh
2013 € mln €/MWh
2014 € mln €/MWh
3.892
2.508
2.871
1.998
2.806
2.037
2.279
1.613
2.228
1.444
1.491
859,5
908
483,9
113,5
73,2
97,8
63,3
88,9
64,6
104,5
74
121,5
78,7
118,2
68,1
100,9
53,8
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
1.384
40,4
873
34,4
769
24,4
666
30,5
784
42,7
631,7
50,08
424
47,1
1.481
544
199,3
73,2
1.256
433
183,5
63,3
1.092
369
177,8
64,6
882
361
180,7
74
748
322
182,6
78,7
607,9
221,7
186,8
68,1
468
132,7
189,5
53,8
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
937
126,2
822
120,2
696
113,2
521
106,8
426
104
386,2
118,68
334,9
135,7
5.373
3.051
128,8
73,2
4.127
2.431
114
63,3
3.898
2.406
103,4
64,6
3.161
1.974
118,4
74
2.976
1.766
132,6
78,7
2.099
1.081
132,3
68,1
1.375
617
119,9
53,8
‐
‐
2.322
55,7
‐
1.695
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
50,6
1.465
38,8
1.187
44,4
1.210
53,9
1.018
‐
‐
64,1
‐
759
66,2
33 2.1.2
ENERGIA CIP 6/92 RITIRATA NEL 2015
Nel 2015 il GSE ha ritirato dai produttori Cip 6/92 un volume di energia pari a 9,1 TWh (2,4 TWh in meno rispetto all’anno precedente per effetto della progressiva scadenza delle convenzioni e delle risoluzioni anticipate effettuate nel 2014). Si riporta nella tabella seguente il confronto tra l’ammontare della potenza Cip 6/92 afferente alle convenzioni valide al 31 dicembre 2015 e il corri‐
spondente valore del 2014, con la suddivisione per tipologia di fonte. Nel corso del 2015 non sono state presentate altre istanze di risoluzione anticipata (le eventuali istanze dovevano essere invia‐
te entro il 30 settembre, termine ultimo per aderire a tale proposta). Tabella 9 Potenza contrattuale Cip 6/92 [MW] e numero delle convenzioni valide
a fine 2014 e a fine 2015, per tipologia di fonte 2014 NUMERO POTENZA CONVENZIONI CONTRATTUALE [MW] Impianti alimentati a combustibili di processo
o residui o recuperi di energia
Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi Totale Fonti Assimilate Impianti idroelettrici Impianti geotermici Impianti eolici Impianti solari Biomasse, biogas e rifiuti Totale Fonti Rinnovabili Totale 2015 NUMERO POTENZA CONVENZIONI CONTRATTUALE [MW] 548 1 548 1 356 904 0 0 150 0 416 566 1.470 1 2 0 0 13 0 53 66 68 356 904 0 0 121,5 0 355,5 477 1.381 1 2 0 0 10 0 34 44 46 Nella tabella successiva è riportato l’ammontare dell’energia ritirata dal GSE nel 2015 e la corri‐
spondente valorizzazione per tipologia di impianto. Tabella 10 Acquisto di energia, ex art.3 c.12 D.Lgs. 79/1999, nel 2015 ENERGIA INCENTIVATA GWh Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi di energia
Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi
Totale Fonti Assimilate Impianti idroelettrici Impianti geotermici Impianti eolici
Impianti solari
Biomasse, biogas e rifiuti Totale Fonti Rinnovabili Totale 34 COSTO DI INCENTIVAZIONE € mln COSTO SPECIFICO DI INCENTIVAZIONE €/MWh 4.430
426,2
96,2
2.478
6.909
75,9%
0
0
167,7
0
2.029
236,7
662,9
62,4%
0
0
15,4
0
384,9
95,5
96,0
2.196 24,1%
9.105
400,2
37,6%
1.063,2
0
0
91,7
0
189,7
182,2
116,8
2.2
Il Conto Energia Per gli impianti che generano elettricità attraverso la conversione dell’energia solare (impianti so‐
lari fotovoltaici e impianti solari termodinamici) è stato previsto un sistema d’incentivazione spe‐
cifico denominato Conto Energia. Nei seguenti paragrafi è sinteticamente descritta l’evoluzione normativa del Conto Energia e ven‐
gono illustrati i principali risultati dell’incentivazione dell’energia solare nel 2015. 2.2.1
CONTO ENERGIA PER GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
Quadro normativo Il Conto Energia premia con tariffe incentivanti l’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici per un periodo di venti anni. Questo meccanismo, già previsto dal D.Lgs. 387/2003, è diventato operativo in seguito all’entrata in vigore dei decreti interministeriali del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006 (primo Conto Ener‐
gia). L’attività svolta dal GSE è consistita nella gestione e nell’esame della documentazione inviata dai soggetti responsabili, nel monitoraggio delle scadenze legate agli adempimenti previsti dalla normativa e nella gestione commerciale/amministrativa degli incentivi legati all’energia prodotta dagli impianti. Con l’emanazione del D.M. 19 febbraio 2007 è entrato in vigore il secondo Conto Energia, attra‐
verso il quale si è provveduto a rimuovere alcune criticità che rappresentavano un freno alla realiz‐
zazione degli impianti fotovoltaici, modificando e semplificando le regole di accesso alle tariffe in‐
centivanti. Successivamente, il D.M. 6 agosto 2010 ha dato avvio al terzo Conto Energia, da applicarsi agli impianti entrati in esercizio a partire dal 1° gennaio 2011, il quale, oltre a dare continuità al mec‐
canismo di incentivazione, ha introdotto specifiche tariffe per impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative e impianti fotovoltaici a concentrazione. Con la legge 13 agosto 2010 n. 129 (cosiddetta «legge salva Alcoa») sono poi state confermate le tariffe dell’anno 2010 del se‐
condo Conto Energia a tutti gli impianti in grado di certificare la conclusione dei lavori entro il 31 dicembre 2010 e di entrare in esercizio entro il 30 giugno 2011. Dopo l’emanazione del D.Lgs. 28/2011 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 fo‐
tovoltaica e di introdurre un limite di costo cumulato annuo degli incentivi, fissato in 6 miliardi di euro. 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 de‐
terminato il raggiungimento del valore annuale del costo cumulato annuo degli incentivi di 6 mi‐
liardi di euro e ha fissato il 27 agosto 2012 quale data di decorrenza delle modalità di incentivazio‐
ne disciplinate dal nuovo decreto. Il quinto Conto Energia ha confermato in parte le disposizioni già previste dal quarto Conto Ener‐
gia e ha introdotto nuove regole. In particolare, in luogo di un premio incentivante fisso erogato sulla base dell’energia elettrica prodotta, è stato definito un incentivo composto di due aliquote (su due quote diverse dell’energia prodotta):  per quanto riguarda la quota di energia prodotta autoconsumata, è stata prevista una tariffa
premio;
35  per quanto riguarda, invece, la quota di produzione netta immessa in rete:
- per gli impianti di potenza nominale fino a 1 MW è stata prevista una Tariffa Onnicomprensi‐
va, determinata sulla base della potenza e della tipologia di impianto; - per gli impianti di potenza nominale superiore a 1 MW è stato previsto il riconoscimento della differenza fra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario (essendo la valorizzazione dell’energia elettrica nella responsabilità del produttore). Le disposizioni di incentivazione degli impianti fotovoltaici hanno cessato di applicarsi (nel senso che non potevano accedervi operatori ulteriori rispetto a quelli che avevano già ottenuto il diritto all’incentivazione) il 6 luglio 2013, decorsi trenta giorni dalla data di raggiungimento 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. Oltre il suddetto termine, e anche nel corso del 2015, hanno mantenuto il diritto a essere valutate le richieste di riconoscimento degli incentivi inviate al GSE relative a:  impianti ammessi in posizione utile nei registri aperti ai sensi del quinto Conto Energia, non de‐
caduti, entrati in esercizio entro il 30 settembre 2015, da realizzare in zone che, nel corso degli
anni 2012 e 2013, sono state riconosciute colpite da eventi calamitosi di cui alle delibere del
Consiglio dei Ministri del 10 luglio 2014 ai sensi della legge 147/ 2014 (legge di stabilità 2014);
 impianti conformi alle regole del quarto Conto Energia, entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2015, interessati dalle disposizioni normative relative agli interventi urgenti in favore delle po‐
polazioni 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.
Impianti entrati in esercizio al 31 dicembre 2015 con il Conto Energia Il meccanismo d’incentivazione in Conto Energia, operativo in Italia dalla fine del 2005, ha garanti‐
to, nel periodo della sua operatività, una crescita rilevante del settore fotovoltaico, soprattutto tra il 2011 e il 2012. Al 31 dicembre 2015 risultano entrati in esercizio ai sensi del Conto Energia 550.568 impianti, per una potenza totale di 17.701 MW, di cui:  5.723 con il primo Conto Energia, per una potenza di 163 MW;
 203.725 con il secondo Conto Energia, per una potenza di 6.804 MW;
 38.630 con il terzo Conto Energia, per una potenza di 1.553 MW;
 204.556 con il quarto Conto Energia, per una potenza di 7.776 MW;
 97.934 con il quinto Conto Energia per una potenza di 1.405 MW.
L’articolo 7 del D.M. 19 febbraio 2007 (secondo Conto Energia) aveva introdotto la possibilità di ottenere maggiorazioni delle tariffe incentivanti per gli impianti in Scambio sul Posto a seguito di interventi di riqualificazione energetica dell’unità immobiliare servita dall’impianto fotovoltaico e per nuovi edifici particolarmente performanti. L’applicazione di tale premio abbinato a un uso ef‐
ficiente dell’energia ha trovato continuità nell’ambito del terzo e quarto Conto Energia. Al 31 di‐
cembre 2015 sono pervenute complessivamente 3.053 richieste.
36 Figura 3 Evoluzione storica del numero e della potenza degli impianti fotovoltaici entrati in esercizio, suddivisi per Conto Energia di riferimento 2015
550.568
17.701 MW
2014
550.552
17.694 MW
2013
549.793
17.603 MW
2012
480.638
2011
331.267
2010
12.887 MW
155.696
2009
2008
16.460 MW
3.457 MW
71.093
I C.E.
II C.E.
III C.E.
IV C.E.
V C.E.
1.136 MW
31.737
417 MW
Figura 4 Distribuzione del numero e della potenza degli impianti fotovoltaici entrati in esercizio, per classe di potenza e Conto Energia di riferimento P > 5000 kW
167
1000 kW < P ≤ 5000 kW
964
200 kW < P ≤ 1000 kW
20 kW < P ≤ 200 kW
1.508 MW
2.195 MW
11.125
7.277 MW
48.723
3.808 MW
3 kW < P ≤ 20 kW
1 kW ≤ P ≤ 3 kW
313.023
176.566
2.424 MW
490 MW
I C.E.
II C.E.
III C.E.
IV C.E.
V C.E. 37 Tabella 11 Impianti incentivati con il Conto Energia in esercizio al 31 dicembre 2015: suddivisione per regioni e classi di potenza REGIONE 1 KW ≤ P ≤ 3 KW 3 KW < P ≤ 20 KW 20 KW < P ≤ 200 KW 200 KW < P ≤ 1000 KW 1000 KW < P ≤ 5000 KW
P > 5000 KW TOTALE NUMERO POTENZA NUMERO POTENZA NUMERO POTENZA NUMERO POTENZA NUMERO POTENZA NUMERO POTENZA NUMERO POTENZA
PUGLIA 11.309 31.755
22.146
168.424
2.864
208.255
1.815 1.562.152
55
172.083
36
355.753
38.225 2.498.422
LOMBARDIA 27.410 76.125
39.134
300.534
8.880
709.171
1.340
733.176
61
112.698
3
17.992
76.828 1.949.696
EMILIA ROMAGNA 19.277 50.925
25.773
208.941
5.958
474.609
1.134
707.080
155
284.068
4
48.656
52.301 1.774.278
VENETO 21.571 60.141
45.751
320.575
5.926
476.086
930
529.316
47
80.011
14
160.505
74.239 1.626.635
PIEMONTE 12.303 34.325
20.497
177.463
4.550
365.054
1.088
637.532
93
203.054
4
25.730
38.535 1.443.159
SICILIA 10.913 30.977
23.992
182.090
2.234
172.095
543
394.140
87
250.639
21
178.651
37.790 1.208.593
LAZIO 11.161 30.168
18.659
134.305
1.616
130.082
415
264.079
100
274.650
35
309.040
31.986 1.142.325
MARCHE 6.700 18.386
9.756
80.802
2.382
193.351
937
592.901
50
110.803
3
20.890
19.828 1.017.133
TOSCANA 10.608 28.897
14.860
121.148
2.571
203.808
415
248.656
32
55.973
4
33.585
28.490
SARDEGNA 8.630 24.461
16.763
117.851
970
77.049
244
150.447
86
183.515
16
126.419
26.709
692.067
679.742
ABRUZZO 3.213 9.079
9.246
74.898
1.238
101.905
481
344.562
55
120.341
2
11.851
14.235
662.637
CAMPANIA 5.243 14.917
13.589
101.533
1.310
106.290
339
210.510
49
123.971
11
99.601
20.541
656.822
FRIULI VENEZIA GIULIA CALABRIA 6.381 17.938
15.860
113.029
1.772
136.782
169
101.294
25
69.006
4
27.358
24.211
465.408
4.549 13.021
11.905
94.950
1.059
77.289
218
129.384
26
53.166
8
80.051
17.765
447.861
UMBRIA 4.601 12.772
6.808
55.174
1.450
103.970
345
227.530
20
43.203
‐
‐
13.224
442.649
TRENTINO ALTO ADIGE BASILICATA 7.737 21.983
9.040
92.810
2.425
170.695
205
92.127
3
4.931
‐
‐
19.410
382.547
1.721 4.921
3.645
33.975
853
50.879
351
245.230
4
8.034
1
5.216
6.575
348.255
MOLISE 585 1.663
2.098
17.742
271
20.024
100
76.722
13
40.618
1
6.500
3.068
163.268
LIGURIA 2.116 5.622
2.487
18.857
301
23.840
54
28.290
3
4.167
‐
‐
4.961
80.775
538 1.491
1.014
8.786
93
7.228
2
1.440
‐
‐
‐
‐
1.647
18.946
VALLE D'AOSTA TOTALE 176.566 489.567
313.023 2.423.889
38 48.723 3.808.463
11.125 7.276.569
964 2.194.930
167 1.507.798
550.568 17.701.217
Figura 5 Numero degli impianti in esercizio con il Conto Energia al 31 dicembre 2015: s uddivisione per regioni e classi di potenza P > 5000 kW
1000 kW < P ≤ 5000 kW
200 kW < P ≤ 1000 kW
20 kW < P ≤ 200 kW
3 kW < P ≤ 20 kW
1 kW ≤ P ≤ 3 kW
‐
‐
2 93 1.014 538 VALLE D'AOSTA
‐
3 54 301 LIGURIA
2.487 2.116 1 13 100 271 2.098 585 MOLISE
1 4 351 853 3.645 1.721 BASILICATA
‐
3 205 TRENTINO ALTO ADIGE
2.425 ‐
20 345 1.450 UMBRIA
9.040 7.737 6.808 4.601 8 26 218 1.059 CALABRIA
11.905 4.549 4 25 169 FRIULI VENEZIA GIULIA
1.772 15.860 6.381 11 49 339 1.310 CAMPANIA
13.589 5.243 2 55 481 1.238 3.213 ABRUZZO
9.246 16 86 244 970 SARDEGNA
16.763 8.630 4 32 415 TOSCANA
2.571 10.608 3 50 937 2.382 MARCHE
6.700 14.860 9.756 35 100 415 1.616 LAZIO
11.161 21 87 543 SICILIA
18.659 2.234 23.992 10.913 4 93 1.088 PIEMONTE
4.550 12.303 14 47 930 VENETO
20.497 5.926 45.751 21.571 4 155 1.134 EMILIA ROMAGNA
5.958 25.773 19.277 3 61 LOMBARDIA
1.340 8.880 39.134 27.410 36 55 PUGLIA
1.815 2.864 22.146 11.309 ‐
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
39 Figura 6 Potenza degli impianti entrati in esercizio con il Conto Energia al 31 dicembre 2015:
suddivisione per regioni e classi di potenza [MW] P > 5000 kW
1000 kW < P ≤ 5000 kW
200 kW < P ≤ 1000 kW
20 kW < P ≤ 200 kW
3 kW < P ≤ 20 kW
1 kW ≤ P ≤ 3 kW
‐
‐
1 7 9 1 VALLE D'AOSTA
‐
4 28 24 19 6 LIGURIA
7 41 77 20 18 2 MOLISE
5 8 BASILICATA
5 ‐
5 TRENTINO ALTO ADIGE
245 51 34 92 93 22 ‐
171 43 UMBRIA
13 228 104 55 80 53 129 77 95 13 CALABRIA
27 FRIULI VENEZIA GIULIA
18 69 101 137 113 100 124 211 106 102 CAMPANIA
15 12 120 102 75 ABRUZZO
9 SARDEGNA
77 24 345 126 184 150 118 34 56 TOSCANA
21 MARCHE
249 204 121 29 111 18 LAZIO
309 275 264 130 134 30 179 SICILIA
251 26 203 PIEMONTE
80 161 321 60 49 113 0
40 172 208 168 200
707 733 709 301 76 32 475 209 51 PUGLIA
529 476 284 EMILIA ROMAGNA
18 638 365 177 34 LOMBARDIA
394 172 182 31 VENETO
593 193 81 356 1.562 400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
Il GSE nell’ambito delle sue funzioni ha la responsabilità di verificare, per gli impianti ammessi al Conto Energia, il permanere dei requisiti che hanno garantito l’accesso alle tariffe incentivanti, gestendo pertanto tutte le comunicazioni, presentate dai soggetti responsabili dopo la sottoscri‐
zione della convenzione, riferite a esigenze di gestione degli impianti durante l’esercizio. In data 1° maggio 2015 è stato pubblicato un documento tecnico di riferimento, col fine di regola‐
re la corretta gestione in efficienza degli impianti incentivati, nel rispetto del quadro normativo. Dal 9 luglio 2015 ne è stata tuttavia sospesa l’efficacia in attesa di una regolazione della materia attraverso una specifica normativa. Al 31 dicembre 2015 risultano pervenute al GSE oltre 9.500 comunicazioni relative a interventi di modifica degli impianti fotovoltaici incentivati, di cui circa 6.500 nel corso del solo 2015. A queste si sommano le comunicazioni relative a interventi di potenziamento, per i quali il soggetto respon‐
sabile non ha richiesto l’accesso ai meccanismi di incentivazione. Al 31 dicembre 2015 sono circa 1.000 le comunicazioni di avvenuta realizzazione di interventi di potenziamento, di cui circa 300 nel corso del solo 2015. A seguire si riportano alcuni grafici relativi alle richieste di modifica pervenute e agli interventi di potenziamento comunicati. Figura 7 Distribuzione degli interventi di modifica effettuati sugli impianti, con indicazione di dettaglio per gli interventi più numerosi, riguardanti la sostituzione di componenti SPOSTAMENTO DELL’IMPIANTO MODIFICHE DEL PUNTO DI CONNESSIONE DELL’IMPIANTO
ALTRE MODIFICHE *
SOSTITUZIONE DEI COMPONENTI ‐ INVERTER
SOSTITUZIONE DEI COMPONENTI ‐ MODULI
SOSTITUZIONE DEI COMPONENTI ‐ CONTATORI
SOSTITUZIONE DEI COMPONENTI ‐ ALTRO**
12%
6%
20%
64%
22%
4%
12%
24%
* Le altre tipologie di modifica riguardano: variazione delle modalità installative, interventi di modifica della configurazione elettrica, riduzione della potenza di impianto, variazione della proprietà del sito di installazione, variazione del regime di cessione in rete, rettifiche dei dati di impianto
** Tra gli altri componenti figurano: trasformatori, dispositivi di interfaccia, ottimizzatori, quadro elettrico e altri componenti minori
41 Figura 8 Distribuzione degli interventi di modifica effettuati sugli impianti: suddivisione
per Conto Energia di riferimento, classe di potenza e tipologia di installazione PRIMO CONTO ENERGIA
SECONDO CONTO ENERGIA
TERZO CONTO ENERGIA
QUARTO CONTO ENERGIA
QUINTO CONTO ENERGIA
8%
INTEGRATO
PARZIALMENTE INTEGRATO
ALTRO
BIPV
CPV
1 ≤ P ≤ 3
3 < P ≤ 20
20 < P ≤ 200
200 < P ≤ 1000
1000 < P ≤ 5000
0,02%
3%
0,5%
1,4% 12%
12%
5%
22%
30%
53%
52%
33%
41%
22%
5%
Figura 9 Distribuzione degli interventi di potenziamento non incentivato di impianti esistenti:
suddivisione per Conto Energia di riferimento, classe di potenza2 e tipologia di installazione 1 ≤ P ≤ 3
3 < P ≤ 20
20 < P ≤ 200
200 < P ≤ 1000
1000 < P ≤ 5000
P > 5000
PRIMO CONTO ENERGIA
SECONDO CONTO ENERGIA
TERZO CONTO ENERGIA
QUARTO CONTO ENERGIA
QUINTO CONTO ENERGIA
21%
34%
30%
45%
61%
29%
6%
2
42 8% 1%
4%
3%
17%
INTEGRATO
PARZIALMENTE INTEGRATO
ALTRO
BIPV
41%
La suddivisione per classe di potenza è riferita alla potenza dell’impianto incentivato in Conto Energie e non alla potenza incrementale né alla potenza totale dell’impianto a seguito del potenziamento. Risultati economici dell’ incentivazione del fotovoltaico in Conto Energia Si riportano di seguito i risultati economici dell’incentivazione degli impianti in Conto Energia. In particolare, con riferimento al 2015, l’energia incentivata risulta complessivamente pari a circa 21,7 TWh, per un totale di 6.297 milioni di euro di corrispettivi erogati. Si riporta altresì la suddivisione dell’energia e degli importi erogati per Conto Energia di riferimen‐
to; in proposito si osserva come i maggiori contributi derivino dal II Conto Energia (3.050 € mln a fronte di 8.477 GWh) e dal IV Conto Energia (2.331 € mln a fronte di 9.430 GWh). Infine, è rappresentata la distribuzione di energia e corrispettivi per classe di potenza, che eviden‐
zia come i maggiori contributi siano associati alla classe 200‐1000 kW e 20‐200 kW, con quote ri‐
spettivamente del 40% e 22% in termini di importi erogati. Tabella 12 Energia incentivata e corrispettivi erogati nel 2015 agli impianti fotovoltaici:
suddivisione per conto energia di riferimento [GWh] PRIMO CONTO
SECONDO CONTO TERZO CONTO
QUARTO CONTO QUINTO CONTO
TOTALE ENERGIA INCENTIVATA (GWH) CORRISPETTIVI EROGATI (€ mln)
206 8.477 2.016 9.430 1.584 21.714 90
3.050
612
2.331
214
6.297
43 Figura 10 Distribuzione percentuale dell’energia fotovoltaica incentivata nel 2015 1 kW ≤ P ≤ 3 kW
3 kW < P ≤ 20 kW
20 kW < P ≤ 200 kW
200 kW < P ≤ 1000 kW
1000 kW < P ≤ 5000 kW
P > 5000 kW
PRIMO CONTO
SECONDO CONTO
TERZO CONTO
QUARTO CONTO
QUINTO CONTO
1%
10% 3%
7%
13%
13%
39%
19%
44%
42%
9%
Figura 11 Distribuzione percentuale dei corrispettivi erogati nel 2015 agli impianti fotovoltaici 1 kW ≤ P ≤ 3 kW
3 kW < P ≤ 20 kW
20 kW < P ≤ 200 kW
200 kW < P ≤ 1000 kW
1000 kW < P ≤ 5000 kW
P > 5000 kW
PRIMO CONTO
SECONDO CONTO
TERZO CONTO
QUARTO CONTO
QUINTO CONTO
1%
3%
9% 3%
14%
12%
37%
49%
10%
22%
40%
44
La rimodulazione degli incentivi per gli impianti fotovoltaici Il decreto legge n. 91 del 24 giugno 2014, convertito con modificazioni dalla legge n. 116 dell’11 agosto 2014, ha disposto la rimodulazione degli incentivi spettanti agli impianti fotovoltaici di po‐
tenza incentivata superiore a 200 kW (norma cosiddetta «spalma‐incentivi»). In particolare, a se‐
guito della pubblicazione del D.M. MiSE del 17 ottobre 2014, come previsto all’articolo 26 comma 3 del D.L. 91/2014, gli operatori hanno dovuto optare per una delle tre opzioni di rimodulazione proposte, con effetto dal 2015. L’opzione A prevede il prolungamento dell'incentivazione fino a 24 anni, a fronte di una riduzione dell’incentivo tra il 17% e il 25%; l’opzione B, a parità di periodo residuo di incentivazione, prevede la riduzione dell'incentivo in un primo periodo di fruizione (tra il 10% e il 26%) e un secondo perio‐
do di incremento in egual misura; l’opzione C prevede invece, a parità di periodo residuo di incen‐
tivazione, un taglio dell’incentivo (tra il 6% e l’8%) in funzione della classe di potenza. Tabella 13 Adesione degli impianti fotovoltaici alle diverse opzioni di rimodulazione OPZIONE RIMODULAZIONE A A Totale B B Totale C C Totale Totale DECRETO
NUMERO
POTENZA
(MW)
RIDUZIONE MEDIA INCENTIVO 1° ANNO [%] RIDUZIONE
COSTO INDICATIVO ANNUO NEL 2015 [€ MLN]
Primo Conto Energia
Secondo Conto Energia
Terzo Conto Energia
Quarto Conto Energia
Quinto Conto Energia
1
51
17
93
18
180
41
1.891
398
2.198
295
4.823
72
3.355
700
3.384
393
7.904
12.907
0
27
11
46
10
94
18
1.391
336
1.896
220
3.860
42
2.803
727
2.767
305
6.644
10.598
25% 21% 20% 19% 18% 20% 22% 15% 15% 13% 11% 14% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 10% 0
2
1
3
0
6
2
97
19
78
3
200
2
98
22
64
2
189
395
Primo Conto Energia
Secondo Conto Energia
Terzo Conto Energia
Quarto Conto Energia
Quinto Conto Energia
Primo Conto Energia
Secondo Conto Energia
Terzo Conto Energia
Quarto Conto Energia
Quinto Conto Energia
45 L’insieme degli impianti interessati dalla rimodulazione comprende poco più di 12.900 impianti, per una potenza complessiva di circa 10,6 GW. Di tali impianti, l’1,5% ha optato per l’opzione A, cui corrisponde una riduzione media dell’incentivo nel primo anno del 20% e una riduzione dell’onere nel primo anno pari a 6 € mln; circa il 37,5% ha optato per l’opzione B, cui corrisponde una riduzione media dell’incentivo nel primo anno del 14%, e una riduzione dell’onere nel primo anno pari a 200 € mln; infine, il 61 % rientra nell’opzione C, cui corrisponde una riduzione media dell’incentivo nel primo anno del 7%, e una riduzione dell’onere nel primo anno pari a 189 € mln. Complessivamente quindi, l’insieme delle adesioni alle opzioni di rimodulazione ha determinato una riduzione del costo indicativo annuo nel 2015 pari a circa 395 € mln. Assumendo invariante nel tempo la producibilità degli impianti e il prezzo dell’energia, è possibile tracciare uno scenario evolutivo della variazione dell’onere annuo associato alla rimodulazione degli incentivi. Tale scenario è costruito tenendo conto del fatto che, mentre nell’opzione A e C la riduzione della tariffa è costante nel tempo (sia pure il periodo di incentivazione è esteso nell’opzione A), nell’opzione B per ciascun impianto si prevede un primo periodo di riduzione della tariffa, dipendente dal periodo residuo, seguito da un periodo di eguale incremento della tariffa. La stima risultante descrive una riduzione costante dell’onere per i primi 5 anni; tale riduzione de‐
cresce quindi per lo più linearmente fino al 2026, dopodiché, fino al 2039, si mantiene in un range più contenuto, sia in termini di riduzione (fino al massimo di 37 € mln) sia in termine di incremento dell’onere (fino al massimo di 23 € mln). Figura 12 Scenario di riduzione del costo indicativo annuo legato alla rimodulazione
degli incentivi degli impianti fotovoltaici [€ mln] RIDUZIONE DEL COSTO INDICATIVO ANNUO [€ mln]
395 395 395 395 395 336 277 218 159 102 37 2038
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
‐
‐14 ‐21 ‐23 ‐13 ‐4 ‐1 ‐0 ‐3 ‐2 46
‐
2040
1 14 4 2039
48 2.2.2
I MODULI FOTOVOLTAICI NELL'AMBITO DELLA DISCPILINA SUI RAEE Il D.Lgs. 49/2014 recante «Attuazione della direttiva 2012/19/UE sui rifiuti di apparecchiature elet‐
triche ed elettroniche (RAEE)», in vigore dal 12 aprile 2014, impone determinati obblighi in capo a diversi soggetti, al fine di garantire il finanziamento delle operazioni di ritiro, raccolta, trasporto, trattamento adeguato, recupero e smaltimento ambientalmente compatibile dei RAEE. Il dettato normativo interviene in via specifica anche nella gestione dei rifiuti derivanti da pannelli fotovol‐
taici: a tal riguardo, il decreto introduce una disciplina particolare, coinvolgendo il GSE nell’applicazione della stessa. Per quanto concerne la gestione dei rifiuti prodotti dai pannelli fotovoltaici che beneficiano del Conto Energia, il decreto stabilisce che il GSE trattiene dai meccanismi stessi ‐ negli ultimi dieci anni di diritto all’incentivo ‐ una quota finalizzata a garantire la copertura dei costi di gestione dei rifiuti prodotti da tali pannelli fotovoltaici. L’obiettivo è quello di garantire il finanziamento delle operazioni di raccolta, trasporto, trattamento adeguato, recupero e smaltimento ambientalmente compatibile dei suddetti rifiuti. La somma trattenuta sarà restituita qualora sia accertato l’avvenuto adempimento degli obblighi previsti dal D.Lgs. 49/2014 oppure laddove la responsabilità ricada sul produttore a seguito della fornitura di un nuovo pannello. Nel mese di aprile 2015 il GSE ha posto in consultazione pubblica le «Istruzioni operative per la ge‐
stione e lo smaltimento dei pannelli fotovoltaici incentivati». Nel mese di dicembre ‐ dopo aver recepito i principali spunti derivati dalla consultazione pubblica ‐ il GSE ha pubblicato la versione definitiva delle Istruzioni. Esse descrivono le modalità operative a garanzia della gestione dei rifiuti da pannelli fotovoltaici incentivati in Conto Energia e si applica‐
no ai beneficiari del:  I Conto Energia (D.M. 28 luglio 2005 e D.M. 6 febbraio 2006);  II Conto Energia (D.M. 19 febbraio 2007);  III Conto Energia (D.M. 6 agosto 2010);  IV Conto Energia: gli impianti entrati in esercizio fino al 30 giugno 2012 e tutti gli impianti rien‐
tranti nel Titolo IV ‐ impianti a concentrazione (D.M. 5 maggio 2011);  V Conto Energia: gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative e gli impianti a concentrazione (D.M. 5 luglio 2012). Per i beneficiari del quarto e del quinto Conto Energia non rientranti nel perimetro descritto dalle Istruzioni operative, valgono le regole definite all’interno dei decreti di riferimento ai sensi dei quali il GSE ha pubblicato nel mese di dicembre 2012 un disciplinare tecnico riportante la defini‐
zione e verifica dei requisiti dei «Sistemi o consorzi per il recupero e riciclo dei moduli fotovoltaici a fine vita», in attuazione delle regole applicative per il riconoscimento delle tariffe incentivanti. Successivamente il GSE ha pubblicato sul proprio sito internet l’elenco dei sistemi/consorzi per lo smaltimento dei moduli fotovoltaici a fine vita idonei ai sensi del disciplinare tecnico. In tale peri‐
metro di gestione rientrano circa 130.000 impianti sui quali risultano installati circa 10.000.000 di moduli. 47 2.2.3
CONTO ENERGIA PER GLI IMPIANTI SOLARI
TERMODINAMICI
Quadro normativo Il meccanismo di incentivazione in Conto Energia per gli impianti solari termodinamici è stato in‐
trodotto dal D.M. 11 aprile 2008 e successivamente modificato dal D.M. 6 luglio 2012. Esso remu‐
nera, con apposite tariffe, l’energia elettrica imputabile alla fonte solare prodotta da un impianto termodinamico, anche ibrido, per un periodo di 25 anni. Le tariffe restano costanti in moneta cor‐
rente 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 AEEGSI 95/08) che rispettano i se‐
guenti requisiti:  gli impianti devono essere collegati alla rete elettrica (o a piccole reti isolate) e ogni singolo im‐
pianto deve essere caratterizzato da un unico punto di connessione;
 non devono essere utilizzati, come fluido termovettore o come mezzo di accumulo, 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 vincolo 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 di‐
cembre 2012;
 per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2012 la capacità nominale
di accumulo varia in base alla superficie captante, come riportato nella tabella che segue. Tabella 14 Capacità nominale di accumulo [kWh/m 2 ] SUPERFICIE CAPTANTE [m2] CAPACITÀ NOMINALE DI ACCUMULO PER OGNI M2 DI SUPERFICIE CAPTANTE [kWh/m2]
S ≤ 10.000 10.000 < S ≤ 50.000 S > 50.000 Non previsto
> 0,4
> 1,5
L’articolo 28 del D.M. 6 luglio 2012 prevede un limite massimo di potenza incentivabile, ivi inclusa la parte solare degli impianti ibridi, corrispondente a 2.500.000 m2 di superficie 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 degli incentivi riferibili a tutte le fonti rinnovabili diverse dal fo‐
tovoltaico. Il costo indicativo cumulato annuo imputabile agli impianti solari termodinamici con‐
corre al raggiungimento di tale limite. Le tariffe incentivanti sono differenziate in base alla frazione d’integrazione e alla superficie cap‐
tante. 48 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 produ‐
zione 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 medesimo anno. La seguente tabella mostra la variazione delle tariffe in funzione della frazione solare e della su‐
perficie captante degli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2015. Tabella 15 Tariffe per gli impianti solari termodinamici in esercizio entro il 31 dicembre 2015 [€/KWh] FRAZIONE DI INTEGRAZIONE (FINT) Fint≤0,15 0,15 < Fint ≤ 0,50 Fint > 0,50 SUPERFICIE CAPTANTE ≤ 2500 M2 SUPERFICIE CAPTANTE
> 2500 M2
0,36 0,32 0,3 0,32
0,3
0,27
49 Risultati al 31 dicembre 2015 Il D.M. 11 aprile 2008 prevede che, su richiesta del soggetto responsabile, il GSE effettui una veri‐
fica 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. Al 31 dicembre 2015 sono pervenute complessivamente al GSE 27 richieste di verifica preventiva, mentre solo 3 impianti so‐
lari termodinamici hanno richiesto l’accesso agli incentivi a seguito dell’entrata in esercizio. Tabella 16 Richieste di verifica preventiva pervenute dal 2009 al 2015 ANNO RICHIESTA 2009 2009 2009 2009 2009 2010 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 POTENZA ELETTRICA
[MWE]
REGIONE TIPOLOGIA
SUPERFICIE DI
CAPTAZIONE [M2]
FLUIDO
TIPOLOGIA CAPTATORI
50
40
1,25
760
55
1
0,1
15
50
30
0,24
50
0,999
0,999
50
0,011
50
0,672
1,18
0,1
55
0,999
0,999
0,999
50
0,675
0,7
Sicilia Sicilia Abruzzo Sicilia Sardegna Sicilia Sicilia Calabria Sardegna Sardegna Toscana Sardegna Lombardia Sicilia Sardegna Sardegna Sicilia Veneto Sicilia Sicilia Sardegna Sicilia Sicilia Sicilia Sicilia Sicilia Sicilia Solare
Solare
Solare
Ibrido
Solare
Solare
Solare
Ibrido
Solare
Solare
Solare
Solare
Ibrido
Ibrido
Solare
Solare
Ibrido
Solare
Ibrido
Solare
Ibrido
Solare
Solare
Ibrido
Solare
Solare
Solare
316.562
454.637
2.500
30.587
490.500
13.300
910
9.780
748.800
662.000
1.766
658.800
7.872
10.000
703.469
83
389.946
6.768
23.616
437
815.600
9.800
9.800
6.647
412965
2376
2464
Sali fusi
Sali fusi
Acqua
Sali fusi
Sali fusi/Olio diatermico
Olio diatermico
Acqua
Olio diatermico
Sali fusi
Sali fusi
Elio
Sali fusi
Olio diatermico
Olio diatermico
Sali fusi
Elio
Vapore Surriscaldato
Elio
Olio diatermico
Acqua
Sali fusi
Acqua
Acqua
Olio diatermico
Acqua
n.d.
n.d.
Specchi lineari parabolici
Specchi lineari parabolici
Specchi circolari parabolici
Specchi lineari parabolici
Specchi lineari parabolici
Specchi fresnel
Collettori solari
Specchi piani orientabili/fresnel
Specchi lineari parabolici
Specchi lineari parabolici
Dischi parabolici (dish)
Specchi lineari parabolici
Specchi lineari parabolici
Specchi lineari parabolici
Specchi lineari parabolici
Dish stirling
Torre a concentrazione
Dish stirling
Specchi lineari parabolici
Dischi parabolici (dish)
Specchi lineari parabolici
Specchi piani orientabili/fresnel
Specchi piani orientabili/fresnel
Specchi lineari parabolici
Torre a concentrazione
Dish stirling
Dish stirling
Tabella 17 Richieste di accesso all’incentivazione pervenute al 31 dicembre 2015 ANNO RICHIESTA POTENZA ELETTRICA [MWE]
REGIONE TIPOLOGIA
SUPERFICIE DI
CAPTAZIONE [M2]
FLUIDO
TIPOLOGIA CAPTATORI
2013 0,001
Lazio 10
Acqua
Dish stirling
2014 15
Calabria 9.780
Olio diatermico
Specchi piani orientabili/fresnel
2015 760
Sicilia Solare
Ibrido
Biomasse
Ibrido
Ciclo combinato
30.580
Sali fusi
Specchi lineari parabolici
50 2.3
I Certificati Verdi e le Tariffe Onnicomprensive 2.3.1
QUALIFICA DEGLI IMPIANTI ALIMENTATI D A F O N T I R I N N O V A B I L I Per poter accedere, previa qualifica, ai meccanismi di incentivazione di cui al D.M. 18 dicembre 2008, gli impianti dovevano entrare 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 di‐
sposizioni normative urgenti emanate in favore delle popolazioni colpite dagli eventi sismici che hanno interessato i territori delle province di Bologna, Modena, Ferrara, Mantova, Reggio Emilia e Rovigo il 20 e il 29 maggio 2012. L’art. 30 del D.M. 6 luglio 2012 ha inoltre previsto un regime di favore per gli impianti di riconver‐
sione del settore bieticolo‐saccarifero che comporta l'applicazione del D.M. 18 dicembre 2008 senza decurtazioni sugli incentivi e a prescindere dalla data di entrata in esercizio. Tali impianti, infatti, alla data di pubblicazione del D.M. 6 luglio 2012, erano in una fase iniziale, sia del processo di definizione sia dell’iter autorizzativo, incompatibile con la condizione dell'entrata in esercizio entro i termini di cui al comma 1 del citato art. 30. Inoltre, i piani di investimento degli impianti, approvati dal Comitato interministeriale, prevedono prezzi di ritiro per gli agricoltori fissati sulla base degli incentivi vigenti prima del 31 dicembre 2012. Il Comitato interministeriale, dunque, nel‐
la riunione del 5 febbraio 2015, ha deliberato di garantire il regime di favore agli impianti già auto‐
rizzati la cui costruzione risulti ultimata entro il 31 dicembre 2018. Gli interventi ammessi alla qualifica («qualifica IAFR» ovvero qualifica di impianto alimentato 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 corrisponde un diverso algoritmo che determina l’energia incenti‐
vabile (Ei) sulla base dell’energia netta prodotta (ad esempio, nel caso di interventi di nuova co‐
struzione tutta l’energia netta prodotta è incentivabile mentre nel caso dei potenziamenti non idroelettrici è incentivabile solo l’incremento di produzione rispetto alla produzione storica dell’impianto negli anni precedenti al potenziamento). Possono inoltre essere qualificati anche impianti ibridi, cioè impianti alimentati sia da fonti rinno‐
vabili sia da fonti fossili oppure da combustibili parzialmente rinnovabili quali i rifiuti Nel caso de‐
gli impianti ibridi è incentivabile la sola energia imputabile alla fonte rinnovabile (nel caso dei rifiu‐
ti, la sola energia imputabile alla frazione biogenica 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. 51 Impianti qualificati e in esercizio al 31 dicembre 2015 Complessivamente gli impianti qualificati IAFR e in esercizio al 31 dicembre 2015 risultano 4.891 (in diminuzione quindi rispetto al numero cumulato a fine 2014 per effetto del termine del periodo di incentivazione di alcuni impianti), per una potenza totale di 20,15 GW. In termini di numerosità, il primato spetta all’idroelettrico con 1.688 impianti, seguito dal termoe‐
lettrico a biogas con 1.427 e dall’eolico con 990 installazioni. Quanto a potenza installata, hanno primeggiato gli impianti eolici seguiti dagli idroelettrici, rispettivamente pari a 7.988 MW e 6.355 MW. Nel settore delle bioenergie si rilevano 1.427 impianti a biogas, seguiti da 473 a bioliquidi e 206 a biomasse solide. Rispetto alla potenza, escludendo gli impianti ibridi, si registrano in eserci‐
zio 1.211 MW a biogas, 1.061 MW a bioliquidi e 2.137 MW a biomasse solide. Circa il 79% degli impianti sono relativi a interventi di nuova costruzione seguiti, nell’ordine, da ri‐
facimenti parziali (12%), riattivazioni (4%), rifacimenti totali (3%) e potenziamenti (2%). Per quanto attiene la localizzazione geografica degli impianti qualificati in esercizio, l’Italia setten‐
trionale risulta la zona con una netta prevalenza di impianti idroelettrici, cui seguono quelli a bio‐
gas e a bioliquidi. Nell’Italia meridionale e insulare, invece, è maggiore la diffusione degli impianti eolici. In Toscana si è concentrata l’intera capacità produttiva nazionale da geotermia, con 541 MW. Figura 13 Numero cumulato di impianti qualificati e in esercizio al 31 dicembre 2015 4.587
5.239 5.016
4.891
3.204
1.806
195
356
542
73
2001
2002
2003
2004
794
2005
1.048
2006
2.202 2.256
1.370
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tabella 18 Numero e potenza degli impianti qualificati e in esercizio al 31 dicembre 2015: s uddivisione per fonte TIPOLOGIA Idroelettrici Eolici Solari Marini Geotermoelettrici Biomasse solide Bioliquidi Biogas Rifiuti Totale 52 NUMERO POTENZA
[MW] 1.688 990 66 1 17 206 473 1.427 23 4.891 6.355 7.988 5 0 541 2.137 1.061 1.211 854 20.152 Figura 14 Ripartizione percentuale per fonte di numero (a sinistra) e potenza (a destra) degli impianti qualificati e in esercizio al 31 dicembre 2015 IDROELETTRICI
MARINI
EOLICI
SOLARI
GEOTERMOELETTRICI
BIOMASSE SOLIDE
BIOLIQUIDI
BIOGAS
RIFIUTI
IDROELETTRICI
MARINI
EOLICI
SOLARI
GEOTERMOELETTRICI
BIOMASSE SOLIDE
BIOLIQUIDI
BIOGAS
RIFIUTI
1%
6%
4%
5%
29%
31%
35%
11%
3%
10%
4%
20%
1%
40%
Tabella 19 Numero e potenza degli impianti qualificati e in esercizio al 31 dicembre 2015: suddivisione per tipologia di intervento CATEGORIA A ‐ Potenziamento B ‐ Rifacimento
BP ‐ Rifacimento Parziale C ‐ Riattivazione
D ‐ Nuova Costruzione E ‐ Co‐combustione in impianti esistenti prima del 1999
Totale NUMERO POTENZA
[MW] 104 161 565 173 3.879 9 4.891 1.964
815
3.929
177
11.557
1.710
20.152
53 2.3.2
CERTIFICATI VERDI Il meccanismo di incentivazione dei Certificati Verdi, introdotto dal D.Lgs. 79/1999, 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 elettrico nazionale una prestabili‐
ta 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 rin‐
novabili dell’anno precedente, decurtate dell’energia elettrica prodotta in cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, con una franchigia di 100 GWh per ciascun operatore. La quota d’obbligo relativa alle produzioni/importazioni del 2014, pari al 2,52%, determina quindi il numero di certificati che i soggetti obbligati sono tenuti ad annullare nel primo semestre 2016. Per gli anni successivi non è più previsto l’obbligo di annullamento dei CV in quanto il diritto a frui‐
re dei Certificati Verdi, per gli anni successivi al 2015, è commutato nel diritto ad accedere, per il residuo periodo di diritto ai Certificati Verdi, a un nuovo tipo di incentivo secondo quanto previsto dall’art. 19 del D.M. 6 luglio 2012. I Certificati Verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’energia pro‐
dotta da un impianto qualificato IAFR, entrato in esercizio entro il 31 dicembre 2012, in numero variabile a seconda del tipo di fonte rinnovabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova co‐
struzione, riattivazione, potenziamento e rifacimento). Con la legge 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento (CHP‐
TLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al rilascio dei Certificati Verdi (CV‐TLR). 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 ottemperare all'obbligo anche nei successivi due anni. Dal 2008 è stato inoltre introdotto il ritiro da parte del GSE, su richiesta dei produttori, dei Certificati Verdi eccedenti rispetto alla quota d’obbligo. Il possesso dei Certificati Verdi dimostra l’adempimento dell’obbligo: ogni CV attesta convenzio‐
nalmente la produzione di 1 MWh di energia rinnovabile. I soggetti sottoposti all’obbligo possono dunque ottemperarvi in due modi: immettendo in rete energia elettrica prodotta da fonti rinnova‐
bili oppure acquistando i Certificati Verdi dai produttori di energia «verde». 54
I Certificati Verdi vengono rilasciati in funzione dell’energia netta Ea prodotta dall’impianto, che è l’energia lorda misurata ai morsetti dei gruppi di generazione, diminuita dell’energia elettrica as‐
sorbita dai servizi ausiliari, delle perdite dei trasformatori e delle perdite di linea, fino al punto di consegna dell’energia elettrica alla rete con l’obbligo di connessione di terzi. L’energia netta pro‐
dotta, 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 co‐
struzione, riattivazione, potenziamento, rifacimento totale o parziale) che danno diritto a ottene‐
re l’incentivazione di tutta o parte dell’energia elettrica netta prodotta (energia incentivata Ei), 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 Certifi‐
cati Verdi per 15 anni, moltiplicando l’energia netta Ei riconosciuta all’intervento effettuato, per la costante K, differenziata per fonte, definita dalla tabella 1 della legge finanziaria 2008 (aggiornata dalla legge 99/2009). Il D.M. 6 luglio 2012 prevede che, per le produzioni dal 2013 al 2015, l’emissione dei Certificati Verdi per gli impianti qualificati IAFR avvenga con frequenza trimestrale, sulla base delle misure trasmesse mensilmente dai gestori di rete. In generale non sono dunque più previste le modalità di emissione dei CV a preventivo sulla base di garanzia sulla producibilità attesa o sulla base di ga‐
ranzia fideiussoria, a eccezione di particolari tipologie di impianti (rifiuti, impianti ibridi). Tabella 20 Coefficienti moltiplicativi per il calcolo dei Certificati Verdi NUMERAZIONE L. 244/2007 1 1‐bis 3 4 5 6 7 8 FONTE Eolica on shore Eolica off shore Geotermica Moto ondoso e mareomotrice Idraulica Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo Biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ottenuti nell’ambito di intese di filiera, contratti quadro, o filiere corte Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente COEFFICIENTE K 1 1,5 0,9 1,8 1 1,3 1,8 0,8 55 Certificati Verdi emessi a favore di impianti qualificati IAFR Relativamente alle produzioni 2015, risultano emessi dal GSE oltre 25 milioni di CV IAFR (tale dato va comunque considerato del tutto preliminare in quanto l’attività è ancora in corso) ripartiti fra le diverse tipologie di impianto come segue: impianti eolici (46%), bioenergie (26%), idroelettrici (24%), geotermoelettrici (4%). Nel 2015 inoltre è stata effettuata l’attività di consuntivazione dei CV IAFR relativi a produzioni 2014, per un totale pari a oltre 38 milioni di CV emessi dal GSE. Gli impianti IAFR per i quali è stato emesso il maggior numero di CV 2014 sono gli eolici (37%), seguiti nell’ordine dagli idroelettrici (33%), dagli impianti a bioenergie (26%) e dai geotermoelettrici (4%). Una quota marginale è infi‐
ne da ascrivere alla produzione degli impianti fotovoltaici che hanno richiesto e ottenuto la quali‐
fica IAFR3. Figura 15 C V IAFR emessi dal GSE suddivisi per anno di emissione e tipologia di impianto [milioni di CV] BIOENERGIE
GEOTERMOELETTRICI
SOLARI
EOLICI
MARINI
IDROELETTRICI
35,9
38,3
28,3
22,6
23,8
2010
2011
25,2
17,8
11,2
0,9
1,5
2002
2003
3,1
2004
4,4
2005
6,0
2006
7,8
2007
2008
2009
2012
2013
2014
2015*
*dato preliminare
Tabella 21 CV IAFR emessi dal GSE suddivisi per anno di emissione e tipologia di impianto ANNO IDROELETTRICI EOLICI SOLARI MARINI GEOTERMOEL. BIOENERGIE TOTALE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* 452.750 596.100 1.501.050 1.692.900 2.164.799 2.921.494 4.331.892 6.892.937 7.798.533 7.321.458 7.002.752 10.795.381 12.748.194 6.001.146 148.000 181.200 464.000 1.281.550 2.002.000 2.653.229 3.670.792 5.541.061 8.177.298 9.237.548 12.569.140 14.201.952 14.036.870 11.622.446 400 800 800 1.100 2.226 3.096 4.677 4.887 4.160 3.695 3.009 1.784 1.770 1.133 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 0 4 0 0 0 ‐ ‐ ‐ 187.100 482.500 606.900 629.950 844.850 865.644 947.336 936.341 988.650 1.331.627 1.408.578 1.651.881 1.605.079 937.942 138.352 270.444 509.820 772.889 955.532 1.324.515 2.250.820 4.472.651 5.680.004 5.888.856 7.293.374 9.251.726 9.883.789 6.687.049 926.602 1.531.044 3.082.570 4.378.389 5.969.407 7.767.978 11.205.517 17.847.881 22.648.645 23.783.184 28.276.853 35.902.724 38.275.702 25.249.716 *Dato preliminare
3 Fino alla data di entrata in vigore della legge finanziaria 2008, gli impianti fotovoltaici che non aderivano al Conto 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 in‐
centivati con il Conto Energia, che avessero inoltrato la domanda di autorizzazione unica prima del 2008. 56 Figura 16 CV IAFR emessi dal GSE suddivisi per anno di emissione e categoria di intervento [milioni di CV] E: CO‐COMBUSTIONE IN IMPIANTI ESISTENTI PRIMA DEL 1999 D: NUOVA COSTRUZIONE
C: RIATTIVAZIONE
BP: RIFACIMENTO PARZIALE
B: RIFACIMENTO
A : POTENZIAMENTO
38,3
35,9
28,3
22,6
23,8
2010
2011
25,2
17,8
11,2
0,9
1,5
2002
2003
4,4
3,1
2004
2005
6,0
2006
7,8
2007
2008
2009
2012
2013
2014
2015*
*dato preliminare
Tabella 22 C V IAFR emessi dal GSE suddivisi per anno di emissione e categoria di intervento ANNO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* A B BP C D 179.900 115.600 726.400 284.750 212.820 166.256 708.769 1.239.174 1.151.559 1.131.644 776.395 1.638.801 2.731.042 102.770 10.900 10.800 24.050 40.550 83.150 204.482 407.046 553.861 775.618 1.290.147 1.862.180 2.513.409 2.407.701 1.717.627 135.300 330.050 528.900 1.025.500 1.441.005 1.770.744 2.362.146 3.865.085 4.858.927 4.895.076 5.227.634 8.090.349 8.920.642 5.158.559 41.200 68.300 87.450 119.100 225.052 234.135 284.896 342.245 411.105 400.036 428.003 436.146 438.849 357.360 503.202 903.994 1.623.620 2.756.639 3.844.580 5.204.449 7.366.173 11.734.341 15.352.138 16.012.327 19.916.923 23.178.799 23.740.408 17.913.400 E 56.100 102.300 92.150 151.850 162.800 187.912 76.487 113.175 99.298 53.954 65.718 45.220 37.060 ‐ TOTALE 926.602 1.531.044 3.082.570 4.378.389 5.969.407 7.767.978 11.205.517 17.847.881 22.648.645 23.783.184 28.276.853 35.902.724 38.275.702 25.249.716 A : Potenziamento; B: Rifacimento; BP: Rifacimento parziale; C: Riattivazione; D: Nuova Costruzione; E: Co‐combustione in impianti esistenti prima del 1999 *Dato preliminare
57 Certificati Verdi emessi a favore di impianti qualificati CHP‐TLR Con la legge 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento (CHP‐
TLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al rilascio dei Certificati Verdi (denominati in questo caso CV‐TLR)4. Relativamente alla produzione di energia elettrica del 2014, risultano emessi dal GSE quasi 1,6 mi‐
lioni di CV‐TLR. Figura 17 CV TLR emessi dal GSE suddivisi per anno di emissione [milioni di CV] CV‐TLR EMESSI
2,2
1,7
1,9
1,9
1,6
1,2
0,3
0,0
0,0
2005
2006
2007
0,5
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Tabella 23 CV TLR emessi dal GSE suddivisi per anno di emissione CV‐TLR 2005 2006 2007 2008
2009
2010
2011
2012 2013 2014
2.741 34.303 305.792 465.897
1.182.051
2.188.393
1.733.933
1.860.681 1.897.661 1.564.186 4 Vedasi anche paragrafo 6.1.2 58
Prezzi di riferimento del mercato dei Certificati Verdi Fino all’entrata in vigore del D.Lgs. 28/2011, i prezzi presi a riferimento dal mercato dei Certificati Verdi sono stati quello di offerta e quello di ritiro dei CV da parte del GSE. L'art. 2 comma 148 della legge 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. 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’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico con propria deliberazione5. Per il ritiro dei CV effettuato dal GSE, fino all’entrata in vigore del D.Lgs. 28/2011, sono esistiti due distinti riferimenti, uno a regime e uno transitorio. L’art.2 comma 149 della L. 244/2007 prevedeva che, a partire dal 2008, entro giugno di ciascun anno, il GSE, su richiesta dei produttori, ritirasse i CV in scadenza nell’anno ulteriori rispetto a quelli necessari per assolvere l’obbligo. A tal fine il prezzo medio annuale è quello relativo alle contrattazioni di tutti i CV, indipendentemente dall’anno di riferimento, scambiati l’anno prece‐
dente 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 teleri‐
scaldamento. 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 rife‐
rimento minimo. Il D.Lgs. 28/2011 ha abrogato il comma 149 della L. 244/2007, prevedendo che il GSE ritiri annual‐
mente i CV rilasciati per le produzioni da fonti rinnovabili degli anni dal 2011 al 2015, eventual‐
mente 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 legge6. Per quanto riguarda il mercato dei CV relativo alle produzioni 2015:  il prezzo di riferimento per il mercato dei CV per l’anno 2015 è pari a 128,31 €/MWh, calcolato come differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elet‐
trica registrato nel 2015, pari a 51,69 €/MWh così come definito dall’Autorità per l’energia elet‐
trica il gas ed il sistema idrico con la deliberazione 29/2016/R/EFR;  il prezzo di ritiro dei CV per l’anno 2015 è pari a 100,08 €/MWh (pari al 78% del suddetto prezzo di riferimento). Il D.Lgs. 28/2011 ha anche previsto che il GSE ritiri i Certificati Verdi. rilasciati per le produzioni dal 2011 al 2015, relativi agli impianti di cogenerazione abbinati a teleriscaldamento. 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. 5
L’art.20 del D.M. 6 luglio 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. 6
L’art.20 del D.M. 6 luglio 2012 ha dettagliato le modalità di ritiro per i Certificati Verdi relativi alle produzioni dal 2011 al 2015. 59 Certificati Verdi ritirati dal GSE Nel corso del 2015 il GSE ha ritirato circa 39,1 milioni di CV – sostenendo un costo di 3.876 milioni di euro – gran parte dei quali (21,5 milioni) relativi a produzioni IAFR 2014, seguiti da produzioni IAFR 2015 (14,4 milioni). Figura 18 CV IAFR 2005
CV IAFR 2007
CV IAFR 2009
CV IAFR 2011
CV IAFR 2012
CV IAFR 2013
CV IAFR 2014
CV IAFR 2015
Certificati Verdi ritirati dal GSE [milioni di CV] (l’anno indicato in ascissa è quello relativo al ritiro dei certificati) CV IAFR 2006
CV IAFR 2008
CV IAFR 2010
CV TLR 2011
CV TLR 2012
CV TLR 2013
CV TLR 2014
39,1
35,4
10,5
10,2
2009
2010
16,0
16,8
17,4
2011
2012
2013
0,01
2008
2014
2015
Tabella 24 Certificati Verdi ritirati dal GSE (l’anno indicato nelle colonne è quello relativo al ritiro dei certificati) 2008
2009 2010
2011
2012
2013 2014 2015
CV IAFR 2005 11.059
‐ ‐
‐
‐
‐ ‐ ‐ CV IAFR 2006 ‐
242.892 260.850
‐
‐
‐ ‐ ‐ CV IAFR 2007 ‐
1.475.346 3.659
‐
‐
‐ ‐ ‐ CV IAFR 2008 ‐
8.757.916 28.643
175.328
‐
17.159 14.288 402 CV IAFR 2009 ‐
‐ 9.865.985
325.155
‐
52.886 40.272 1.543 CV IAFR 2010 ‐
‐ ‐
15.530.501
‐
109.490 91.358 38.925 CV IAFR 2011 ‐
‐ ‐
‐
15.189.397
612.143 68.143 48.335 CV TLR 2011 ‐
‐ ‐
‐
1.604.561
69.029 21.535 ‐ CV IAFR 2012 ‐
‐ ‐
‐
‐
8.587.834 55.002 52.893 CV TLR 2012 ‐
‐ ‐
‐
‐
1.666.294 5.933 28.827 CV IAFR 2013 ‐
‐ ‐
‐
‐
6.315.413 18.844.334 1.888.208 CV TLR 2013 ‐
‐ ‐
‐
‐
‐ 972.625 ‐ CV IAFR 2014 ‐
‐ ‐
‐
‐
‐ CV TLR 2014 ‐
‐ ‐
‐
‐
‐ CV IAFR 2015 Totale 1.159.985 ‐
‐ ‐
‐
‐
‐ ‐ 14.365.120 10.476.154 10.159.137
16.030.984
16.793.958
17.430.248 35.445.779 39.058.560 ‐ 11.059
60 15.332.289 21.474.322 Energia soggetta all’obbligo: quantificazione e assolvimento Per la determinazione dell’energia effettivamente soggetta all’obbligo, sui dati di autocertifica‐
zione presentati dagli operatori il GSE opera la detrazione delle esportazioni, 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 opera‐
zione ha determinato per il 2014 un’energia soggetta all’obbligo pari a 113 TWh. Applicando la quota percentuale stabilita dal legislatore per l’anno di adempimento dell’obbligo (2015), pari al 2,52%, si è determinato un obbligo corrispondente a un totale di 2,7 milioni di Certi‐
ficati Verdi. Tabella 25 Evoluzione dell'obbligo e sua copertura [1 CV = 1 MWh] CONSUNTIVO ASSOLVIMENTO DELL'OBBLIGO OBBLIGO OBBLIGO ASSOLTO
OPERATORI INADEMPIENTI ANNO (T‐1) ENERGIA QUOTA OBBLIGO ANNO (T)
OBBLIGO CV
CV UTILIZZATI
N. CV
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 161,62 182,03 208,45 193,75 201,97 190,11 187,00 187,22 155,48 147,84 170,69 169,22 135,30 113,23 2,00% 2,00% 2,00% 2,35% 2,70% 3,05% 3,80% 4,55% 5,30% 6,05% 6,80% 7,55% 5,03% 2,52% 2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
3.232.400
3.643.200
4.145.800
4.553.073
5.456.337
5.798.350
7.106.189
8.518.286
8.204.370
8.944.202
11.607.230
12.776.399
6.807.368
2.719.606
3.232.400
3.643.200
4.137.800
4.543.923
5.395.587
5.796.950
7.083.074
8.391.412
8.115.243
8.858.253
10.701.220
11.961.799
6.222.086
0 ‐ 1 1 5 1 1 2 3 5 3 3 6 ‐
‐
8.000
9.150
60.750
1.400
23.115
126.874
89.127
85.949
906.010
814.600
585.282
Il grafico che segue mostra, invece, l’evoluzione del mercato dei CV in termini di domanda e di of‐
ferta, 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 pro‐
duttori IAFR ha superato la domanda e quindi l’offerta 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 causata 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 suddetta circostanza non si è ripetuta negli anni successivi in quanto il prezzo di offerta dei CV del GSE è tornato a essere superiore a quello di ritiro. 61 Figura 19 Evoluzzione del me
e rcato dei CV
V dal 2002 a
a l 2014 [milioni di CV] *datoo preliminare
62 2.3.3
TARIFFE ONNICOMPRENSIVE La Tariffa Onnicomprensiva (TO) costituisce il meccanismo di incentivazione, alternativo ai Certi‐
ficati Verdi, riservato agli impianti qualificati IAFR di potenza nominale media annua non superio‐
re a 1 MW o 0,2 MW per gli impianti eolici, entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. La tariffa è detta «onnicomprensiva» in quanto il suo valore include sia una componente incenti‐
vante sia una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete. Le tariffe sono differenziate per tipologia di fonte secondo i valori indicati dalla tabella 3 allegata alla legge finanziaria 2008, con le modifiche e specificazioni di cui alla L. 99/2009, L. 96/2010 e D.Lgs. 28/2011. Tabella 26 Tariffe incentivanti in regime di TO NUMERAZIONE L. 244/2007 1 3 4 5 6 8 TARIFFA (€CENT/kWh) FONTE Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kW Geotermica Moto ondoso e maremotrice Idraulica diversa da quella del punto precedente Biogas, biomasse, oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009, alcol etilico di origine agricola pro‐
veniente dalla distillazione dei sottoprodotti della vinificazione Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione, biocombustibili liquidi diversi 1
da quelli del punto precedente 30 20 34 22 28 18 1 I residui di macellazione, nonché i sottoprodotti delle attività agricole, agroalimentari e forestali, non sono considerati liquidi anche qualora subi‐
scano, nel sito di produzione dei medesimi residui e sottoprodotti o dell’impianto di conversione in energia elettrica, un trattamento di liquefazione o estrazione meccanica. La tariffa viene riconosciuta per un periodo di 15 anni, durante il quale resta fissa, in funzione della quota di energia netta immessa in rete, applicandosi a una quota parte o a tutta l’energia netta immessa in rete a seconda della tipologia di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, rifacimento e potenziamento). 63 Numero e potenza degli impianti incentivati Nel 2015 2.877 impianti risultano aver avuto accesso alle Tariffe Onnicomprensive per una potenza complessiva di 1.660 MW. Si osserva come gli impianti a biogas siano i più rappresentativi sia in termini di numerosità (1.082) sia di potenza (803 MW). Si riporta di seguito l’evoluzione temporale del numero e della potenza degli impianti in regime di TO. Figura 20 Evoluzione del numero degli impianti in regime di TO GAS DI DISCARICA
BIOGAS
BIOLIQUIDI
BIOMASSE SOLIDE
EOLICI
IDROELETTRICI AD ACQUA FLUENTE/ACQUEDOTTO
IDROELETTRICI A BACINO/SERBATOIO
2.790 2.867 2.877 2013
2014
2015
2.343 1.379 804 145 2008
414 2009
2010
2011
2012
Tabella 27 Evoluzione del numero degli impianti in regime di TO, per tipologia di impianto Idroelettrici a bacino/serbatoio Idroelettrici fluente/acquedotto Eolici Biomasse solide Bioliquidi Biogas Gas di discarica Totale 64
2008 2009
2010
2011
2012
2013I 2014 2015
‐
89 3 4 6 33 10 145 4
214
40
10
32
93
21
414
5
339
104
30
75
212
39
804
6
489
200
55
158
421
50
1.379
11
703
313
108
280
857
71
2.343
12 803 362 133 323 1.077 80 2.790 12 829 368 138 349 1.089 82 2.867 15
832
369
151
347
1.082
81
2.877
Figura 21 Evoluzione della potenza degli impianti in regime di TO [MW] GAS DI DISCARICA
BIOGAS
BIOLIQUIDI
BIOMASSE SOLIDE
EOLICI
IDROELETTRICI AD ACQUA FLUENTE/ACQUEDOTTO
IDROELETTRICI A BACINO/SERBATOIO
1.614
1.655
1.660
2013
2014
2015
1.313
722
419
212
76
2008
2009
2010
2011
2012
Tabella 28 Evoluzione della potenza degli impianti in TO, per tipologia di impianto [MW] 2008 2009
2010
2011
2012
2013I 2014 2015
‐ 41 0 2 3 21 7 75 2
103
2
7
20
63
15
212
4
161
4
18
42
161
29
419
4
242
9
31
88
310
38
722
7
371
18
63
167
634
53
1.313
7 453 21 83 192 799 59 1.614 7 464 22 85 207 808 61 1.655 8
466
22
95
205
803
61
1.660
Idroelettrici a bacino/serbatoio Idroelettrici fluente/acquedotto Eolici Biomasse solide Bioliquidi Biogas Gas di discarica Totale 65 Energia ritirata e corrispettivi erogati Nel 2015 è stato ritirato un quantitativo di energia convenzionata in regime di Tariffa Onnicom‐
prensiva pari a 8.816 GWh per un corrispettivo economico erogato dal GSE pari a 2.316 milioni di euro. Gli impianti a biogas sono di gran lunga i più rilevanti sia in termini di energia ritirata (5.874 GWh) sia di corrispettivi erogati (1.633 € mln). Figura 22 Evoluzione dell’energia ritirata in regime di TO [GWh] GAS DI DISCARICA
BIOGAS
BIOLIQUIDI
BIOMASSE SOLIDE
EOLICI
IDROELETTRICI AD ACQUA FLUENTE/ACQUEDOTTO
IDROELETTRICI A BACINO/SERBATOIO
8.931 8.816 2014
2015
7.627 4.182 2.565 149 2008
622 2009
1.298 2010
2011
2012
2013
Tabella 29 Evoluzione dell’energia ritirata in regime di TO, per tipologia di impianto [GWh] 2008 2009
2010
2011
2012
2013I 2014 2015
‐ 71 0 1 3 63 12 149 5
256
0
16
38
257
49
622
6
493
2
37
92
550
119
1.298
8
674
5
93
124
1.489
172
2.565
11
897
13
163
200
2.688
210
4.182
22 1.525 20 311 299 5.172 278 7.627 26 1.873 22 346 591 5.780 292 8.931 22
1.504
20
411
719
5.874
267
8.816
Idroelettrici a bacino/serbatoio Idroelettrici fluente/acquedotto Eolici Biomasse solide Bioliquidi Biogas Gas di discarica Totale 66
Figura 23 Evoluzione dei corrispettivi erogati relativi agli impianti in regime di TO [€ mln] GAS DI DISCARICA
BIOGAS
BIOLIQUIDI
BIOMASSE SOLIDE
EOLICI
IDROELETTRICI AD ACQUA FLUENTE/ACQUEDOTTO
IDROELETTRICI A BACINO/SERBATOIO
2.357
2.316
2014
2015
2.013
1.094
659
36
2008
Tabella 30 153
2009
319
2010
2012
2013
Evoluzione dei corrispettivi erogati per la TO, per tipologie di impianto [€ mln] 2008 2009
2010
2011
2012
2013I 2014 2015
‐ 16 0 0 1 18 2 36 1
58
0
5
9
72
9
153
1
108
1
10
23
154
21
319
2
148
1
26
34
417
31
659
2
197
4
46
54
752
38
1.094
5 335 6 87 83 1.447 50 2.013 6 411 7 97 168 1.616 53 2.357 5
324
6
114
186
1.633
48
2.316
Idroelettrici a bacino/serbatoio Idroelettrici fluente/acquedotto Eolici Biomasse solide Bioliquidi Biogas Gas di discarica Totale 2011
67 2.3.4
LA RIMODULAZIONE VOLONTARIA DEGLI INCENTIVI
PER GLI IMPIANTI IAFR
Il D.M. 6 novembre 2014 ha definito le modalità per la rimodulazione volontaria degli incentivi per i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili titolari di impianti che beneficiano di Certificati Verdi, Tariffe Onnicomprensive e tariffe premio. Agli operatori è stata data la possibilità di optare per l’estensione del periodo di incentivazione di 7 anni, a fronte di una riduzione dell’incentivo, de‐
terminata al fine di redistribuire l’incentivo spettante nel periodo residuo in un nuovo periodo esteso di ulteriori 7 anni, con un tasso interesse tra il 2% e il 3.2%, specifico per tecnologia; alter‐
nativamente, gli operatori hanno potuto optare per il mantenimento dell’incentivo spettante per il periodo residuo nel qual caso però, per un periodo di dieci anni decorrenti dal termine dell’incentivazione, interventi di qualunque tipo realizzati sullo stesso sito non potranno accedere ad altri incentivi né al Ritiro Dedicato o allo Scambio sul Posto. Si fornisce di seguito un quadro sintetico degli impianti che hanno aderito all’opzione di rimodula‐
zione volontaria, con indicazione della fonte, del periodo residuo, della riduzione media dell’incentivo e della conseguente riduzione dell’onere nel primo anno. Tabella 31 Adesione degli impianti non fotovoltaici alla rimodulazione volontaria FONTE Idroelettrico Eolico Geotermoelettrico Biomasse Solide
Bioliquidi Biogas Totale NUMERO 198
22
2
3
1
11
237
POTENZA [MW] 743
78
80
28
0
13
942
PERIODO RESIDUO MEDIO [ANNI] RIDUZIONE MEDIA INCENTIVO 1° ANNO RIDUZIONE COSTO INDICATIVO ANNUO 1° ANNO [€ mln] 5,41
5,38
1,34
7,84
8,55
5,56
5,43
59% 60% 83% 46% 39% 57% 59% 38,7
9,3
‐
0,4
0,0
2,8
51,2
Gli impianti che risultano aver aderito alla rimodulazione sono 237 (di cui 174 a CV e 63 a TO), per una potenza complessiva di 942 MW (di cui 922 a CV e 20 a TO); si osserva una netta prevalenza della fonte idraulica. Complessivamente, la riduzione del costo indicativo annuo risulta pari, per il primo anno, a circa 51 € mln, di cui quasi 39 € mln ascrivibili all’idroelettrico. Può essere tracciato uno scenario evolutivo della variazione dell’onere associato alla rimodulazio‐
ne, nell’ipotesi di producibilità invariante nel tempo e prezzi dell’energia costanti. 68
Figura 24 Scenario di riduzione del costo indicativo annuo associato alla rimodulazione volontaria degli impianti non fotovoltaici [€ mln] RIDUZIONE DEL COSTO INDICATIVO ANNUO [€ mln]
46
‐
2040
(26)
2031
2030
2029
2028
(47)(51)(51)(45)
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
(41)
‐
2039
(31)
‐
2038
(19)
‐
(3) (0)
2035
(12)
(8)
‐
2037
8 2034
19 15 15 14
2036
28 2033
34 2032
51 Si osserva una riduzione del costo indicativo annuo decrescente fino al 2024, seguita da un au‐
mento dell’onere fino a circa 50 € mln nel 2028‐2029; tale incremento quindi gradualmente esauri‐
sce i suoi effetti, fino ad annullarsi nel 2035. 69 2.4
Gli incentivi del D.M. 6 luglio 2012 2.4.1
LE MODALITÀ DI INCENTIVAZIONE
L’11 luglio 2012 è entrato in vigore il D.M. 6 luglio 2012 che ha stabilito le nuove modalità di incen‐
tivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diversi da quelli fotovoltaici, entrati in esercizio a partire dal 1° gennaio 2013. Lo stesso decreto, all’art.30, ha previsto le modalità di transizione dai precedenti meccanismi di incentivazione (regolati dal D.M. 18/12/2008) al nuovo sistema. L’incentivazione è riconosciuta in riferimento all’energia netta prodotta e immessa in rete, pari al minor valore fra la produzione netta e l’energia effettivamente immessa in rete. In particolare so‐
no previste due tipologie di incentivi:  una tariffa incentivante onnicomprensiva (TO), per gli impianti di potenza non superiore 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 a 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 zonale orario dell’energia (riferito alla zona in cui è im‐
messa 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 remunerazione dell’energia che viene ritirata dal GSE; nel caso di incentivo, l’energia resta invece nella disponibi‐
lità del produttore. Il D.M. 6 luglio 2012 definisce quattro diverse modalità di accesso ai meccanismi di incentivazione, a seconda della taglia di potenza e della categoria di intervento:  accesso diretto, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di rifaci‐
mento o potenziamento con potenza non superiore a un determinato valore (per i potenziamen‐
ti l’incremento di potenza non deve essere superiore a tale limite);
 iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di potenza incentivabili
assegnati alle diverse fonti, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati o og‐
getto 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
l’incremento di potenza non deve essere superiore a tale valore soglia);
 aggiudicazione degli incentivi a seguito di partecipazione a procedure competitive di aste al ri‐
basso, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di potenza incentivabili assegnati al‐
le diverse fonti, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati o oggetto di po‐
tenziamento se la relativa potenza è superiore a un determinato valore soglia (per i potenzia‐
menti l’incremento di potenza deve essere superiore a tale valore soglia);
 iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di potenza incentivabili
assegnati alle diverse fonti, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza è superiore a quella
massima ammessa per l’accesso diretto.
70
2.4.2
ESITI DELL’INCENTIVAZIONE
Le tabelle seguenti offrono un quadro riassuntivo dell’incentivazione ai sensi del D.M. 6 luglio 2012. In particolare, per le diverse modalità di accesso all’incentivazione diverse dall’accesso diret‐
to (procedure d’asta, registri, registri per i rifacimenti) è riportata la capacità totale resa disponibi‐
le nelle tre procedure svolte, la capacità ammessa, intendendo per tale quella risultante iscritta in posizione utile nei registri o aggiudicataria di procedure d’asta, la quota parte che di tale capacità al 31/12/2015 risulta mantenere il diritto all’incentivazione. Quest’ultima è costituita da due con‐
tributi: la capacità che risulta aver richiesto accesso agli incentivi a seguito dell’entrata in esercizio e quella che non risulta in esercizio. Infine si fornisce il dettaglio della capacità che al 31/12/2015 ha perso il diritto all’incentivazione, risultando esclusa: tra i motivi di esclusione figurano gli annullamenti/respingimenti legati all’operato del GSE, la decadenza per decorrenza dei termini per l’entrata in esercizio, le rinunce e l’esclusione a seguito dell’accesso, nel periodo transitorio, al precedente meccanismo di incenti‐
vazione (IAFR). Per l’accesso diretto, è indicata la capacità in esercizio al 31/12/2015 e quella esclusa a tale data in virtù dell’operato del GSE. 71 Tabella 32 Quadro riassuntivo degli esiti di incentivazione ai sensi del D.M. 6 luglio 2012 [MW] MODALITÀ D'ACCESSO E TIPOLOGIA DI IMPIANTO Aste Idroelettrico Eolico on shore Eolico off shore Geotermoelettrico Oceanica Bioenergie (esclusi rifiuti) Rifiuti (Biomasse C) Registri Idroelettrico Eolico on shore Eolico off shore Geotermoelettrico Oceanica Bioenergie (esclusi rifiuti) Rifiuti (Biomasse C) Rifacimenti Idroelettrico Eolico on shore Eolico off shore Geotermoelettrico Oceanica Bioenergie (esclusi rifiuti) Rifiuti (Biomasse C) Totale Aste/Registri/ Rifacimenti Accesso Diretto Idroelettrico
Eolico on shore
Eolico off shore
Geotermoelettrico
Oceanica
Bioenergie (esclusi rifiuti)
Rifiuti (Biomasse C)
Totale complessivo POTENZA DISPONIBILE POTENZA AMMESSA POTENZA AVENTE ANCORA DIRITTO AL 31/12/2015
DETTAGLIO AVENTI DIRITTO AL 31/12/2015 IN ESERCIZIO NON IN ESERCIZIO DETTAGLIO ESCLUSI AL 31/12/2015 POTENZA ESCLUSA AL
31/12/2015
ANNULLA‐
MENTI PER ACCESSO IAFR RINUNCE ANNUL‐
LAMENTI / RESPIN‐
GIMENTI DECADUTI PER SCADENZA TERMINI 2.531 50 1.321 650 40 ‐ 120 350 999 205 178 ‐ 105 3 479 30 1.875 900 450 ‐ 120 ‐ 195 210 1.442 ‐ 1.275 30 40 ‐ 47 51 881 205 178 ‐ 17 0 478 4 202 144 2 ‐ 40 ‐ ‐ 17 1.358
‐
1.239
‐
40
‐
47
33
548
173
104
‐
17
0
253
1
159
121
2
‐
20
‐
‐
17
596
‐
523
‐
40
‐
‐
33
207
78
64
‐
17
‐
48
‐
62
43
‐
‐
20
‐
‐
‐
762
‐
716
‐
‐
‐
47
‐
341
95
40
‐
‐
0
204
1
97
79
2
‐
‐
‐
‐
17
84
‐
36
30
‐
‐
‐
18
333
32
74
‐
‐
‐
225
2
42
22
‐
‐
20
‐
‐
‐
42
‐
24
‐
‐
‐
‐
18
9
4
‐
‐
‐
‐
5
‐
5
5
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐ ‐ ‐ ‐
‐
‐ ‐ ‐ 75 12 7 ‐ ‐
‐ 53 2 28 9 ‐ ‐ 20 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
‐ ‐ ‐ 95 ‐ 28 ‐ ‐
‐ 67 ‐
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
‐ ‐ ‐ 42
‐
12
30
‐
‐
‐
‐
154
15
38
‐
‐
‐
101
‐
9
9
‐
‐
‐
‐
‐
‐
5.405 2.525 2.066
865
1.200
459
56
103 95 204
85
18
45
‐
‐
‐
23
‐
951
12
5
4
‐
‐
‐
3
‐
471
12
5
4
‐
‐
‐
3
‐
471
La capacità disponibile è stata determinata considerando i contingenti annuali di potenza previsti dall'art. 17, comma 1 del D.M. 6 luglio 2012, al netto delle maggiorazioni e detrazioni di cui al successivo comma 8. Per i potenziamenti è stata considerata la potenza dell'impianto post operam 72 2.4.3
IMPIANTI IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2015
Al 31 dicembre 2015, gli impianti che, a seguito dell’entrata in esercizio, risultano avere fatto ri‐
chiesta di accesso agli incentivi sono stati 2050, per una potenza totale di 951 MW. Il maggior nu‐
mero di impianti è quello degli eolici (1194), seguito dagli idroelettrici ad acqua fluente (445). Agli impianti eolici spetta anche il primato in termini di potenza installata (632 MW), seguiti dagli im‐
pianti idroelettrici ad acqua fluente (133 MW). Figura 25 Ripartizione per fonte del numero degli impianti che, a seguito dell’entrata in esercizio, risultano aver fatto richiesta di accesso a gli incentivi, al 31 dicembre 2015. IDRAULICA A BACINO/SERBATOIO
IDRAULICA ACQUA FLUENTE
IDRAULICA SU ACQUEDOTTO
EOLICA ONSHORE
GEOTERMICA
BIOMASSE
BIOLIQUIDI SOSTENIBILI
BIOGAS
GAS DI DISCARICA
3
1.194
139
1
192
2
66
Figura 26 8
445
Ripartizione per fonte della potenza degli impianti che, a seguito dell’entrata in esercizio, risultano aver fatto richiesta di accesso a gli incentivi, al 31 dicembre 2015 [MW] IDRAULICA A BACINO/SERBATOIO
IDRAULICA ACQUA FLUENTE
IDRAULICA SU ACQUEDOTTO
EOLICA ONSHORE
GEOTERMICA
BIOMASSE
BIOLIQUIDI SOSTENIBILI
BIOGAS
GAS DI DISCARICA
77
632
58
1
44
4
133
1
1
Le tabelle seguenti riportano l’evoluzione storica degli impianti in esercizio, con indicazione della fonte e della categoria di intervento. 73 Tabella 33 Evoluzione storica, in numero e potenza, degli impianti che, a seguito dell’entrata in esercizio, risultano aver fatto richiesta d i accesso agli incentivi, suddivisi per tipologia di impianto 2013 TIPOLOGIA IMPIANTI Idraulica a bacino/serbatoio Idraulica acqua fluente Idraulica su acquedotto Eolica on shore Geotermica Biomasse Bioliquidi sostenibili Biogas Gas di discarica Totale 2014 2015 NUMERO DI IMPIANTI
POTENZA
[MW]
NUMERO DI IMPIANTI
POTENZA
[MW]
NUMERO DI IMPIANTI POTENZA
[MW]
2
143
22
188
0
29
1
60
0
445
0,9
24,8
1,2
144,9
0,0
21,3
1,0
14,3
0,0
208,4
6
250
35
538
1
73
1
106
1
1011
1,2
49,6
2,2
293,9
19,8
45,9
1,0
25,2
0,3
439,2
8 445 66 1194 3 139 1 192 2 2050 1,5
132,8
3,9
632,0
76,5
58,2
1,0
43,5
1,3
950,6
Tabella 34 E voluzione storica, in numero e potenza, degli impianti che, a seguito dell’entrata in esercizio, risultano aver fatto richiesta d i accesso agli incentivi, suddivisi per tipologia d’intervento 2013 CATEGORIA Nuova Costruzione Riattivazione Integrale Ricostruzione Rifacimento Totale o Parziale Potenziamento Totale 74
2014 2015 NUMERO DI IMPIANTI
POTENZA
[MW]
NUMERO DI IMPIANTI
POTENZA
[MW]
NUMERO DI IMPIANTI POTENZA
[MW]
409
13
8
15
0
445
199,8
1,4
0,3
6,9
0,0
208,4
951
21
16
23
0
1011
405,8
2,0
0,9
30,4
0,0
439,2
1956 22 22 47 3 2050 865,3
2,1
2,2
63,4
17,6
950,6
2.4.4
IMPIANTI NON IN ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2015
Si riportano di seguito gli impianti che, seppur risultati aggiudicatari delle procedure d’asta o am‐
messi in posizione utile nei registri, non risultano ancora in esercizio al 31 dicembre 2015 ma che tuttavia a tale data mantengono il diritto di accesso all’incentivazione. Tabella 35 Impianti aggiudicatari delle procedure d’asta o ammessi in posizione utile nei registri non ancora in esercizio al 31 dicembre 2015, suddivisione per tipologia di impianto FONTI PRIMARIE UTILIZZATE Idraulica a bacino/serbatoio Idraulica acqua fluente Idraulica su acquedotto Eolica on shore Geotermica Biomasse Bioliquidi sostenibili Biogas Gas di discarica Oceanica Totale complessivo 2.4.5
NUMERO POTENZA [MW] 2 250 8 188 0 116 7 171 10 1 753 7,5 163,0 3,1 757,7 ‐
169,0 9,8 80,9 9,1 0,1 1.200,3 RISULTATI ECONOMICI
Nel corso del 2015, l’energia incentivata ai sensi del D.M. 6 luglio 2012 è risultata pari a circa 1.626 GWh, cui risulta associato un corrispettivo economico di circa 175,8 milioni di euro. In termini di energia, l’eolico è la fonte più rappresentativa, con 675 GWh, seguita dal geotermico (328 GWh) e dall’idroelettrico ad acqua fluente (306 GWh). In termini di corrispettivi, all’eolico sono associati 59 € mln, seguiti dai 48 € mln del biogas e dai 46 € mln dell’idroelettrico ad acqua fluente. Nelle seguenti tabelle si rappresenta l’evoluzione storica dell’energia incentivata e dei corrispon‐
denti corrispettivi economici, a partire dal 2013. Tabella 36 Evoluzione dell’energia incentivata ai sensi del D.M. 6 luglio 2012 [GWh] TIPOLOGIA Idraulica a bacino/serbatoio Idraulica acqua fluente Idraulica su acquedotto Eolica on shore
Geotermica Biomasse Bioliquidi sostenibili Biogas Gas di discarica
Totale complessivo 2013 2014 2015 0
32
2
7
‐
1
‐
5
‐
48
4 180 8 372 153 39 ‐
102 1 859 2
306
15
675
328
65
2
230
2
1.626
75 Figura 27 Evoluzione dell’energia incentivata ai sensi del D.M. 6 luglio 2012 [GWh] GAS DI DISCARICA
BIOGAS
BIOLIQUIDI SOSTENIBILI
BIOMASSE
GEOTERMICA
EOLICA ONSHORE
IDRAULICA SU ACQUEDOTTO
IDRAULICA ACQUA FLUENTE
IDRAULICA A BACINO/SERBATOIO
1.626 859 48 2013
2014
2015
Tabella 37 Evoluzione dei corrispettivi erogati ai sensi del D.M. 6 luglio 2012 [€ mln] TIPOLOGIA Idraulica a bacino/serbatoio Idraulica acqua fluente Idraulica su acquedotto Eolica on shore
Geotermica Biomasse Bioliquidi sostenibili Biogas Gas di discarica
Totale complessivo Figura 28 2013 2014 2015 0,0
5,3
0,2
0,8
‐
0,2
‐
0,7
‐
7,2
0,2 29,5 1,5 30,3 1,8 6,6 ‐
20,3 0,1 90,3 0,3
45,7
3,3
58,9
6,6
12,9
0,2
47,7
0,2
175,8
Evoluzione dei corrispettivi erogati ai sensi del D.M. 6 luglio 2012 [€ mln] GAS DI DISCARICA
BIOGAS
BIOLIQUIDI SOSTENIBILI
BIOMASSE
GEOTERMICA
EOLICA ONSHORE
IDRAULICA SU ACQUEDOTTO
IDRAULICA ACQUA FLUENTE
IDRAULICA A BACINO/SERBATOIO
175,8 90,3 7,2 2013
76 2014
2015
2.5
Il contatore delle fonti rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico Il «Contatore degli oneri delle fonti rinnovabili non fotovoltaiche» (contatore FER‐E), è lo stru‐
mento 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 fo‐
tovoltaici, definito all’art.2 del D.M. 6 luglio 2012. Tale costo rappresenta una stima dell’onere an‐
nuo potenziale, già impegnato anche se non ancora interamente sostenuto, degli incentivi ricono‐
sciuti agli impianti a fonti rinnovabili non fotovoltaici, in attuazione dei vari provvedimenti di in‐
centivazione 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 rappresenta la migliore previsione dell’onere da sostenere nel successivo anno solare o nei successivi dodici mesi. In base all’art.3 del D.M. 6 luglio 2012, il «costo indicativo cumulato annuo degli incentivi» non po‐
trà superare i 5,8 miliardi di euro annui. Concorrono al calcolo del contatore solo gli oneri derivanti dall’incentivazione dell’energia elettri‐
ca prodotta dalle fonti rinnovabili individuate dall’art.2 del D.Lgs. 28/2011, con esclusione degli impianti fotovoltaici. Non sono pertanto inclusi nel contatore gli impianti alimentati a fonti assimi‐
late alle rinnovabili. Nel caso di impianti ibridi, vengono considerati nel contatore solo gli oneri at‐
tribuibili alla fonte rinnovabile, indipendentemente dall’inquadramento giuridico della fonte non rinnovabile al momento dell’entrata in esercizio dell’impianto e dunque indipendentemente dall’eventuale incentivo a essa riconosciuto. In particolare, nel caso degli impianti alimentati a ri‐
fiuti, anche se essi hanno avuto accesso all’incentivazione sul totale dell’energia prodotta, nel con‐
tatore vengono inclusi solo gli oneri attribuibili all’incentivazione della frazione biodegradabile. A tal proposito, ai soli fini del contatore, nei casi di impianti per cui non si disponga di una valutazio‐
ne 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 perimetro de‐
gli interventi impiantistici ammessi agli incentivi (nuova costruzione, integrale ricostruzione, riat‐
tivazione, rifacimento totale o parziale, potenziamento e impianti ibridi) riconducibili alle seguenti fattispecie:  interventi ammessi agli incentivi che hanno comunicato al GSE l’entrata in esercizio fisico, siano
essi già in esercizio commerciale o meno;
 interventi, non ancora entrati in esercizio, ammessi ai registri in posizione utile o risultati vinci‐
tori delle procedure di asta al ribasso, secondo quanto previsto dal D.M. 6 luglio 2012. In conformità alle regole stabilite dall’art.2 del D.M. 6 luglio 2012, il costo indicativo cumulato an‐
nuo 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 impian‐
ti a fonti rinnovabili non fotovoltaici. Esso viene calcolato e pubblicato sul sito internet del GSE con cadenza mensile. Al 31 dicembre 2015, il contatore FER Elettriche si è attestato sul valore di 5.658 milioni di euro, ri‐
partiti come segue tra i diversi meccanismi di incentivazione: 3.103 € mln per i Certificati Verdi; 1.808 € mln per la Tariffa Onnicomprensiva; 183 € mln per il Cip 6/92; 311 € mln per i registri e le aste previste dal D.M. 6 luglio 2012; 251 € mln per gli impianti entrati in esercizio ai sensi del D.M. 6 luglio 2012; 1 € mln per gli impianti che beneficiano del conto energia per il solare termodinami‐
co.
77 Tabella 38 Contatore delle FER elettriche al 31 dicembre 2015 [€ mln] Idraulica Eolica Moto ondosa Geotermica Biomasse Bioliquidi Biogas Solare CSP Totale Figura 29 0 Solare CSP
1 Bioliquidi
Biomasse
Idraulica
Eolica
Biogas
78
TO CIP 6/92
D.M. 6/7/2012
REGISTRI E ASTE
NON IN ESERCIZIO
D.M. 6/7/2012
IN ESERCIZIO
SOLARE TERMODINAMICO TOTALE
767
1.369
0
121
440
323
82
‐
3.103
286 6 ‐ ‐ 82 100 1.335 ‐
1.808 ‐
5
‐
‐
175
‐
3
‐
183
71
55
0
‐
107
2
77
‐
311
83
82
‐
16
23
0
47
‐
251
‐ ‐ ‐
‐ ‐ ‐ ‐ 1 1 1.206
1.518
0
137
827
424
1.544
1
5.658
Contatore delle FER elettriche al 31 dicembre 2015 [€ mln] Moto
ondoso
Geotermica
CV
CV
TO
CIP6/92
DM 6 LUGLIO 2012 REGISTRI E ASTE
DM 6 LUGLIO 2012 IN ESERCIZIO
SOLARE TERMODINAMICO
137 424 827 1.206 1.518 1.544 A partire dal contatore di ottobre 2015, il GSE pubblica e aggiorna mensilmente uno scenario evo‐
lutivo del costo indicativo fino a fine 2017, con passo mensile, al fine di offrire un quadro di insie‐
me delle principali variazioni attese, valutandone al contempo gli effetti in termini di costo cumu‐
lato rispetto al limite massimo imposto dal D.M. 6/7/2012, pari a 5,8 € mld annui. A questi fini è definito uno scenario evolutivo base, elaborato considerando le informazioni note e assumendo gli elementi di calcolo ritenuti più probabili ed è altresì condotta un’analisi di sensitivi‐
tà sui parametri di maggior impatto sul costo indicativo, in modo da individuare un possibile range di variabilità. Tra i parametri di maggiore interesse figurano i prezzi dell’energia, la producibilità degli impianti, la decadenza del diritto di accesso all’incentivazione di impianti nelle graduatorie del D.M. 6/7/2012 nonché eventuali variazioni normative. I risultati dello scenario base mostrano per il 2016 un trend per lo più decrescente del costo indica‐
tivo, dovuto principalmente alla scadenza del periodo di incentivazione di impianti a CV e Cip 6/92, alla transizione CV‐FIP da gennaio 2016 e alla decadenza attesa di impianti del D.M. 6/7/2012. Si ritiene pertanto improbabile per lo scenario base un superamento del limite di 5,8 € mld annui nel 2016, a meno di sviluppi inattesi. A titolo esemplificativo, si riporta di seguito lo scenario pubblicato contestualmente al contatore al 31 dicembre 2015, con indicazione, oltre al caso base, degli scenari risultanti dalle combinazioni parametriche che, sulla base delle informazioni note a quella data, davano luogo all’impatto mas‐
simo (worst case) e minimo (best case) in termini di costo indicativo. Figura 30 Scenario evolutivo pubblicato contestualmente all’aggiornamento del contatore al 31 dicembre 2015 [€ mln] WORST CASE ‐ S2 (PUN2016=39,03), DECADENZA 0% ‐ AGGIORNAMENTO AEP+5%
BASE ‐ S0 (PUN2016= 43,37), DECADENZA BASE (60%), AGGIORNAMENTO AEP
BEST CASE ‐ S1 (PUN2016=47,70), DECADENZA 100% ‐ AEP ATTUALE
6.000
5.800
5.600
5.400
5.200
5.000
4.800
4.600
4.400
dic‐17
ott‐17
nov‐17
set‐17
lug‐17
ago‐17
giu‐17
mag‐17
apr‐17
mar‐17
feb‐17
dic‐16
gen‐17
ott‐16
nov‐16
set‐16
lug‐16
ago‐16
giu‐16
mag‐16
apr‐16
mar‐16
feb‐16
dic‐15
gen‐16
4.200
79
2.6
Servizi di ritiro dell’energia 2.6.1
RITIRO DEDICATO
Quadro normativo Il Ritiro Dedicato (RID) rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori 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. 387/2003 e dall’articolo 1 comma 41 della L. 239/2004. Si tratta degli impianti:  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, mareomotrice, idraulica limitatamente agli impianti ad acqua fluente);
 di potenza apparente nominale uguale o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti rinnovabili pro‐
grammabili, purché nella titolarità di un autoproduttore (così come definito dall’articolo 2 com‐
ma 2 del D.Lgs. 79/1999).
Per questi impianti il GSE assume il ruolo di utente del dispacciamento, ritirando e collocando sul mercato l’energia elettrica immessa in rete, alle condizioni definite dalla delibera AEEGSI ARG/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 zonale orario 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 regolati dai de‐
creti del 5 e 6 luglio 2012. 80 Prezzi di ritiro L’energia elettrica immessa in rete dai produttori e ritirata con il meccanismo del Ritiro Dedicato viene valorizzata dal GSE al prezzo medio zonale orario, ovvero al prezzo medio mensile per fascia oraria ‐ formatosi sul mercato elettrico ‐ corrispondente alla zona di mercato in cui è connesso l’impianto. I produttori di piccola taglia, con impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, possono rice‐
vere dal GSE una remunerazione garantita (prezzi minimi garantiti) per i primi 2 milioni di kWh annui immessi in rete, senza pregiudicare la possibilità di ricevere di più nel caso in cui la remune‐
razione a prezzi orari zonali dovesse risultare più vantaggiosa. L'AEEGSI, con la deliberazione 618/2013/R/efr, ha modificato la deliberazione 280/07, definendo la nuova struttura e i nuovi valori dei prezzi minimi garantiti, applicata a partire dal 1° gennaio 2014. In particolare, l'articolo 7 comma 7.5 dell'Allegato A alla deliberazione 280/07, nella sua nuova formulazione, ha previsto che i prezzi minimi garantiti riconosciuti per l'anno 2014, per le diverse fonti e per i diversi scaglioni progressivi di energia elettrica immessa, fossero pari a quelli eviden‐
ziati nella tabella 1 allegata alla medesima deliberazione, da aggiornarsi applicando il tasso di va‐
riazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall'Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio commerciale, con le modalità indica‐
te nella medesima tabella. Sulla base di tale metodologia, sono stati definiti i prezzi minimi garan‐
titi per il 2015, di seguito riportati. Tabella 39 Prezzi minimi garantiti per l’anno 2015 FONTE Biogas da fermentatori anaerobici, biomasse solide e biomasse liquide Biogas da discarica Eolica Solare fotovoltaico Idrica Geotermica Fonti diverse dalle altre QUANTITÀ DI ENERGIA ELETTRICA RITIRATA SU BASE ANNUA fino a 2.000.000 kWh fino a 1.500.000 kWh fino a 1.500.000 kWh fino a 1.500.000 kWh fino a 250.000 kWh oltre 250.000 e fino a 500.000 kWh oltre 500.000 e fino a 1.000.000 kWh oltre 1.000.000 e fino a 1.500.000 kWh fino a 1.500.000 kWh fino a 1.500.000 kWh PREZZO MINIMO GARANTITO PER L'ANNO 2015 (€/MWH) 92,5 49,0 49,0 39,0 153,5 105,6 66,6 57,7 51,3 39,0 81 Risultati nel 2015 ed evoluzione storica Nel corso del 2015 risultano aver beneficiato del regime di Ritiro Dedicato 56.219 impianti per una potenza complessiva di 14.378 MW. L’energia ritirata nel 2015 risulta pari a oltre 17,9 TWh, con un costo di circa 914 milioni di euro. Tale onere complessivo risulta per il 61% ascrivibile a impianti solari, seguiti dagli impianti idroelettrici (17%) ed eolici (16%) Nelle tabelle seguenti è riportata l’evoluzione storica di numerosità, potenza, energia ritirata e co‐
sto di ritiro. Tabella 40 Evoluzione del numero degli impianti in convenzione RID Biocombustibili liquidi Biogas Biomasse Combustibili fossili Eolica Gas di discarica Gas residuati dai processi di depurazione Geotermica Idraulica Oli vegetali puri Rifiuti Solare Totale Figura 31 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 5 119 34 256 119 74 4 1 1.639 2
117
51
290
145
76
7
1
1.509
9
133
91
286
195
95
7
1
1.527
21
132
98
291
259
111
8
1.536
17 1.768 4.036 18
4.338
6.554
19
10.969
13.332
20
38.775
41.251
123
254
53
298
391
156
13
1
1.501
2
22
54.599
57.413
94 93 36 332 377 141 11 1 1.441 2 19 55.477 58.024 61 88 28 363 355 131 12 1 1.488 2 18 55.342 57.889 53
82
26
387
297
118
10
1
1.296
2
17
53.930
56.219
Evoluzione del numero degli impianti in convenzione RID SOLARE
RIFIUTI
OLI VEGETALI PURI
IDRAULICA
GEOTERMICA
GAS RESIDUATI DAI PROCESSI DI DEPURAZIONE
GAS DI DISCARICA
EOLICA
COMBUSTIBILI FOSSILI
BIOMASSE
BIOGAS
BIOCOMBUSTIBILI LIQUIDI
57.413 58.024 57.889 56.219 2012
2013
2014
2015
41.251 13.332 4.036 2008
82
6.554 2009
2010
2011
Tabella 41 Evoluzione della potenza degli impianti in convenzione RID [MW] Biocombustibili liquidi Biogas Biomasse Combustibili fossili Eolica Gas di discarica Gas residuati dai processi di depurazione Geotermica Idraulica Oli vegetali puri Rifiuti Solare Totale Figura 32 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 4 109 65 526 1.689 114 13 60 1.720 ‐ 53 168 4.522 1 105 97 553 2.380 114 14 60 1.229 ‐ 56 566 5.174 4 106 129 506 3.207 130 14 60 1.221 ‐ 65 2.273 7.714 14 110 129 452 4.032 149 14 ‐
1.181 ‐ 69 9.935 16.086 71 205 87 437 4.634 188 12 0 1.145 3 63 12.187 19.032 58 74 66 478 4.219 170 12 0 1.037 3 54 12.250 18.419 39 69 51 482 2.935 151 11 0 1.055 3 55 11.866 16.716 32 61 34 475 2.403 140 10 0 866 3 51 10.303 14.378 Evoluzione della potenza degli impianti in convenzione RID [MW] SOLARE
RIFIUTI
OLI VEGETALI PURI
IDRAULICA
GEOTERMICA
GAS RESIDUATI DAI PROCESSI DI DEPURAZIONE
GAS DI DISCARICA
EOLICA
COMBUSTIBILI FOSSILI
BIOMASSE
BIOGAS
BIOCOMBUSTIBILI LIQUIDI
19.032 18.419 16.086 16.716 14.378 7.714 4.522 5.174 2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
83 Tabella 42 Evoluzione dell’energia ritirata dagli impianti in convenzione RID [GWh] 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 1 203 63 594 1.650 330 32 14 3.755 ‐ 27 77 6.745 0 190 153 657 2.963 368 31 4 3.743 ‐ 67 281 8.455 1 271 188 579 4.783 405 34 0 4.070 ‐ 100 958 11.389 1 319 135 532 5.373 472 31 ‐ 3.339 ‐ 108 7.419 17.727 8 202 138 408 7.446 515 32 0 2.935 0 95 13.385 25.165 7 166 129 372 6.588 456 34 0 3.207 0 86 14.031 25.076 9 192 111 350 4.973 355 31 0 3.631 0 97 12.833 22.583 12 202 77 312 3.046 332 35 0 2.374 1 87 11.503 17.981 Biocombustibili liquidi Biogas Biomasse Combustibili fossili Eolica Gas di discarica Gas residuati dai processi di depurazione Geotermica Idraulica Oli vegetali puri Rifiuti Solare Totale Figura 33 E voluzione dell’energia ritirata dagli impianti in convenzione RID [GWh] SOLARE
RIFIUTI
OLI VEGETALI PURI
IDRAULICA
GEOTERMICA
GAS RESIDUATI DAI PROCESSI DI DEPURAZIONE
GAS DI DISCARICA
EOLICA
COMBUSTIBILI FOSSILI
BIOMASSE
BIOGAS
BIOCOMBUSTIBILI LIQUIDI
25.165 25.076 22.583 17.981 17.727 11.389 6.745 2008
8.455 2009
2010
84 2011
2012
2013
2014
2015
Tabella 43 Evoluzione del costo di ritiro dell’energia in convenzione RID [€ mln] Biocombustibili liquidi Biogas Biomasse Combustibili fossili Eolica Gas di discarica Gas residuati dai processi di depurazione Geotermica Idraulica Oli vegetali puri Rifiuti Solare Totale Figura 34 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 0 17 5 54 151 28 4 1 330 ‐ 2 7 599 0 13 11 44 199 24 3 0 278 ‐ 4 26 602 0 18 14 37 333 27 3 0 305 ‐ 6 87 830 0 23 10 38 403 35 3 ‐
274 ‐ 8 668 1.463 1 16 10 31 548 39 3 0 249 0 7 1.043 1.946 0 11 8 24 401 30 3 0 252 0 5 1.043 1.778 1 10 6 18 253 19 2 0 224 0 5 569 1.107 1 11 4 16 146 17 2 0 158 0 4 555 914 E voluzione del costo di ritiro dell’energia in convenzione RID [€ mln] SOLARE
RIFIUTI
OLI VEGETALI PURI
IDRAULICA
GEOTERMICA
GAS RESIDUATI DAI PROCESSI DI DEPURAZIONE
GAS DI DISCARICA
EOLICA
COMBUSTIBILI FOSSILI
BIOMASSE
BIOGAS
BIOCOMBUSTIBILI LIQUIDI
1.946 1.778 1.463 599 602 2008
2009
1.107 830 2010
2011
2012
2013
2014
914 2015
85 2.6.2
SCAMBIO SUL POSTO QUADRO NORMATIVO Il meccanismo dello Scambio sul Posto (SSP), regolato dalla delibera 570/2012/R/efr, consente al soggetto responsabile di un impianto di produzione di energia elettrica, di ottenere una compen‐
sazione tra il valore economico associabile all’energia elettrica prodotta e immessa in rete e il va‐
lore economico teorico associato all’energia elettrica prelevata e consumata in un periodo diffe‐
rente da quello in cui avviene la produzione. L’utente dello SSP può ottenere dal GSE un contributo (contributo in conto scambio CS), che si configura come rimborso (“ristoro”) di una parte degli oneri sostenuti dall’utente per il prelievo di energia elettrica dalla rete. In particolare, il contributo prevede:  il ristoro dell’onere sostenuto per la componente servizi, limitatamente all’energia scambiata 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 elet‐
trica immessa in rete. Nel caso in cui il controvalore dell’energia immessa in rete risulti superiore all’onere energia so‐
stenuto dall’utente dello scambio, il saldo relativo, su richiesta dell’interessato, può essere liquida‐
to economicamente ovvero registrato a credito e utilizzato per compensare l’onere energia degli anni successivi. Il contributo è determinato dal GSE tenendo conto delle peculiari caratteristiche dell’impianto e dei profili di consumo (prelievo) teorici e standard attribuiti a ciascun utente dello scambio. E' cal‐
colato sulla base delle informazioni che i gestori di rete sono tenuti a inviare periodicamente al GSE. Fino al 31 dicembre 2014 potevano accedere allo Scambio sul Posto gli impianti:  alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW, se entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007;  alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kW, se entrati in esercizio dopo il 31 dicem‐
bre 2007;  di Cogenerazione ad Alto Rendimento di potenza fino a 200 kW. A partire dal 1° gennaio 2015 la soglia massima di accesso è stata innalzata fino a 500kW. L’accesso al meccanismo dello Scambio sul Posto è alternativo all’accesso agli incentivi regolati dai decreti del 5 e 6 luglio 2012. 86
Risultati nel 2015 Nel corso del 2015, gli impianti che risultano avere beneficiato del servizio di SSP sono 515.516, corrispondenti a una potenza complessiva di quasi 4,5 GW. Si osserva un significativo incremento rispetto al 2014, con oltre 38.000 nuove convenzioni, per un totale di circa 275 MW. Di seguito si riporta un quadro sintetico dei risultati economici degli impianti in SSP nel 2015, con dettaglio, per classe di potenza, dell’energia immessa, dell’energia scambiata e dell’onere risul‐
tante. Complessivamente l’energia immessa risulta pari a 2.874 GWh, l’energia scambiata pari a 1.969 GWh, e l’onere pari a circa 265 € mln. Tra la classi potenza, la più rappresentativa è quella tra 3 e 20 kW, con oltre 300.000 impianti, qua‐
si 2,2 GW di potenza, e un impatto di 161 € mln in termini di onere annuo. Quanto alle fonti, si osserva una stragrande maggioranza di impianti fotovoltaici, con una quota superiore al 99% in termini di numero, potenza, energia, oneri. Tabella 44 Dati sugli impianti in Scambio sul Posto nel 2015 CLASSI DI POTENZA NUMERO
POTENZA
(MW)
inferiore di 3 kW tra 3 e 20 kW tra 20 e 500 kW Totale 185.701
307.713
22.102
515.516
509
2.177
1.788
4.473
ENERGIA IMMESSA ENERGIA SCAMBIATA (GWH)
(GWH) 364
1.549
961
2.874
ONERE (€ MLN)
994 286 689 1.969 41
161
64
265
87 2.7
I sistemi semplici di produzione e consumo e i sistemi di accumulo 2.7.1
SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO
Il D.Lgs. 115/08 e s.m.i., di attuazione della direttiva europea 2006/32/CE relativa all’efficienza de‐
gli usi finali dell’energia e i servizi energetici, definisce, tra l’altro, i Sistemi Efficienti di Utenza e i sistemi a essi equiparati, attribuendo all’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico il compito di definire i criteri e le condizioni per l’erogazione dei servizi di connessione, trasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento, tenendo conto delle agevolazioni previste. L’AEEGSI, mediante il provvedimento 578/2013/R/eel e s.m.i., ha definito, con decorrenza dal 1° gennaio 2014, le modalità per la regolazione dei servizi di connessione, di misura, di trasmissione, di distribuzione, di dispacciamento e di vendita per le configurazioni impiantistiche che rientrano nella categoria dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo, ivi inclusi i Sistemi Efficienti di Utenza e i Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza, dando attuazione a quanto previsto dalla normativa di riferimento. I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo sono «l’insieme dei sistemi elettrici, connessi diret‐
tamente o indirettamente alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di energia elettrica per la consegna alle unità di consumo che li costituiscono non si configura come attività di tra‐
smissione e/o di distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento energetico.» I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC), escluse le cooperative storiche e i consorzi storici dotati di rete propria, costituiscono gli Altri Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (ASSPC) che comprendono gli Altri Sistemi di Autoproduzione (ASAP), i Sistemi Efficienti di Uten‐
za (SEU), gli Altri Sistemi Esistenti (ASE) e i Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza (SEESEU/A‐B‐C). Il GSE è il soggetto individuato per qualificare i SEU e i SEESEU. L'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico con la delibera 609/2014/R/eel e s.m.i. ha stabilito le modalità di prima attuazione delle disposizioni del D.L. 91/2014, in merito all'applica‐
zione – per i sistemi qualificati dal GSE come SEU/SEESEU ‐ degli oneri generali di sistema, defi‐
nendo modalità che garantiscono tempi di implementazione ridotti e costi contenuti per il sistema elettrico. 88 Nel 2015 il GSE ha pubblicato sia «Le Regole Applicative per la presentazione della richiesta e il con‐
seguimento della qualifica di SEU e SEESEU per i sistemi entrati in esercizio entro il 31/12/2014» sia le «Regole applicative per la presentazione della richiesta e il conseguimento della qualifica di SEU e SEESEU per i sistemi entrati in esercizio successivamente al 31/12/2014» e ha dato agli operatori la possibilità di presentare richiesta di qualifica tramite portale informatico dedicato. Il GSE in adempimento a quanto previsto dalla normativa ha, inoltre, qualificato automaticamente circa 465.000 impianti che usufruiscono del servizio di Scambio sul Posto Al 31 dicembre 2015 sono pervenute al GSE 21.708 richieste di qualifica SEU e SEESEU, per una potenza totale di circa 7,2 GW, delle quali il 53% è pervenuto nel solo mese di settembre 2015. Al 30 settembre 2015 è stata difatti fissata la scadenza per la presentazione delle richieste riferite a sistemi entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014; solo 101 dei sistemi richiedenti la qualifica è entrato in esercizio successivamente a tale data. Circa il 96% delle istanze ha richiesto la qualifica SEU, mentre solo il 4% è riferito alle altre categorie. Figura 35 Istanze di qualifica SEU/SEESEU ricevute dal GSE nel corso del 2015 gen 2015
0
feb 2015
0
mar 2015
apr 2015
NUMEROSITA' MENSILE
TOTALE CUMULATO
3
3
70
1.346
1.416
mag 2015
giu 2015
673
2.901
lug 2015
4.990
4.205
ago 2015
9.195
11.422
set 2015
ott 2015
2.089
742
nov 2015
200
dic 2015
149
20.617
21.359
21.559
21.708
89
Figura 36 Istanze di qualifica SEU/SEESEU ricevute dal GSE nel 2015, suddivisione per fonte IMPIANTI A FONTE SOLARE
IMPIANTI TERMOELETTRICI (NO CAR) IMPIANTI TERMOELETTRICI (CAR) IMPIANTI IDROELETTRICI
ALTRE TIPOLOGIE DI IMPIANTI *
1%
2% 1% 1%
95%
Figura 37 Istanze di qualifica SEU/SEESEU ricevute dal GSE nel 2015, suddivisione per categoria SEU
SEESEU ‐ A
SEESEU ‐ B
SEESEU ‐ C
MISTA
3%
1% 0% 0%
96%
90 Figura 38 Istanze di qualifica SEU/SEESEU ricevute dal GSE nel 2015, suddivisione per classe di potenza P <3 kW
3 kW ≤ P< 20 kW
20kW ≤ P < 200 KW
200 kW ≤ P < 1.000 kW
1.000 kW ≤ P < 20.000 kW
P >20.000 kW
MISTA
11%
3%
23%
15%
48%
Figura 39 Potenza totale delle istanze di qualifica SEU/SEESEU ricevute dal GSE nel 2015, suddivisione per classe di potenza P <3 kW
3 kW ≤ P< 20 kW
20kW ≤ P < 200 KW
200 kW ≤ P < 1.000 kW
1.000 kW ≤ P < 20.000 kW
P >20.000 kW
MISTA
0%0% 1%
4%
18%
42%
35%
Tabella 45 I stanze di qualifica SEU/SEESEU ricevute dal GSE nel 2015, s uddivisione per tipologia di qualifica e classe di potenza QUALIFICA SEMPLICE1 FASCE DI POTENZA ASSPC P <3 kW 3 kW ≤ P< 20 kW 20kW ≤ P < 200 KW 200 kW ≤ P < 1.000 kW 1.000 kW ≤ P < 20.000 kW P >20.000 kW Totale richieste di qualifica QUALIFICA COMPLESSA2 SOLARE
ALTRO
4.798
9.926
2.839
1.913
132
‐
4
22
182
207
455
36
20.514 SOLARE ‐ 3 11 7 8 ‐ 1.194 ALTRO
71
403
265
287
135
4
1
Per “Qualifica Semplice” si intende la qualifica di un sistema costituito da un unico impianto di produzione 2
Per “Qualifica Complessa” si intende la qualifica di un sistema costituito da più impianti di produzione. 91 2.7.2
INTEGRAZIONE DEI SISTEMI DI ACCUMULO N E L S I S T E M A E L E T T R I C O N A Z I O N A L E L’AEEGSI con delibera 574/2014/R/eel ha definito le modalità di integrazione dei sistemi di accu‐
mulo nel sistema elettrico nazionale, nonché le misure necessarie per consentire la corretta ero‐
gazione degli incentivi e delle tariffe previste dai differenti regimi commerciali. Nel 2015, il GSE, ai sensi dell’articolo 10 comma 1 della deliberazione 574/2014/R/eel, ha pubblica‐
to le «Regole Tecniche per l’attuazione delle disposizioni relative all’integrazione di sistemi di accu‐
mulo di energia elettrica nel sistema elettrico nazionale» aggiornando le proprie regole tecniche re‐
lative all’erogazione degli incentivi per le fonti rinnovabili, le modalità di riconoscimento dei prezzi minimi garantiti e di emissione delle garanzie di origine. Nel corso del 2015 sono pervenute circa 115 comunicazioni di installazione di sistemi di accumulo su impianti fotovoltaici incentivati in Conto Energia, cui si aggiunge una installazione su un im‐
pianto eolico. Con riferimento agli accumuli installati sugli impianti fotovoltaici, si riportano di seguito alcuni grafici contenenti informazioni sulla tipologia di configurazione sulla tecnologia utilizzata. E’ interessante osservare che la quasi totalità degli interventi riguarda piccoli impianti (fino a 20 kW), e che, dal punto di vista tecnologico, i sistemi di accumulo più utilizzati sono quelli di tipo tradizionale (Piombo, Piombo‐Acido). Figura 40 Distribuzione, per Conto Energia, dei sistemi di accumulo installati su impianti fotovoltaici incentivati PRIMO CONTO ENERGIA
SECONDO CONTO ENERGIA
TERZO CONTO ENERGIA
QUARTO CONTO ENERGIA
QUINTO CONTO ENERGIA
25%
38%
4%
33%
92 Figura 41 Distribuzione, per classe di potenza, dei sistemi di accumulo installati su impianti fotovoltaici incentivati 1 ≤ P ≤ 3
3 < P ≤ 20
20 < P ≤ 200
200 < P ≤ 1000
1000 < P ≤ 5000
P > 5000
35%
65%
Figura 42 Distribuzione, per tipologia di installazione del fotovoltaico, dei sistemi di accumulo installati su impianti fotovoltaici incentivati INTEGRATO
PARZIALMENTE INTEGRATO
BIPV
CPV
ALTRO
1% 0% 2%
17%
80%
Figura 43 Distribuzione, per tipologia di configurazione, dei sistemi di accumulo installati su impianti fotovoltaici incentivati LATO PRODUZIONE BIDIREZIONALE
POST PRODUZIONE BIDIREZIONALE
LATO PRODUZIONE MONODIREZIONALE
3%
18%
79%
93 Gestione
dell’energia
elettrica
3
Gestione dell'energia elettrica Il 2015 è stato un anno che ha introdotto rilevanti cambiamenti che hanno avuto effetti sulle attivi‐
tà di previsione, di vendita e di settlement dell’energia. Il primo fatto rilevante che si osserva nell’esercizio 2015 riguarda il perimetro di unità di produzio‐
ne inserite nel contratto di dispacciamento del GSE che ha subito una sensibile riduzione rispetto al 2014 a seguito della risoluzione anticipata di alcune convenzioni Cip 6/92 e della chiusura di al‐
cune convenzioni RID. Nonostante i volumi di vendita del GSE sui mercati MGP e MI, al netto dei volumi di acquisto, si siano ridotti di circa il 16%, il relativo controvalore ha subito una riduzione più contenuta, grazie a prezzi più stabili e ai miglioramenti, realizzati nel corso dell’anno, in termi‐
ni di previsioni per la definizione dei programmi di vendita di energia su MGP. Il miglioramento della programmazione è stato raggiunto grazie a diversi fattori, a cominciare dal‐
la variazione delle tempistiche di chiusura dei mercati, che ha visto uno slittamento in avanti dell’orario di chiusura del Mercato del Giorno Prima, e una riorganizzazione dei Mercati Infragior‐
nalieri, con l’introduzione di una nuova sessione di mercato. Il miglioramento delle previsioni ha avuto un impatto positivo soprattutto per quanto riguarda le unità di produzione fotovoltaiche, grazie all’introduzione della programmazione di tali impianti sulla base del profilo delle misure di settlement. Per quanto riguarda le unità di produzione eoliche, si è osservato che, nonostante la riduzione delle ore equivalenti di produzione, nel 2015 si è verificato un incremento dell’energia limitata in tempo reale attraverso ordini di dispacciamento impartiti da Terna e calcolata nell’ambito del processo di Mancata Produzione Eolica. Nel 2015 il GSE si è adeguato alla normativa europea per la trasparenza sui mercati dell’energia, adottando, a partire dal mese di ottobre, la piattaforma per il data reporting REMIT fornita dal GME. Tra gli avvenimenti che hanno caratterizzato il 2015, si sottolinea l’introduzione dei prezzi di sbi‐
lanciamento anche per le fonti rinnovabili non programmabili, che ha rappresentato un importan‐
te cambiamento rispetto al 2014, anno in cui gli sbilanciamenti erano valorizzati, invece, a prezzi MGP. Sempre nell’ambito della gestione degli sbilanciamenti, nel corso del 2015 il GSE ha intensi‐
ficato, ai sensi del Testo Integrato del Settlement (TIS), l’attività di segnalazione verso i gestori di rete degli scostamenti relativi alle misure inviate da questi a Terna. Infine, il continuo miglioramento delle attività di vendita e acquisto del GSE ha permesso di au‐
mentare il margine operativo, derivante dalle azioni sui Mercati Infragiornalieri per le unità di pro‐
duzione Cip 6/92, contestualmente a una riduzione dello sbilanciamento rispetto all’anno prece‐
dente. In questo capitolo vengono illustrate le principali attività finalizzate proprio alla vendita sul merca‐
to dell’energia elettrica ritirata dal GSE dai titolari di unità di produzione che hanno stipulato una delle seguenti convenzioni: Cip 6/92, 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.
96
3.1
Partecipazione al mercato elettrico La partecipazione del GSE al mercato elettrico ha l’obiettivo di ottimizzare le vendite dell’energia elettrica immessa in rete dagli operatori aderenti ai diversi sistemi di incentivazione e/o promo‐
zione previsti dalla normativa, nell’ottica di minimizzare il costo per la collettività. Le principali attività svolte dal GSE nell’ambito del mercato elettrico riguardano: la previsione del‐
le immissioni, l’offerta mediante interazione con la piattaforma IPEX7 e la verifica delle partite energetiche ed economiche relative agli sbilanciamenti e alle transazioni con il mercato elettrico. Il sistema previsionale nello specifico riguarda:  l’energia immessa in rete per le unità di produzione a fonte rinnovabile non programmabile sia rilevanti sia non rilevanti;  l’energia immessa in rete per le unità di produzione a fonte rinnovabile non programmabile non rilevanti anche al di fuori del contratto di dispacciamento del GSE;  l’autoconsumo per le unità fotovoltaiche fino a 1 MW che comprende, per quelle di potenza infe‐
riore ai 55 kWp, una comunicazione giornaliera all’Acquirente Unico, al fine di supportare la sti‐
ma della domanda di energia elettrica. Le principali attività di offerta dell’energia sul mercato elettrico sono:  la programmazione settimanale/giornaliera e la vendita sul Mercato del Giorno Prima (MGP) dell’energia immessa in rete da unità di produzione Cip 6/92, RID, TO, TFO e SSP;  la vendita/acquisto di energia sui 5 Mercati Infragiornalieri (MI);  il monitoraggio della produzione mediante un servizio di acquisizione e telelettura delle misure, al fine di aggiornare le offerte sui mercati MGP e MI;  la verifica degli ordini di dispacciamento impartiti da Terna in tempo reale;  la gestione del contratto di dispacciamento in termini di gestione delle indisponibilità pianificate e/o accidentali a medio e lungo termine, attraverso un flusso informativo e autorizzativo con Terna;  la gestione della trasparenza sui mercati energetici attraverso la pubblicazione delle informazio‐
ni privilegiate riguardanti le indisponibilità per gli impianti di potenza superiore ai 100 MW di cui il GSE è Utente del Dispacciamento e, a partire dal mese di ottobre 2015, il reporting, tramite la piattaforma PDR messa a disposizione dal GME, nei confronti di ACER (Agenzia per la coopera‐
zione fra i regolatori di energia) di tutti i dati inerenti le operazioni effettuate sui vari mercati. Il GSE, nell'ambito delle attività volte alla valorizzazione dell'energia allocata sui mercati energeti‐
ci, si occupa anche della gestione del rischio di sbilanciamento. Questa attività, nel corso del 2015, ha comportato complessivamente un beneficio per l’A3 stimabile in circa 900.000 €. 7
Italian Power Exchange ‐ Mercato Elettrico Italiano 97
3.2
Attività correlate alla partecipazione al mercato elettrico La partecipazione al mercato è correlata ad altre attività, in particolare:  la gestione di algoritmi di previsione dei prezzi che si formano sul Mercato del Giorno Prima (MGP), sul Mercato Infragiornaliero (MI) e sui Mercati dei Servizi del Dispacciamento (MSD);  l’ottimizzazione delle offerte sui mercati di riferimento (MGP e MI) inserite nel contratto di di‐
spacciamento in immissione del GSE;  la verifica delle partite energetiche ed economiche verso il GME riferite all’energia vendu‐
ta/acquistata sui mercati, e verso Terna, per i corrispettivi dello sbilanciamento, con segnalazio‐
ne delle eventuali incongruenze riscontrate;  il trasferimento ai produttori RID/TFO, programmabili e non, della quota residua dei corrispettivi dello sbilanciamento calcolati da Terna e del controvalore di partecipazione alle sessioni del Mercato Infragiornaliero;  l’allineamento anagrafico con Terna ai fini della verifica delle partite energetiche ed economiche riferite allo sbilanciamento;  la reportistica contenente i principali indicatori di riferimento dei processi gestiti, tra cui la con‐
sistenza anagrafica delle unità di produzione considerate ai fini della programmazione e della vendita dell’energia, i risultati delle azioni di mercato, nonché i corrispettivi di sbilanciamento e le eventuali quote residue in capo ai diversi regimi commerciali. Con l’aggiornamento del Testo integrato del settlement (TIS), dal 1° gennaio 2015 il GSE, in fase di conguaglio delle misure utilizzate da Terna per la determinazione del corrispettivo di sbilancia‐
mento, interagisce direttamente con i gestori di rete. Nel corso del 2015 sono state effettuate due sessioni di conguaglio: la prima, relativa al periodo dal 2010 al 2014, che ha prodotto un totale di 1,7 milioni di segnalazioni verso circa novantacinque gestori di rete, la seconda, relativa al con‐
guaglio delle misure per il periodo da gennaio a giugno 2015, che ha generato circa 10.000 segna‐
lazioni verso quarantanove gestori di rete. Si osserva che la contabilizzazione dell’energia effet‐
tuata ai fini del settlement Terna, caratterizzata dall’arrotondamento su base oraria al kWh, de‐
termina una differenza sensibile tra quanto riscontrato dal GSE (contabilizzato al Wattora) e quan‐
to imputato da Terna, con particolare riferimento agli impianti di piccola taglia, in particolare fo‐
tovoltaici in regime di TFO. 98
3.3
I mercati elettrici in cui opera il GSE Il GSE vende sul mercato elettrico l’energia ritirata dai produttori a fronte dei diversi meccanismi di incentivazione e sostegno (Cip 6/92, TO, TFO, RID, SSP), attraverso la partecipazione al Merca‐
to del Giorno Prima (MGP) e al Mercato Infragiornaliero (MI, articolato su cinque sessioni MI1, MI2, MI3, MI4 e MI5), nell’ambito del Mercato Elettrico a Pronti (MPE). Il GSE non partecipa, invece, al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Mercato del Giorno Prima L’energia offerta dal GSE sul Mercato del Giorno Prima nel corso del 2015, prodotta per oltre il 70% da unità a fonte rinnovabile non programmabile su un totale di 39,88 TWh, ha rappresentato il 13,9% dell’energia totale transitata in borsa (piattaforma IPEX del GME) che è stata pari a 287 TWh. Il Mercato Infragiornaliero Il GSE partecipa alle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero per conto delle unità di produ‐
zione per cui è utente del dispacciamento, al fine di correggere il programma in immissione in esi‐
to al Mercato del Giorno Prima (MGP). La partecipazione a MI è effettuata nell’ottica di modificare le offerte presentate su MGP, per tenere conto delle indisponibilità o dei rientri anticipati suben‐
trati dopo la chiusura di quest’ultimo. Il GSE effettua le azioni su MI a prezzo non nullo: al fine di determinare il prezzo di offerta, si ef‐
fettua un’analisi dei prezzi di sbilanciamento, che ha lo scopo di identificare un intervallo di prezzo all’interno del quale è conveniente, per il GSE, effettuare azioni di acquisto e vendita dell’energia elettrica, piuttosto che sostenere oneri di sbilanciamento con conseguenze negative per i consu‐
matori. Per la valutazione dell’efficacia delle azioni sui Mercati Infragiornalieri si utilizza la variazione del margine operativo, calcolata a valle della partecipazione ai Mercati Infragiornalieri rispetto all’intervento sul solo Mercato del Giorno Prima. Nel corso del 2015 l’operatività svolta sui Mercati Infragiornalieri ha fornito un incremento del margine operativo del 4%, per un totale di circa 293.000 € rispetto alla sola operatività sul Mercato del Giorno Prima. Nonostante la diminuzione del 35% delle unità che hanno partecipato al Merca‐
to Infragiornaliero, questi valori sono in lieve aumento rispetto a quelli riscontrati nel 2014, anno in cui si è registrato un incremento del margine operativo del 3,4%, per un totale di circa 700.000 €. 99 3.4
Ricavi derivanti dalla vendita dell’energia sul mercato I costi sostenuti dal GSE per la gestione dei meccanismi di incentivazione e ritiro dell’energia sono in parte compensati dai ricavi provenienti dalla vendita dell’energia, che portano un beneficio alla componente tariffaria A3. Nel 2015 il GSE ha collocato, attraverso la presentazione di offerte di acquisto e vendita giornalie‐
re sul Mercato del Giorno Prima e sui Mercati Infragiornalieri, 39,87 TWh di energia elettrica, a cui va aggiunto il quantitativo di energia venduta da Enel Produzione per l’impianto Sulcis8 incentiva‐
to Cip 6/92, pari a 0,06 TWh, per un totale di 39,93 TWh. I ricavi complessivi sono stati pari a 2.029 milioni di euro, a cui si aggiungono 3,1 milioni relativi all’impianto Sulcis, per un totale di 2.032 milioni di euro. In particolare, tale controvalore deriva dai ricavi delle vendite di energia sul MGP ‐ dei quali è data evidenza, nei grafici che seguono, con partizione per fonte e per meccanismo gestito ‐ al netto del saldo negativo dell’energia negoziata su MI per 0,9 milioni di euro. Nel dettaglio, il controvalore dell’energia venduta su MI è stato pari a 1,3 milioni di euro a fronte di 0,024 TWh, mentre il costo dell’energia acquistata sullo stesso mercato è stato di 2,2 milioni di eu‐
ro per 0,039 TWh. Tabella 46 Energia collocata dal GSE su MGP e MI e ricavi netti ANNO ENERGIA SU MGP E MI [TWH] RICAVI NETTI SU MGP E MI [€ Mln] 2013 2014 2015 50 47 40 3.072
2.339
2.032
8
100 Si precisa che la convenzione Cip 6/92 per l’impianto Sulcis è stata risolta anticipatamente in data 31/07/2015. Figura 44 Suddivisione per fonte dell’energia venduta su MGP nel 2015 e corrispondente controvalore 39.883 GWh
2.030 € mln
Totale MGP
15.142 GWh
762 € mln
Solare
8.842 GWh
453 € mln
Termico
7.023 GWh
368 € mln
Biogas
3.785 GWh
196 € mln
Idro non programmabile
3.300 GWh
158 € mln
Eolico
283 GWh
15 € mln
Idro programmabile
CONTROVALORE 2015
1.507 GWh
79 € mln
Altro
0
5000
ENERGIA 2015
10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000
Figura 45 Suddivisione per meccanismo dell’energia venduta su MGP nel 2015 e corrispondente controvalore 39.883 GWh
2.030 € mln
Totale MGP
17.564 GWh
874 € mln
RiD
CIP6
9.134 GWh
467 € mln
TO
8.989 GWh
470 € mln
2.836 GWh
150 € mln
SSP
1.338 GWh
68 € mln
TFO
0
CONTROVALORE 2015
21 GWh
1 € mln
Altro
ENERGIA 2015
10000
20000
30000
40000
101 3.5
Gli oneri di sbilanciamento L’energia di sbilanciamento è la differenza oraria tra l’effettiva produzione immessa in rete e i programmi di immissione vincolanti in esito alle contrattazioni sui mercati. Gli sbilanciamenti comportano degli oneri a carico del GSE (c.d. oneri di sbilanciamento), attribuiti da Terna che so‐
stiene i costi per bilanciare la rete. L’energia di sbilanciamento è valorizzata al prezzo di sbilan‐
ciamento, secondo quanto definito dalla delibera AEEGSI 111/06. Ne consegue un’eventuale corri‐
spettivo pari alla 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, conseguendo un beneficio per la componente A3 della bolletta del consumatore finale. Con particolare riferimento alle unità di produzione programmabili rilevanti (potenza pari o supe‐
riore a 10 MVA), al fine di ridurre gli sbilanciamenti, il GSE, oltre a utilizzare uno specifico sistema di monitoraggio, provvede a contattare direttamente le sale controllo delle suddette unità. Per l’anno 2015, l’ammontare dell’onere di sbilanciamento di tutte le unità di produzione inserite nel contratto di dispacciamento del GSE è stato pari a circa 17,5 milioni di euro (importo passivo per il GSE), a fronte di un’energia sbilanciata pari a 114 GWh (circa lo 0,3% rispetto ai 39,87 TWh collocati sul mercato elettrico)9. Nel corso del 2015, nell’ambito della pubblicazione degli oneri di sbilanciamento, sono state gesti‐
te circa 75 contestazioni aperte dai titolari delle unità di produzione non rilevanti programmabili e non. Oneri di sbilanciamento per impianti Cip 6/92 Le principali cause di sbilanciamento per gli impianti Cip 6/92 rilevanti sono riconducibili a:  indisponibilità accidentali;  rientri anticipati, mancati o ritardati; L’andamento degli oneri di sbilanciamento delle sole unità rilevanti, nel periodo compreso tra gennaio e dicembre 2015, è così riassumibile:  oneri di sbilanciamento totali pari a circa 0,31 € mln (importo attivo per il GSE);  quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 0,88 € mln. 9
102 I valori relativi agli oneri di sbilanciamento e alla quota penale 2015 includono sia i dati di acconto sia i dati di conguaglio del primo semestre 2015 Oneri di sbilanciamento per impianti programmabili i n regime di Ritiro Dedicato e di Tariffa Onnicomprensiva Il GSE ripartisce la quota penale dei corrispettivi di sbilanciamento imputati da Terna tra tutti gli impianti alimentati da fonte rinnovabile programmabile secondo le modalità previste dalla delibe‐
ra AEEGSI 280/2007 e s.m.i. Per gli impianti in Ritiro Dedicato (RID) e Tariffa Fissa Onnicompren‐
siva (D.M. 6 luglio 2012), tale quota penale è trasferita ai produttori, mentre per gli impianti che godono della Tariffa Onnicomprensiva (TO) tale quota penale resta in capo alla collettività. Dal punto di vista economico, per l’anno 2015 i dati sono stati i seguenti:  oneri di sbilanciamento totali pari a circa 8,6 € mln (importo attivo per il GSE);  quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 0,40 € mln, di cui 0,37 € mln trasferiti a fa‐
vore degli operatori. Relativamente al periodo di acconto/conguaglio 2008‐2015, sono stati pubblicati 93.427 benestare per un importo pari a 9.856.021 € a favore del GSE. Oneri di sbilanciamento per impianti non programmabili i n regime di Ritiro Dedicato e di Tariffa Onnicomprensiva La delibera 522/2014/R/eel10 ha modificato, a partire dal 1° gennaio 2015, la disciplina degli sbilan‐
ciamenti per le fonti rinnovabili non programmabili. Dal punto di vista economico, per l’anno 2015 i dati sono stati i seguenti:  oneri di sbilanciamento totali pari a circa 25,5 € mln (importo passivo per il GSE);  quota penale degli oneri di sbilanciamento pari a circa 34,5 € mln, di cui 25,6 € mln trasferiti agli operatori. Relativamente al periodo di acconto/conguaglio 2013‐2015, sono stati pubblicati 3.555.589 bene‐
stare per un importo pari a 31.970.844 € a favore del GSE. 10
La delibera AEEGSI ha fatto seguito alla sentenza del Consiglio di Stato n.2936/2014 con cui sono stati annullati in via de‐
finitiva i criteri di calcolo dei corrispettivi di sbilanciamento attribuiti alle unità di produzione non programmabili, definiti dalle Delibere 281/2012/R/efr e 462/2013/R/eel. 103 3.6
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 supporto opera‐
tivo alla presentazione delle offerte di acquisto sul mercato elettrico e a tutte le attività a 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 Na‐
zionale;  verifica dei relativi corrispettivi per l’accesso al mercato elettrico. Complessivamente, nel corso del 2015, l’energia acquistata sul Mercato del Giorno Prima è stata pari a circa 5,3 TWh, per un controvalore di circa 289 € mln. 104 3.7
Previsione della immissione elettrica e mancata produzione eolica 3.7.1
PREVISIONE DELLA IMMISSIONE ELETTRICA L’attività di previsione della produzione elettrica è alla base della quantificazione delle offerte di energia sul mercato elettrico. Buone previsioni si traducono, infatti, in un buon risultato di vendita sul mercato dell’energia. La delibera AEEGSI 280/2007 (Ritiro Dedicato), così come modificata dal‐
la delibera ARG/elt 05/2010, ha affidato al GSE le attività di miglioramento delle previsioni delle immissioni in rete da parte degli impianti a fonte rinnovabile non programmabile aventi una po‐
tenza installata inferiore ai 10 MVA. La delibera 281/2012/R/efr, che continua a essere efficace per la parte che riguarda la previsione e la programmazione, ha modificato la delibera 280/2007, al fi‐
ne di responsabilizzare gli utenti del dispacciamento di impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, in relazione alla previsione e programmazione dell’energia elettrica immessa in rete. Di conseguenza, il GSE ha attuato azioni tecniche e procedurali al fine di migliorare le proprie previsioni di energia immessa in rete, sia per le unità di produzione a fonte rinnovabile non pro‐
grammabile non rilevanti sia per quelle rilevanti. Il sistema di previsione opera due volte al giorno, per ciascun impianto rilevante e per gli impianti aggregati per zona di mercato generando curve previsionali orarie, con orizzonte temporale di 72 ore. La consistenza numerica complessiva media delle previsioni nel 2015 è di circa 655.500 impianti per circa 24,6 GW di capacità, con il seguente dettaglio:  1.680 impianti eolici, per un totale di circa 2.500 MW;  649.500 impianti fotovoltaici, per un totale di circa 18.200 MW;  3.000 impianti idroelettrici fluenti, per un totale di circa 2.800 MW;  1.400 impianti alimentati con altre fonti rinnovabili non programmabili, per circa 1.100 MW. Con riferimento alle sole unità sul contratto di dispacciamento del GSE, il perimetro di previsione si attesta a oltre 640.100 impianti per più di 19,6 GW di potenza. Al fine di migliorare l’accuratezza del sistema di previsione, viene effettuato giornalmente il moni‐
toraggio delle previsioni fornite a supporto dell’offerta dell’energia sul mercato. Tale monitorag‐
gio mira a evidenziare in modo aggregato zonale (nel caso di unità non rilevanti) e in modo pun‐
tuale (per ciascun impianto rilevante), lo scostamento orario tra la previsione e il consuntivo della misura, nonché altri indici rappresentativi della qualità previsionale. In questo modo è possibile individuare i casi che necessitano di un approfondimento, al fine di migliorare i modelli di previ‐
sione. Per ottimizzare le previsioni di immissione degli impianti fotovoltaici non rilevanti, il GSE effettua anche la previsione dell’autoconsumo, differenziata a seconda della tipologia d’incentivazione /supporto e della capacità degli impianti. Ai sensi di quanto previsto dalla delibera ARG/elt 5/2010, per ottimizzare l’acquisizione delle risor‐
se di dispacciamento, a partire dal luglio 2011, il GSE invia a Terna, due volte al giorno e per un ar‐
co temporale di 72 ore, la previsione delle immissioni di tutti gli impianti non rilevanti a fonte rin‐
novabile non programmabile. 105 L’ottimizzazione delle previsioni L’ottimizzazione delle previsioni è necessaria al fine di correggere le curve in uscita dai modelli previsionali rispetto a errori sistematici riscontrati con l’evidenza delle misure a consuntivo e ri‐
spetto a particolari condizioni meteo non prevedibili dai modelli stessi. Come meglio specificato nel paragrafo successivo, il GSE dispone di un sistema di acquisizione dei dati relativi ai singoli im‐
pianti non rilevanti mediante un canale satellitare che consente di ottenere delle rilevazioni quasi in tempo reale anche da impianti remoti e non facilmente raggiungibili con mezzi trasmissivi tra‐
dizionali. Le grandezze che vengono telelette sono tipicamente produzione e fonte primaria (ir‐
raggiamento, velocità del vento, ecc.) e vanno ad alimentare la grande base dati del sistema di monitoraggio degli impianti a fonte rinnovabile (MIFR) del GSE. Tali dati opportunamente validati vengono utilizzati al fine di:  produrre giornalmente la previsione di energia immessa in rete dalle unità rilevanti e non rile‐
vanti idroelettriche ad acqua fluente;  stimare il volume dell’energia immessa in rete dagli impianti non rilevanti, opportunamente mo‐
dificato per tenere conto del profilo notturno delle misure degli impianti fotovoltaici di potenza inferiore a 55 kW trasmesse mensilmente dal gestore di rete;  verificare l’effettiva producibilità degli impianti durante specifiche condizioni meteo e sulla base di ciò calcolare opportuni coefficienti correttivi da applicare alle curve previsionali al fine di ri‐
durre l’errore rispetto ai consuntivi di misura;  modificare i coefficienti correttivi nei tempi utili alla generazione delle previsioni per il giorno N+1, in funzione delle previsioni meteo più aggiornate;  analizzare le particolari condizioni meteo (nebbia, neve, ecc.) o di indisponibilità tecnica (manu‐
tenzione, 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. Rispetto all’anno precedente, nel 2015 sono state implementate nuove tecniche di ottimizzazione, basate sull’utilizzo delle previsioni meteo temporalmente più aggiornate ai fini della generazione delle previsioni fotovoltaiche per il mercato MGP e sono stati introdotti nuovi fattori correttivi per la generazione delle previsioni dei piccoli impianti (<55 kW), elaborati in funzione delle distribu‐
zione delle misure trasmesse a consuntivo dal gestore di rete con valori positivi nelle fasce orarie notturne. L’introduzione del nuovo approccio nell’ottimizzazione delle previsioni ha consentito di realizzare un miglioramento della performance dei modelli nel 2015 rispetto al 2014 e in particolare, per gli impianti fotovoltaici RID, nei periodi più critici in termini di variabilità delle previsioni si è riscon‐
trata una riduzione di tre punti percentuali dell’errore medio assoluto. 106 3.7.2
TELELETTURA DELLA GENERAZIONE DISTRIBUITA Il progetto di telelettura della generazione distribuita, avviato dal GSE nel corso del 2010 sulla ba‐
se di quanto previsto dalla delibera ARG/elt 4/10, ha come obiettivo il miglioramento della preve‐
dibilità delle immissioni dell’energia elettrica prodotta da tutte le unità di produzione non rilevanti (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 efficace attivi‐
tà di mercato, minimizzando la differenza tra il programma offerto e quanto effettivamente pro‐
dotto, nonché di supportare in modo più accurato le funzioni di sistema che si occupano dell’approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento. Inoltre, attraverso il sistema di telelettura della generazione distribuita è possibile effettuare un monitoraggio continuo degli impianti a fonte rinnovabile per individuare rendimenti effettivi ed eventuali anomalie della produzione o della fonte primaria, sia a livello di zona geografica sia di ri‐
levamento specifico. 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, 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). La rilevazione dei dati presso gli impianti è consentito da terminali remoti intelligenti sviluppati specificamente per questo progetto, che hanno la capacità di interfacciarsi a livello elettrico e di protocollo con un numero sempre crescente di dispositivi esistenti sul campo. A fine 2015 risultano operativi nel progetto di telelettura della generazione distribuita 376 impianti idroelettrici ad acqua fluente (735 MW), 3.698 fotovoltaici (3.003 MW), 82 eolici (1.991 MW) e 5 biogas (3 MW), per un totale di 4.161 unità pari a 5,7 GW di potenza con la copertura di tutte le province italiane. Dal punto di vista della localizzazione degli impianti idroelettrici integrati e dei misuratori di por‐
tata, 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 teleletti risulta essere Torino. Gli impianti fotovoltaici integrati sono invece molto dispersi su tutto il territorio italiano, pur es‐
sendoci una prevalenza di impianti teleletti nel nord (sia in termini di numero di impianti che di po‐
tenza installata). Delle 107 province con almeno un impianto integrato, quella di Cuneo conta il maggior numero di installazioni (158), mentre si registra una media di circa 34 impianti fotovoltaici integrati per provincia. 107 Per le unità eoliche, sono state coperte 19 province, avendo integrato stazioni anemometriche (anche al fine di supportare maggiormente il calcolo della mancata produzione eolica) e impianti di produzione situati principalmente nel sud Italia e in Sicilia. Difatti, le province in cui si sono in‐
tegrati il maggior numero di impianti risultano essere Foggia (è anche la provincia con il maggior numero di MW teleletti) e Palermo. Per il biogas, a fine 2015, risultano operative 5 unità, tutte localizzate al nord dell’Italia e in parti‐
colare nelle province di Torino, Pavia, Cremona e Imperia. Complessivamente il volume giornaliero dei dati teleletti corrisponde a circa 1.320.000 record pari a un volume annuo di circa 483.000.000 record. Per avere una indicazione del beneficio indotto a livello di sistema dall’utilizzo dei dati provenienti dal sistema di monitoraggio della generazione distribuita, la tabella seguente rappresenta l’evoluzione negli anni dello sbilanciamento effettivo (differenza tra misura e programma) aggior‐
nato con i dati degli ultimi conguagli Terna, con riferimento alle unità non programmabili sul con‐
tratto di dispacciamento del GSE. Tabella 47 Evoluzione nel tempo dello sbilanciamento effettivo delle unità di produzione non programmabili sul contratto GSE ANNO MISURA [MWH] SBILANCIAMENTO [MWH] INCIDENZA % 2010 2011 2012 2013 2014 2015 11.934.351 21.048.836 30.985.950 33.268.499 33.681.370 28.956.699 3.091.313 9.001.716 2.678.817 876.106 ‐ 413.176 ‐ 45.125 25,9% 42,8% 8,6% 2,6% ‐1,2% ‐ 0,2% Da luglio 2012 il GSE ha iniziato ad impiegare i dati del metering satellitare per l’ottimizzazione delle previsioni. Come si può notare, a partire dal 2012, l’incidenza dello sbilanciamento rispetto alla misura dell’immesso è diminuita in modo sensibile. 108 3.7.3
MANCATA PRODUZIONE EOLICA Nel rispetto della priorità di dispacciamento accordata alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, Terna si riserva di adottare eventuali azioni di limitazione delle immissioni di energia in rete (riduzioni e azzeramenti, programmati o impartiti in tempo reale), al fine di garantire la si‐
curezza della rete elettrica nazionale. La «mancata produzione eolica» (MPE), calcolata in termini energetici dal GSE, è la quantità di energia elettrica non prodotta da un impianto eolico, per ciascuna ora, per effetto dell’attuazione degli ordini di dispacciamento impartiti da Terna. Secondo quanto previsto dalla delibera ARG/elt 5/2010, gli utenti del dispacciamento, o nel caso del RID i titolari di una o più unità di produzione di energia elettrica da fonte eolica, la cui produ‐
zione di energia elettrica abbia subito riduzioni per effetto di ordini di dispacciamento impartiti da Terna, possono presentare al GSE istanza per ottenere la remunerazione della mancata produzio‐
ne. Calcolo energetico consuntivo 2015 Il calcolo energetico della MPE relativo al 2015, per le 220 unità di produzione aventi nel corso dell’anno convenzione attiva con il GSE, è stato effettuato sulla base dell’ultima versione degli or‐
dini di dispacciamento e l’ultima versione di anagrafica inviati da Terna e ha come ulteriori dati va‐
riabili d’ingresso le serie storiche, per ciascun mese, delle seguenti grandezze:  misure di produzione, provenienti dal gestore di rete;  indisponibilità, fornite dagli operatori elettrici;  dati del vento, forniti dagli operatori o teleletti dal GSE. Analizzando l’esercizio 2015, in termini di partecipazione degli operatori si possono evidenziare i seguenti aspetti:  i dati vento mensili sono stati comunicati in media con una percentuale del 17% (in linea con il 2014) rispetto al totale degli impianti dispacciati nel corso del mese e idonei alla pubblicazione del calcolo MPE;  le indisponibilità sono state comunicate in media con una percentuale del 57% (52% nel 2014) rispetto al totale impianti dispacciati nel corso del mese e idonei alla pubblicazione del calcolo MPE. E’ importante sottolineare questi aspetti in quanto l’aggiornamento mensile dei dati vento e delle indisponibilità permette di ottenere una simulazione della produzione degli impianti più aderente alla realtà e quindi di calcolare il valore più rappresentativo della mancata produzione eolica. A seguire è mostrato il valore energetico MPE, con il dettaglio del regime commerciale delle unità di produzione dispacciate da Terna. Come si può notare, l’energia non prodotta dalle unità di pro‐
duzione convenzionate RID è circa 22 GWh, mentre la maggior parte della MPE è relativa a unità operanti sul mercato libero (103 GWh). Tabella 48 Valore energetico MPE, rispetto al regime commerciale delle unità di produzione [MWh] REGIME COMMERCIALE MPE RID Mercato Libero Cip 6/92 Totale 21.857 102.989 3.144 127.989 109 Il controvalore delle partite energetiche MPE riferite alle unità convenzionate RID e Cip 6/92 si at‐
testa per il 2015 a circa 0,9 € mln. Di seguito si evidenziano l’andamento mensile dell’energia relativa alla mancata produzione eolica per l’anno 2015 e lo storico a partire dal 2010. Il valore della MPE è stato molto alto nel corso dei primi due anni di applicazione della delibera, in concomitanza delle attività svolte da Terna ai fini del miglioramento della rete di trasmissione. Questo valore ha avuto una forte riduzione nel 2014 per poi risalire nel corso del 2015. Figura 46 Valore energetico mensile dell’energia relativa alla mancata produzione eolica nel 2015 [MW] 42.377 24.653 15.212 635 Luglio
Agosto
8.881 Dicembre
784 Settembre
2.360 Giugno
Maggio
Aprile
Marzo
Febbraio
Gennaio
3.238 7.120 5.315 Novembre
8.300 Ottobre
9.114 Tabella 49 Evoluzione nel tempo dell’energia relativa alla mancata produzione eolica [MWh] REGIME COMMERCIALE RID Mercato Libero Cip 6/92 Totale 2010 2011 2012 2013 2014 2015 348.375 180.421
119.849
73.284
30.146 21.857
72.995 44.414
23.267
105.217
66.194 102.989
68.783 490.153 9.739
234.574
6.099
149.215
3.228
181.729
1.376 97.716 3.144
127.989
110 3.8
La gestione delle misure dell’energia elettrica 3.8.1
LE ATTIVITÀ RELATIVE ALLA GESTIONE DELLE MISURE Anche il 2015 ha visto un’intensa gestione dei processi e dei flussi informativi connessi all’acquisizione e alla validazione dei dati di misura, provenienti dal canale diretto (metering) e in‐
diretto (invio da parte dei gestori di rete), finalizzati all’erogazione dei corrispettivi previsti dai meccanismi di incentivazione, promozione e ritiro dell’energia da parte del GSE: Cip 6/92, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto, Conto Energia, Garanzia di Origine, Certificati Verdi, Tariffe Onni‐
comprensive, Mancata Produzione Eolica, incentivi ai sensi del D.M. 6 luglio 2012. In particolare le attività connesse alla gestione delle misure sono le seguenti:  acquisizione dei dati di misura dell’energia elettrica prodotta, immessa e prelevata dagli impian‐
ti convenzionati con il GSE;  controllo della qualità dei dati trasmessi dai gestori di rete, della coerenza e congruenza dei pro‐
fili di misura con le caratteristiche tecniche e di producibilità dell’impianto;  gestione dei rapporti coi gestori di rete e, ove necessario, con i produttori, finalizzati a verificare la correttezza dei dati di misura trasmessi;  ottimizzazione dei processi di acquisizione e validazione delle misure. Oltre alle attività sopra riportate, contestualmente vengono effettuate continue analisi per im‐
plementare e adeguare i processi operativi e i sistemi informativi per la gestione delle misure, an‐
che in attuazione delle nuove disposizioni di regolazione, quali ad esempio:  D.M. 17/12/2013 di incentivazione del biometano;  delibera 574/2014/R/eel (Disposizioni relative all’integrazione dei sistemi di accumulo di energia elettrica nel sistema elettrico nazionale);  delibera 595/2014/R/eel (Regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta). Con riferimento al biometano prodotto extra rete e incentivato ai sensi del D.M. 17/12/2013, nel corso del 2015 sono state pubblicate le regole applicative contenenti le modalità operative di ge‐
stione del processo d’incentivazione. In particolare si fa presente che è ancora in via di completa‐
mento la regolazione tecnica e solo a seguito della pubblicazione di queste norme sarà possibile completare la definizione delle modalità di rilevazione e gestione delle misure del biometano pro‐
dotto e incentivato ai sensi del D.M. 17/12/2013. In merito alla delibera 595/2014/R/eel, che prevede, a partire dal 1° gennaio 2016, il trasferimento della responsabilità della raccolta, validazione e trasmissione delle misure dell’energia prodotta dal soggetto responsabile al gestore di rete, sono state svolte tutte le attività per fornire le infor‐
mazioni necessarie ai gestori di rete al fine di consentire l’attuazione di quanto previsto dalla stes‐
sa delibera. Inoltre, al fine di migliorare il servizio reso ai titolari di convenzioni relative a meccanismi di incen‐
tivazione o ritiro dell’energia elettrica, sono state sviluppate una serie di funzionalità che permet‐
tono ai vari soggetti coinvolti nei processi gestiti (gestori di rete, ecc.) di monitorare le attività di propria competenza e di segnalare in maniera efficiente e tempestiva eventuali criticità sui flussi informativi previsti. In particolare è stato messo in esercizio un nuovo canale di comunicazione tra il GSE e i gestori di rete, attraverso un sistema di contact center, finalizzato a garantire una mi‐
gliore trasparenza e tracciabilità delle informazioni ed efficienza nel processo di scambio di infor‐
mazioni tra il GSE e i gestori di rete. 111 3.8.2
I DATI RELATIVI ALLA GESTIONE DELLE MISURE NEL 2015 La gestione dei processi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica ha comportato, per il 2015, una conferma del numero dei dati acquisiti e delle misure gestite rispetto all’anno preceden‐
te. Nel corso dell’anno 2015 infatti sono stati gestiti:  oltre 1 milione di rapporti contrattuali;  rapporti con oltre 160 gestori di rete;  circa 19 milioni di misure dell’energia immessa, prodotta e prelevata dalla rete (valori aggregati, per ciascun impianto, su base mensile);  oltre 2,7 miliardi di dati puntuali di misura (riferiti ai valori di dettaglio ai 15’, orari, per fasce o monorari), trasmessi da parte dei gestori di rete, che sono stati processati per la determinazione delle partite energetiche e commerciali di incentivazione e di ritiro dell’energia. In linea generale tutte le misure utilizzate per l’erogazione degli incentivi e per il ritiro dell’energia sono acquisite dal canale indiretto (invio da parte dei gestori di rete), a differenza delle misure del canale diretto (metering) che vengono utilizzate solo per le previsioni effettuate per le contratta‐
zioni di mercato. Si riportano di seguito alcuni numeri indicativi della mole dei dati e della complessità gestita nel corso del 2015, relativamente ai principali processi di incentivazione, promozione e ritiro dell’energia da parte del GSE. Tabella 50 Quadro di riepilogo delle misure gestite nel periodo 2012‐2015 MECCANISMO RID TO FTV I‐IV FTV V SSP CIP6/92 GO CV FER‐E MPE Totale 2013 2014 2015 600.000 18.000 3.600.000 9.600.000 1.200 17.000 1.200 13.837.400 672.924 26.886 4.993.103 1.897.886 9.597.352 851 9.182 30.318 2.466 483 17.231.451 679.997 34.300 5.025.805 2.368.542 10.951.458 739 9.284 32.416 15.258 550 19.118.349 633.377 33.581 4.904.132 2.372.158 11.371.944 480 9.554 30.584 30.272 328 19.386.410 112 2012 Come emerge chiaramente in tabella, dal 2012 al 2014 è stato registrato un significativo incre‐
mento delle misure TO, dovuto, in particolare, all’aumento dei contratti di incentivazione in TO. Dal trend storico emerge anche l’impatto significativo dell’entrata in esercizio di impianti incenti‐
vati con il quinto Conto Energia. Infine emerge il contributo delle misure degli impianti incentivati con i Certificati Verdi, a partire dal 2013; da tale anno, infatti, il GSE ha iniziato a riconoscere gli incentivi sulla base delle misure trasmesse dai gestori di rete, precedentemente invece gli incentivi venivano riconosciuti sulla ba‐
se dei dati autodichiarati dagli operatori stessi. Tabella 51 Quadro di riepilogo dei dati puntuali di misura e fornitura processati nel periodo 2012‐2015 [milioni] MECCANISMO 2012 2013 2014 2015 RID TO FTV I‐IV FTV V SSP CIP6/92 GO CV FER‐E MPE Totale 432
12,9
54
496
23,5
75,6
1.638
388
2,3
0,1
22,5
2,4
0,5
2.650
500 25 75 1.700 440 2 0,1 23 10 0,4 2.775 450
24,2
73,5
1.700
450
1,3
0,1
22
21,8
0,2
2.743
384
3,5
0,2
0,9
887
113 Oneri
di incentivazione
nel settore
elettrico
4
Oneri di incentivazione nel settore elettrico La gestione dei meccanismi di incentivazione e di ritiro dell’energia elettrica genera costi ‐ essen‐
zialmente legati agli incentivi erogati, all’acquisto dell’energia e al ritiro dei Certificati Verdi ‐ e ri‐
cavi derivanti, in massima parte, dalla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata dal GSE. Le risorse economiche necessarie 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 dell’energia elet‐
trica. Il GSE, congiuntamente con la CCSE, valuta il fabbisogno economico della componente tariffaria A3 su base annua. In funzione del fabbisogno, l’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico determina il gettito necessario per alimentare il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabi‐
li e assimilate e provvede all’aggiornamento trimestrale dei valori della componente tariffaria A3, pagata dai consumatori nelle bollette elettriche. 116 4.1
Costi per l’incentivazione e l’acquisto dell’energia elettrica 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 luglio 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 (Cip 6/92, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto, Tariffe Onnicomprensive ai sensi dei vari decreti);  il ritiro dei Certificati Verdi. Per l’anno 2015 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 ener‐
getica. L’energia Cip 6/92 ritirata nell’anno 2015 è stata pari a 9,1 TWh, con un costo complessivo di circa 1,1 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 577 milioni di euro. Il resto è dovuto al riconoscimento delle componenti CEI e INC per un totale di 486 milioni di euro. Nei prossimi anni il costo relativo al ritiro dell’energia Cip 6/92 si ridurrà per la pro‐
gressiva scadenza del periodo incentivante delle convenzioni. Il D.Lgs. 28/2011 ha previsto che il GSE ritiri annualmente i Certificati Verdi rilasciati per le produ‐
zioni 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 L. 244/2007. Tale disposizione, relativamente ai CV ritirati dal GSE nel corso del 2015 (riferiti alle produzioni di energia da FER degli anni precedenti e fino al 2° trimestre 2015), ha comportato un onere di 3.876 milioni di euro, corrispondente al ritiro di 39 milioni di Certificati Verdi. Il costo per l'incentivazione dei circa 21,7 TWh di energia relativi agli impianti fotovoltaici, che hanno avuto accesso ai vari Conto Energia, è stato nel 2015 pari a circa 6,3 miliardi di euro. Nel 2015 il GSE ha ritirato circa 8,8 TWh di energia in Tariffa Onnicomprensiva. Il costo corrispon‐
dente è stato pari a circa 2,3 miliardi di euro. All’acquisto dell’energia tramite il meccanismo del Ritiro Dedicato, relativo nel 2015 a poco meno di 18 TWh, è corrisposto un costo di circa 0,9 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 ga‐
rantiti (questi ultimi nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW, per i primi 2 GWh). Per quanto riguarda il meccanismo dello Scambio sul Posto, a fronte dei circa 2 TWh di energia scambiata si è avuto un costo di circa 265 milioni di euro. 117 4.2
Ricavi della vendita dell’energia elettrica Come indicato in precedenza, i costi sostenuti dal GSE sono in parte compensati dai ricavi prove‐
nienti dalla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata. Nel 2015 i ricavi, al lordo dei corrispettivi di borsa e della valorizzazione degli sbilanciamenti, sono stati pari a circa 2.032 milioni di euro. 4.3
Fabbisogno economico e gettito della componente A3 Per il 2015, la differenza tra costi (circa 15 miliardi di euro) e ricavi (poco più di 2 miliardi di euro) ha determinato un onere e, dunque, un fabbisogno economico della componente A3, pari a quasi 13 miliardi di euro (12,9). Il gettito A3 raccolto da parte dei distributori connessi alla rete di tra‐
smissione nazionale per l’anno 2015 è stato, invece, pari a circa 12,7 miliardi di euro. Ne consegue un disavanzo economico di circa 300 milioni di euro. Figura 47 Fabbisogno economico e gettito della componente A3 nel 2015 [€ mld] 15,0 12,9 12,6 2,0 0,3 Costi
Ricavi
118 Fabbisogno Economico
A3
Gettito A3
Disavanzo Economico
Si riporta di seguito l’evoluzione del fabbisogno economico A3 a partire dal 2009, con indicazione del trend previsto fino al 2018. Il fabbisogno economico A3 è cresciuto rapidamente dai circa 3 mi‐
liardi di euro nel 2009 a oltre 13 miliardi di euro nel 2014. La lieve diminuzione del 2015 rispetto al 2014 è dovuta al contemporaneo verificarsi di fattori di segno opposto (la discesa di oltre 1 miliardo di euro del costo relativo al Cip 6/92 – gravato nel 2014 dal peso delle estinzioni anticipate – e secondariamente la diminuzione del costo associato al RID e al Conto Energia, hanno più che bilanciato i maggiori oneri per l’acquisto dei CV e i minori ri‐
cavi derivanti dalla vendita dell’energia sul mercato). Un ulteriore incremento è previsto nel 2016, per cui si stimano preliminarmente circa 14,4 miliardi di euro di oneri, principalmente per la sovrapposizione tra il ritiro dei CV invenduti e l’erogazione delle tariffe incentivanti che, proprio a partire dal 2016, sostituiscono i CV stessi. Dal 2017 si prevede, invece, una riduzione del fabbisogno A3, sia perché cesserà il ritiro dei CV sia per la conclusione del periodo di incentivazione per diversi impianti. Figura 48 Evoluzione del fabbisogno economico A3 e stimato al 2018 [€ mld] 2009
FABBISOGNO
ECONOMICO A3 [€ mld]
13,4
14,4
12,9
11,6
11,9
11,7
2017
2018
9,8
7,4
3,1
2009
3,6
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Ipotizzando di utilizzare le aliquote stabilite attraverso la delibera 675/2014/R/com, che aggiorna la componente tariffaria A3 per l’ultimo trimestre 2015, la spesa annua per la A3 può essere ridi‐
stribuita su una platea di clienti tipo, secondo quanto indicato nella tabella seguente. Tabella 52 Stima dell’onere A3 a carico degli utenti finali [€/anno] CLIENTE TIPO Domestico residente con 3 kW di potenza e consumi per 2.640 kWh/anno
Domestico residente con 3 kW di potenza e consumi per 3.500 kWh/anno
In bassa tensione con 10 kW di potenza e consumi per 15.000 kWh/anno
In media tensione con 500 kW e 2.000 ore/anno di utilizzazione
In alta tensione con 3 MW di potenza e 2.500 ore/anno di utilizzazione
€/ANNO 102 165 1.163 51.405 321.736 119 Certificazione
degli impianti
e dell’energia
5
Certificazione degli impianti e dell'energia 5.1
La Garanzia di Origine da fonti rinnovabili La Garanzia di Origine (GO) è una certificazione elettronica che attesta l’origine rinnovabile della produzione di energia elettrica. Coerentemente a quanto previsto dalla direttiva 2009/28/CE e dal D.M. 31 luglio 2009 (c.d. decreto Fuel Mix), la GO può essere utilizzata dai fornitori per provare ai clienti finali la quota rinnovabile dichiarata nel proprio mix energetico. Le principali attività svolte dal GSE per quanto riguarda la gestione del sistema delle GO sono le seguenti:  il rilascio della qualifica c.d. «IGO» agli impianti alimentati da fonti rinnovabili, a esclusione degli impianti che si avvalgono del Ritiro Dedicato, dello Scambio sul Posto e degli incentivi onnicom‐
prensivi (Cip 6/92, TO) che prevedono il ritiro dell’energia da parte del GSE (le GO relative alle produzioni realizzate da tali impianti esclusi sono emesse e trasferite a titolo gratuito al GSE per essere poi assegnate mediante procedure concorrenziali);  l’emissione delle GO sull’energia elettrica immessa in rete. Ogni titolo di GO è rilasciato dal GSE a fronte di un MWh di energia elettrica immessa in rete ed è valido fino al termine del dodicesimo mese successivo a quello a cui la produzione di energia elet‐
trica è riferita e, comunque, non oltre il 31 marzo dell’anno successivo a quello di produzione. I titoli di GO vengono rilasciati e annullati in maniera elettronica tramite l’apposito portale web gestito dal GSE, con possibilità anche di scambio con l’estero attraverso l’hub dell’Association of Issuing Bodies (AIB), secondo lo standard European Energy Certificate System, con 22 Paesi aderen‐
ti al 2015. Gli scambi nazionali si svolgono sul mercato organizzato (M‐GO) o sulla piattaforma bi‐
laterale (PB‐GO) gestiti dal GME. L’annullamento delle GO è consentito esclusivamente alle imprese di vendita ai fini della deter‐
minazione del proprio mix di approvvigionamento 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. Al 31 dicembre 2015 sono risultati qualificati IGO 831 impianti, per complessivi 23,7 GW di poten‐
za; i titoli rilasciati nel corso dell’anno, per richieste provenienti da 349 impianti, sono stati circa 35,7 milioni, di cui 19,9 milioni relativi alle produzioni del 2014 e 15,8 del 2015. Con riferimento alle attività di certificazione relative all’anno di competenza 2015, si riportano di seguito i dati relativi al numero di GO complessivamente emesse, annullate, importate, esportate e trasferite. Tabella 53 Movimentazione delle GO relative all’anno 2015 EMESSE GO 2015 122 35.709.634 ANNULLATE IMPORTATE ESPORTATE TRASFERITE 34.714.944 11.213.958 11.363.977 6.500 Ai sensi di quanto previsto dalla deliberazione ARG/elt 104/2011, le GO nella disponibilità del GSE sono 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 produ‐
zione come di seguito indicato:  GO Gennaio: GO relative al mese di gennaio dell’anno «n» con validità di 12 mesi dal periodo di produzione;  GO Febbraio: GO relative al mese di febbraio dell’anno «n» con validità di 12 mesi dal periodo di produzione;  GO Altri mesi: GO relative a mesi diversi da quelli di cui alle lettere a) e b) dell’anno «n» con vali‐
dità fino al 31 marzo «n+1». Quanto all’esito delle sessioni d’asta svolte nel 2015 ‐ in cui sono state scambiate GO relative sia al 2014 sia al 2015 ‐ è stata registrata l’offerta di 143.933.360 GO e la vendita di 4.686.000 titoli, dato quest’ultimo in netto incremento rispetto all’anno precedente che aveva osservato la vendita di poco più di 600.000 certificati. 123
5.2
La Fuel Mix Disclosure Con l’entrata in vigore del D.M. 31 luglio 2009 (decreto Fuel Mix), le imprese che operano nel com‐
parto 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 successivamente confermata dalla direttiva 2009/72/CE. In particolare, le imprese di vendita devono fornire, con riferimento ai due anni precedenti, le in‐
formazioni necessarie a tracciare il mix energetico di riferimento, riportando tale informazione nei documenti di fatturazione (con frequenza almeno quadrimestrale), nei propri siti internet, nel ma‐
teriale promozionale dato al cliente nella trattativa precontrattuale, secondo lo schema indicato dal decreto Fuel Mix. Tabella 54 Schema del mix energetico di riferimento indicato dal decreto Fuel Mix COMPOSIZIONE DEL MIX ENERGETICO UTILIZZATO PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA VENDUTA DALL’IMPRESA NEI DUE ANNI PRECEDENTI ANNO (N‐1) [%] ANNO (N‐2) [%] FONTI PRIMARIE UTILIZZATE Fonti rinnovabili
Carbone Gas naturale Prodotti petroliferi Nucleare Altre fonti COMPOSIZIONE DEL MIX MEDIO NAZIONALE UTILIZZATO PER LA PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA IMMES‐
SA NEL SISTEMA ELETTRICO NEI DUE ANNI PRECEDENTI ANNO (N‐1) [%] ANNO (N‐2) [%] 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 im‐
portata. Al fine di assicurare la corretta determinazione del mix energetico delle imprese di vendi‐
ta 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 Fuel Mix 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 produt‐
tori alle imprese di vendita, nonché il mix energetico complementare nazionale;  effettuare verifiche di congruenza, in collaborazione con Terna, sulle determinazioni 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 al risparmio energetico. 124 5.2.1
DETERMINAZIONE DEI MIX ENERGETICI Il decreto Fuel Mix prevede la determinazione del mix energetico complementare del produttore, del mix di approvvigionamento dell’impresa di vendita e 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 comunicare i dati di energia venduta ai clienti finali, specificando i quantitativi di energia venduta nell’ambito delle offerte verdi e l’eventuale quota di energia importata. Sulla base delle informazioni ricevute e in proprio possesso, il GSE provvede a calcolare11, per l’anno «n‐2» (dato di consuntivo) e «n‐1» (dato di pre‐consuntivo), i seguenti mix energetici:  il mix energetico complementare di ogni produttore, dato dal mix energetico iniziale al netto delle GO emesse e trasferite;  il mix energetico iniziale nazionale, costituito dal totale dell’energia elettrica immessa nel siste‐
ma elettrico nazionale, inclusa l’energia di importazione (per la determinazione del mix energe‐
tico 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 nazionale al netto delle GO annullate dalle imprese di vendita;  il mix energetico di approvvigionamento delle imprese di vendita con l’algoritmo di calcolo spe‐
cificato 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. Tabella 55 Composizione del mix medio nazionale utilizzato per la produzione dell'energia elettrica immessa nel sistema elettrico nel 2013 e nel 2014 FONTI PRIMARIE UTILIZZATE Fonti rinnovabili
Carbone Gas naturale Prodotti petroliferi Nucleare Altre fonti 11
ANNO 2013 ANNO 2014 38,2%
18,9%
33,1%
1,0%
4,2%
4,6%
42,5%
19.3%
28,9%
1,0%
4,6%
3,7%
Si fa presente che alla data di compilazione del presente rapporto la determinazione dei mix energetici relativi al 2015 non è ancora disponibile in quanto effettuata dal 1° aprile, a valle della comunicazione degli operatori 125 Figura 49 Composizione del mix medio nazionale utilizzato per la produzione dell'energia elettrica immessa nel sistema elettrico nel 2013 FONTI RINNOVABILI
GAS NATURALE
CARBONE
NUCLEARE
ALTRE FONTI
PRODOTTI PETROLIFERI
5%
4%
1%
38%
19%
33%
Figura 50 Composizione del mix medio nazionale utilizzato per la produzione dell'energia elettrica immessa nel sistema elettrico nel 2014 FONTI RINNOVABILI
GAS NATURALE
CARBONE
NUCLEARE
ALTRE FONTI
PRODOTTI PETROLIFERI
5%
18%
1%
4%
43%
29%
126 5.2.2
ATTIVITÀ DI CONTROLLO SULLE OFFERTE VERDI L’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico, con la deliberazione ARG/elt 104/2011, ha definito i requisiti che devono presentare i contratti di vendita di energia rinnovabile per garan‐
tire la tutela del consumatore e assicurare che la stessa energia elettrica prodotta da fonti rinno‐
vabili non venga inclusa in più contratti di vendita. Ciascun contratto di vendita di energia rinno‐
vabile deve essere comprovato da una quantità di GO pari alla quantità di energia elettrica vendu‐
ta come rinnovabile nell’ambito del medesimo contratto. Nel 2014 sono risultate ben 406 le offer‐
te verdi delle imprese di vendita. L’attività di verifica delle offerte verdi è svolta a valle della pub‐
blicazione dei mix energetici, pertanto, alla data di pubblicazione del presente rapporto non sono disponibili informazioni relativamente al 2015. 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 queste ultime nell’ambito delle «of‐
ferte 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 ap‐
provvigionata e il prezzo medio di negoziazione delle GO registrato dal GME. Eventuali ulteriori inadempienze sono segnalate all’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico per le azioni di propria competenza. 127 Incentivazione
dell'efficienza
energetica
e delle rinnovabili
termiche
6
Incentivazione dell'efficienza energetica e delle rinnovabili termiche 6.1
La cogenerazione 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 generalmente centrali ter‐
moelettriche 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 convertono l’energia primaria contenuta nei combustibili, di elevato valore termodinamico, in energia termica di ridotto valore termodinamico. Se un’utenza richiede contemporaneamente 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 tempera‐
tura 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 particolare riconosce gli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), determina il numero di Certificati Bian‐
chi cui hanno diritto gli impianti CAR, rilascia la garanzia d’origine (GOc) all’energia elettrica pro‐
dotta mediante CAR, rilascia la qualifica e i Certificati Verdi (CHP‐TLR) agli impianti di cogenera‐
zione abbinati al teleriscaldamento aventi diritto. Il D.Lgs. 102/2014, con cui è stata recepita la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica e che ha abrogato la direttiva 2004/8/CE e la direttiva 2006/30/UE, non ha avuto impatto sulle attività condotte dal GSE nell’ambito del riconoscimento CAR e del meccanismo di sostegno previsto per la cogenerazione, ma ha conferito alla Società nuovi compiti in tema di promozione, monitoraggio e supporto istituzionale. In particolare, l’art.10 prevedeva che il GSE predisponesse entro il 31 di‐
cembre 2015 un rapporto contenente una valutazione del potenziale nazionale di applicazione del‐
la Cogenerazione ad Alto Rendimento, nonché del teleriscaldamento e teleraffrescamento effi‐
cienti (cfr. capitolo 11). Il decreto, inoltre, ribadisce all’art. 17 il ruolo di supporto del GSE al Mini‐
stero dello sviluppo economico nell’ambito del monitoraggio della produzione da cogenerazione e dei relativi risparmi conseguiti. 130
6.1.1
IL RICONOSCIMENTO DELLA COGENERAZIONE AD ALTO RENDIMENTO A decorrere dal 1° gennaio 2011, la Cogenerazione ad Alto Rendimento è quella che rispetta i re‐
quisiti previsti dalla direttiva 2004/8/CE, ripresi dal D.Lgs. 20/2007 come integrato dal D.M. 4 ago‐
sto 2011. Il D.Lgs. 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. Il D.Lgs. 20/2007, recependo la direttiva 2004/8/CE, ha introdotto anche il concetto di Ga‐
ranzia di Origine per l’energia elettrica prodotta dagli impianti funzionanti in CAR (GOc), utilizza‐
bile dai fornitori al fine di dimostrare che l’energia elettrica da essi venduta è effettivamente pro‐
dotta da CAR. Quanto ai regimi incentivanti, il D.M. 5 settembre 2011, ha istituito il nuovo regime di sostegno per la CAR, attraverso il riconoscimento dei Certificati Bianchi (CB), prevedendo che i benefici debbano essere riconosciuti sulla base del risparmio di energia primaria ottenuto. Gli im‐
pianti 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 99/08. Per gli impianti con potenza nominale inferiore a 200 kW è prevista la possibilità di accedere al servi‐
zio di Scambio sul Posto ai sensi della deliberazione dell’AEEGSI ARG/elt 74/08. Esistono infine ul‐
teriori 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 dispacciamento, dell’energia elettrica prodotta da unità prevalentemente CAR, ovvero unità per le quali la per‐
centuale 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 incremento, 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 alimen‐
tati 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;  il riconoscimento di condizioni tariffarie agevolate sull'energia elettrica consumata e non prele‐
vata dalla rete, limitatamente alle parti variabili degli oneri generali di sistema, qualora siano ri‐
spettati i requisiti ai fini del riconoscimento di sistema efficiente di utenza e sistemi equivalenti (SEU e SEESEU) previsti dal D.Lgs. 115/2008, modificato e integrato dal D.Lgs. 56/2010, dalla legge 116/14 e dalla delibera 578/2013/R/eel. 131 Nel corso del 2015, relativamente alla produzione 2014 e alle richieste di valutazione preliminare, per circa 1.434 unità di produzione sono state presentate 1.498 richieste, di cui: 691 relative a ri‐
chieste per il solo riconoscimento del funzionamento dell’unità in regime CAR, 704 per l’accesso al regime di sostegno dei Certificati Bianchi ai sensi del D.M. 5 settembre 2011, e 103 per il ricono‐
scimento alle unità qualificate di cogenerazione abbinate a una rete di teleriscaldamento. Volendo effettuare un focus sull’andamento delle richieste presentate nell’ultimo triennio, 2013‐
2015, questo ha visto un incremento nel numero di circa il 65% (28% tra il 2014 e il 2013 e 29% tra il 2015 e il 2014). Le richieste per il solo riconoscimento del funzionamento delle unità in regime CAR hanno avuto un incremento del 58% (22% tra il 2014 e il 2013 e 30% tra il 2015 e il 2014) men‐
tre le richieste per l’accesso al regime di sostegno dei CB ai sensi del D.M. 5 settembre 2011 circa del 100% (46% tra il 2014 e il 2013 e 36% tra il 2015 e il 2014). Le richieste per il riconoscimento alle unità qualificate di cogenerazione abbinate a una rete di te‐
leriscaldamento hanno avuto un decremento del 10% (‐2% tra il 2014 e il 2013 e ‐9% tra il 2015 e il 2014) in quanto presentate esclusivamente per l’ottenimento dei Certificati Verdi. Figura 51 Richieste pervenute nel periodo 2013‐2015 2013
2014
2015
1.498
1.163
906 704
691
437
533
517
354
115 113 103
CAR
CB
TLR
TOTALE
L’incremento delle richieste per il solo riconoscimento del funzionamento delle unità in regime CAR e per l’accesso al regime di sostegno dei CB ai sensi del D.M. 5 settembre 2011 è dovuto a:  impianti esistenti che hanno colto l’opportunità di accesso ai benefici per gli impianti cogenera‐
tivi;  nuovi impianti entrati in esercizio;  entrata in vigore della normativa per il riconoscimento di condizioni tariffarie agevolate quanto alla quota variabile degli oneri generali di sistema (SEU e SEESEU). Il decremento delle richieste presentate per unità qualificate di cogenerazione abbinate a una rete di teleriscaldamento è dovuto alla durata del periodo di incentivazione che, per alcune qualifiche, è giunto al termine. Per quanto riguarda le caratteristiche degli impianti relative alle richieste presentate nel 2015, più della metà degli stessi ha una potenza inferiore a 1 MW (piccola cogenerazione) e la sola microco‐
generazione (potenza inferiore a 50 kW) rappresenta circa il 30% del totale. Non mancano, infine, esempi di grandi impianti di solito ubicati all’interno di importanti siti industriali. Per l’87% delle unità di cogenerazione la tecnologia adottata è il motore a combustione interna. 132 Figura 52 Suddivisione in base alla potenza delle unità di cogenerazione relative alle richieste presentate nel 2015 [100% = 1.434 unità] Pn < 50 kW
50 kW < Pn < 1 MW
Pn > 1 MW
30%
43%
27%
Figura 53 Suddivisione in base alla tecnologia delle unità di cogenerazione relative alle richieste presentate nel 2015 [100% = 1.434 unità] MOTORE A COMBUSTIONE INTERNA
TURBINA A GAS A CICLO COMBINATO CON RECUPERO DI CALORE
TURBINA A GAS CON RECUPERO DI CALORE
ALTRO
TURBINA A VAPORE A CONDENSAZIONE
TURBINA A VAPORE A CONTROPRESSIONE
0,3%
4,6%
4,3%
3,1%
87,3%
0,6%
0,3%
Quanto alla capacità di generazione complessiva (Pn) delle 1.434 unità di cogenerazione che han‐
no presentato richiesta nel corso del 2015 questa è risultata pari a circa 18.000 MW. Le unità per le quali è stata presentata richiesta a consuntivo sono 1.219 per una capacità di gene‐
razione complessiva pari a 13.155 MW. Tali unità hanno prodotto nel 2014 circa 52 TWh elettrici e 31,5 TWh termici, consumando combustibile per complessivi 128 TWh. 133 Figura 54 Capacità di generazione delle unità per le quali nel 2015 è stata presentata richiesta a consuntivo, in funzione della tecnologia [100% = 13.155 MW] Altro
4%
9%
MCI
TV Cd
TV Cp
TG
2%
1%
3%
82%
C.C
Tabella 56 Capacità di generazione installata nelle unità di cogenerazione per le quali n el 2015 è stata presentata richiesta a consuntivo [MW] REGIONE Abruzzo Basilicata Calabria Campania Molise Puglia Sardegna Sicilia Totale sud e isole Lazio Marche Toscana Umbria Totale centro Emilia Romagna Friuli Venezia Giulia Liguria Lombardia Piemonte Trentino Alto Adige Valle d'Aosta Veneto Totale nord Totale C.C. 102 0 0 107 0 1429 663 524 2.825 114 29 587 0 730 594 944 0 2449 2143 113 0 985 7.229 10.784 T.V.CP T.V.CD M.C.I. 0 68 4 13 0 15 0 0 99 11 0 46 11 68 24 13 14 52 47 18 0 24 191 358 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 121 0 0 0 6 127 127 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18 0 0 189 0 0 0 11 217 217 10 5 9 30 6 4 0 4 69 73 20 76 19 188 179 47 14 338 159 51 0 134 922 1.179 134 T.G. ALTRO 63 0 0 0 0 0 0 372 435 2 0 1 0 3 0 11 24 0 9 0 0 7 52 489 TOTALE 175 73 14 149 6 1448 663 900 3.427 200 49 710 30 989 815 1015 52 3150 2358 182 0 1167 8.739 13.155 6.1.2
LA QUALIFICA DEGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE ABBINATI AL TELERISCALDAMENTO Un impianto di cogenerazione abbinato al teleriscaldamento è un impianto di produzione combi‐
nata di energia elettrica e calore, costituito da una o più sezioni funzionanti in cogenerazione, as‐
sociato a una rete di teleriscaldamento per il trasporto e la distribuzione del calore alle utenze per utilizzazioni esclusivamente di tipo civile, quali la climatizzazione, il riscaldamento, il raffresca‐
mento e il condizionamento di ambienti a destinazione residenziale, commerciale, industriale e agricola. Con la legge 239/2004 anche gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento (CHP‐
TLR) hanno avuto la possibilità di accedere, a determinate condizioni, al rilascio dei Certificati Verdi (denominati in questo caso CV‐TLR). Gli impianti CHP‐TLR che hanno potuto ottenere la qualifica, propedeutica al rilascio dei CV, sono quelli soddisfacenti le condizioni individuate dall’art. 14 del D.Lgs. 20/2007, aggiornate dall’art. 30 comma 12 della legge 99/2009. La legge 102/2009, inoltre, ha esteso il beneficio dei CV‐TLR anche agli impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento connessi ad ambienti agricoli. Al 31 dicembre 2015 risultano qualificati 105 impianti CHP‐TLR cui corrisponde una potenza di 2.470 MW, dato che non subirà modifiche nel corso dei prossimi anni. Infatti, secondo le tempisti‐
che previste dai decreti, è stato superato il requisito temporale per l’accesso a tale meccanismo. 135 Tabella 57 Numero degli impianti CHP‐TLR qualificati per categoria di intervento CATEGORIA DI INTERVENTO 2014 2015 A ‐ Potenziamento BP.C ‐ Rifacimento Parziale (impianto di cogenerazione)
BP.R ‐ Rifacimento Parziale (rete di teleriscaldamento)
D ‐ Nuova Costruzione Totale 1 6 2 95 104 1
6
2
96
105
Tabella 58 Potenza degli impianti CHP‐TLR qualificati per categoria di intervento
[MW] CATEGORIA DI INTERVENTO A ‐ Potenziamento BP.C ‐ Rifacimento Parziale (impianto di cogenerazione)
BP.R ‐ Rifacimento Parziale (rete di teleriscaldamento)
D ‐ Nuova Costruzione Totale 2014 2015 780 826 26 836 2.468 780
826
26
838
2.470
Tabella 59 Numero degli impianti CHP‐TLR qualificati per tecnologia TECNOLOGIA 2014 2015 C.C. T.G. T.V.Cp T.V.Cd M.C.I. Altro Totale 8 3 ‐ ‐ 84 9 104 8
3
‐
‐
85
9
105
Tabella 60 Potenza degli impianti CHP‐TLR qualificati per tecnologia [MW] TECNOLOGIA 2014 C.C. T.G. T.V.Cp T.V.Cd M.C.I. Altro Totale 2150 6 ‐ ‐ 311 1 2.468 136 2015 2150
6
‐
‐
313
1
2.470 6.2
I Certificati Bianchi I Certificati Bianchi (CB), anche noti come Titoli di Efficienza Energetica (TEE), sono titoli nego‐
ziabili che certificano il conseguimento dei risparmi di energia primaria realizzati attraverso pro‐
getti finalizzati all’incremento dell’efficienza energetica negli usi finali dell’energia. 6.2.1
QUADRO NORMATIVO Il meccanismo dei Certificati Bianchi, introdotto dai decreti ministeriali del 24 aprile 2001, succes‐
sivamente superati dai decreti ministeriali del 20 luglio 2004 e aggiornati dal decreto ministeriale del 21 dicembre 2007, si configura come un regime obbligatorio di risparmio di energia primaria posto in capo ai distributori di energia elettrica e gas naturale con più di 50.000 clienti. L’obbligo è determinato sulla base del rapporto tra la quantità di energia elettrica e gas naturale distribuita dai singoli distributori e la quantità complessivamente distribuita sul territorio nazionale dalla to‐
talità dei soggetti obbligati. I soggetti obbligati possono adempiere alla quota d’obbligo realizzando direttamente i progetti di efficienza energetica per i quali vengono riconosciuti i TEE dal GSE oppure, in alternativa, acqui‐
stando i titoli attraverso le negoziazioni sul mercato dei TEE gestito dal Gestore dei Mercati Ener‐
getici (GME) o attraverso transazioni bilaterali. Il meccanismo è stato aggiornato dal D.Lgs. n. 115 del 30 maggio 2008 e, successivamente, è stato ulteriormente aggiornato coerentemente con l’evoluzione legislativa e, soprattutto, alla luce dei sempre più importanti obiettivi di risparmio energetico a cui il meccanismo è chiamato a contri‐
buire. In tal senso, dal 2011 a oggi, l’evoluzione del contesto normativo e regolatorio ha definito un nuo‐
vo framework del meccanismo incentivante. In particolare il D.M. 28 dicembre 2012 (c.d. decreto Certificati Bianchi), le relative Linee Guida EEN 9/11, e il D.Lgs.102/2014 hanno introdotto rilevanti aggiornamenti sia in termini di ambiti di applicazione e soggetti eleggibili sia di strumenti operati‐
vi per il riconoscimento dei titoli. In particolare:  le Linee Guida EEN 9/11, con l’introduzione del fattore di durabilità tau, ha modificato la modali‐
tà di riconoscimento dei titoli, anticipando nei primi 5 anni di vita utile i risparmi conseguibili nel corso dell’intera vita tecnica dell’intervento;  il D.M. 28/2012, che ha definito il nuovo periodo d’obbligo 2013‐2016 come riportato di seguito, ha assegnato al GSE la responsabilità della gestione della valutazione dei progetti di efficienza, ha introdotto rilevanti aggiornamenti soprattutto in merito alla possibilità di rendicontare ri‐
sparmi conseguibili esclusivamente attraverso progetti nuovi o in corso di realizzazione e vie‐
tando, altresì, il cumulo dei CB con altri incentivi statali;  il D.Lgs.102/2014, fra gli altri aggiornamenti, a partire dal luglio 2016 restringe l’ammissibilità al meccanismo esclusivamente ai soggetti e alle società certificate secondo le UNI CEI 11339 e UNI CEI 11352. Il decreto, che recepisce nell’ordinamento la direttiva 2012/27/UE, ha inoltre fissato un obiettivo di risparmio cumulato minimo da conseguire nel periodo 2014‐2020, pari a 25,5 Mtep di energia finale, stabilendo che il meccanismo dei CB dovrà garantire il raggiungimento del 60% di tale obiettivo. Infine, il D.M. 22 dicembre 2015 revoca le schede tecniche 40E, 47E, 36E e 21T e aggiorna la sche‐
da 22T alla luce degli orientamenti dell’Unione europea per gli Aiuti di Stato nel settore agricolo e forestale e nelle zone rurali 2014‐2020 (2014/C 204/01) e per garantire piena e più efficace attua‐
zione al D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28 e al D.Lgs. 4 luglio 2014, n. 102 sopra citati. 137 Figura 55 Obblighi di incremento dell’efficienza energetica 2013–2016 I distributori di energia elettrica sono tenuti, nel periodo 2013‐2016, a realizzare misure e interventi che comportino una riduzione dei consumi di energia primaria, espressa in numero di Certificati Bianchi, secondo le seguenti quantità e cadenze annuali: 3,03 milioni di Certificati Bianchi 2,48 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2013; da conseguire nell’anno 2013; 3,71 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2014; 4,26 milioni di Certificati Bianchi 3,04 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2015; 5,23 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2016. 6.2.2
I distributori di gas naturale sono tenuti, nel periodo
2013‐2016, a realizzare misure e interventi che compor‐
tino una riduzione dei consumi di energia primaria,
espressa in numero di Certificati Bianchi, secondo le
seguenti quantità e cadenze annuali: da conseguire nell’anno 2014; 3,49 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2015; 4,28 milioni di Certificati Bianchi da conseguire nell’anno 2016. SOGGETTI AMMESSI AL MECCANISMO Possono presentare progetti per il riconoscimento dei Certificati Bianchi sia i soggetti obbligati (distributori di energia elettrica e gas con più di 50.000 clienti finali), o società da essi controllate, sia i soggetti ammessi ai sensi dell’art. 3 del D.M. 28/12/2012, ovvero distributori di energia elettri‐
ca e gas non soggetti all’obbligo, le società operanti nel settore dei servizi energetici, le imprese e gli enti che si dotino di un energy manager o le società dotate di un sistema di gestione dell’energia in conformità alla ISO 50001. Secondo le disposizioni del D.Lgs. 102/2014, dal luglio 2016 possono accedere al meccanismo esclusivamente i soggetti (energy manager) o le società di servizi energetici (ESCo) certificati rispettivamente secondo la UNI CEI 11339 e la UNI CEI 11352. 6.2.3
IL RUOLO AFFIDATO AL GSE Il GSE, nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi, è responsabile dell’attività di gestione del processo di valutazione e certificazione dei risparmi relativi ai progetti di efficienza energetica incentivati. Nell’attuazione del mandato ricevuto, il GSE:  oltre a eseguire direttamente le valutazioni dei progetti ai fini dell’accesso al meccanismo, svol‐
ge una funzione di coordinamento e di indirizzo verso ENEA e RSE per la gestione delle istrutto‐
rie tecniche;  supporta i ministeri competenti nella gestione delle istruttorie dei «grandi progetti» e delle ri‐
chieste di verifica preliminare di conformità alle disposizioni normative, nonché nel processo di valutazione delle nuove schede tecniche proposte dai soggetti interessati;  comunica ai soggetti obbligati la rispettiva quota d’obbligo, sulla base delle informazioni an‐
nualmente comunicate dall’AEEGSI in merito alla quantità di energia elettrica e/o gas distribuita sul territorio nazionale dalle imprese;  svolge, anche coadiuvato da ENEA, i necessari controlli per la verifica della corretta esecuzione tecnica e amministrativa dei progetti che hanno ottenuto i Certificati Bianchi e sottopone all’approvazione dei ministeri competenti un programma annuale di verifiche;  comunica, tramite il proprio sito internet, i dati relativi ai progetti approvati e ai titoli rilasciati. 138 Nel corso del 2015, in attuazione dell’art.5 del D.M. 28/12/2012, il GSE ha sviluppato le seguenti at‐
tività:  esecuzione e gestione, avvalendosi di ENEA e RSE, di oltre 11.400 istruttorie tecnico‐
amministrative con riferimento sia alla valutazione di nuovi progetti sia alle richieste di verifica della certificazione dei risparmi dei progetti già in corso di incentivazione. In particolare, i pro‐
cedimenti amministrativi conclusi nel 2015 si riferiscono alla valutazione di: 912 proposte di progetto e programma di misura (PPPM) e 10.511 richieste di verifica e certificazione dei ri‐
sparmi;  definizione dei principi e ottimizzazione delle procedure per la valutazione tecnico‐economica dei progetti di efficienza energetica, al fine di: - garantire il monitoraggio delle istruttorie tecniche, definendo le modalità operative per la condivisione dei criteri per la valutazione dei progetti svolta con il supporto di ENEA e RSE; - garantire il costante aggiornamento delle condizioni determinate dall’evoluzione normativa, tecnologica e di mercato che informano i principi per la valutazione dei progetti;  sviluppo degli strumenti informativi, al fine di supportare gli operatori nella presentazione dei progetti, dematerializzare lo svolgimento del procedimento amministrativo e garantire la com‐
pletezza delle informazioni necessarie per la valutazione dei progetti;  comunicazione degli obblighi ai soggetti obbligati, come identificati per l’anno 2015 dall’AEEGSI, e verifica dell’ottemperanza agli obblighi previsti in capo a ciascun soggetto obbligato per l’anno d’obbligo 2014;  supporto al MiSE, in attuazione del D.Lgs. 4 luglio 2014, n. 102, per l’elaborazione del documen‐
to che illustra le principali linee di indirizzo per il potenziamento e la qualifica del meccanismo dei CB sulla base del quale, in data 31 luglio 2015, è stata avviata una consultazione pubblica con l’obiettivo di raccogliere le osservazioni e le proposte degli operatori e dei maggiori stakeholders in merio alle misure proposte per la revisione del sistema dei Titoli di Efficienza Energetica. 6.2.4
DATI 2015 Nel corso dell’anno 2015 sono state presentate, nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi, 10.763 Richieste di Verifica e Certificazioni (RVC), relative sia a prime rendicontazioni sia a rendi‐
contazioni successive, e 999 Proposta di Progetto e di Programma di Misura (PPPM), per un valore complessivo pari a 11.762 richieste. Per l’anno di riferimento il GSE ha riconosciuto circa 5 milioni di TEE a cui corrispondono risparmi di energia primaria pari a 1,7 Mtep. Complessivamente, dall’avvio del meccanismo (2006) al 2015 sono stati riconosciuti oltre 21,7 milioni di TEE corrispondenti a circa 36 Mtep di risparmio di ener‐
gia primaria. Tabella 61 S intesi dei progetti, TEE riconosciuti e risparmi certificati nel 2015 N° richieste presentate N° TEE riconosciuti Risparmi energia primaria [tep] RVC‐C
RVC‐A
RVC‐S
PPPM
2.170
3.123.642
1.009.743
4.103
179.327
63.716
4.490
1.597.855
631.981
999
GP
TOTALE 128.240
28.000
11.762 5.029.064 1.733.440 139 I TEE riconosciuti nel 2015, a seguito dell’accoglimento con esito positivo delle Richieste di Verifi‐
ca e Certificazione dei risparmi valutate nell’anno, sono così suddivisi:  3.123.642 TEE afferiscono a metodi di valutazione a consuntivo (RVC‐C); tali metodi di valuta‐
zione consentono di quantificare il risparmio netto conseguibile attraverso uno o più interventi, in conformità a un programma di misura proposto dal soggetto titolare del progetto (PPPM); ul‐
teriori 128.240 TEE sono stati riconosciuti per la tipologia «grande progetto» approvato con de‐
creto direttoriale nel 2014;  179.327 TEE afferiscono a metodi di valutazione analitica (RVC‐A); tali metodi consentono 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 realizza‐
zione dell’intervento;  1.597.885 TEE afferiscono a metodi di valutazione standardizzata (RVC‐S); tali metodi consen‐
tono di quantificare il risparmio specifico lordo annuo dell’intervento attraverso la determina‐
zione dei risparmi relativi a una singola unità fisica di riferimento, senza procedere a misurazioni dirette. Figura 56 Suddivisione dei TEE 2015 per metodo di valutazione e per tipologia di risparmio [migliaia di TEE; totale 2015 = 5.029 migliaia di TEE] RVC‐C
RVC‐A
RVC‐S
569
1.598
179
TITOLI TIPO I
TITOLI TIPO II
TITOLI TIPO III
2.922
3.252
1.537
TEE RICONOSCIUTI PER RVC
140 TEE RICONOSCIUTI PER TIPOLOGIA
I TEE rilasciati nell’anno solare 2015:  per il 31% riguardano risparmi di energia primaria conseguiti attraverso progetti di efficienza energetica per la riduzione dei consumi di energia elettrica (TIPO I);  per il 58% riguardano risparmi di energia primaria conseguiti attraverso progetti di efficienza energetica per la riduzione dei consumi di gas naturale (TIPO II);  per circa l’11% riguardano risparmi di forme di energia primaria diverse dall’elettricità e dal gas naturale, realizzati nel settore dei trasporti (TIPO III). In termini complessivi, la maggioranza dei TEE è stata conseguita mediante progetti realizzati nel settore industriale che hanno generato circa il 64% dei TEE complessivamente riconosciuti nel 2015 dal GSE, con particolare riferimento ai progetti di efficienza energetica relativi all’ottimizzazione dei processi produttivi nei settori più energivori. Il settore civile, invece, rappresenta circa il 31% dei TEE riconosciuti nel 2015, riguardando preva‐
lentemente progetti relativi agli impianti per la climatizzazione e la produzione di acqua calda sa‐
nitaria. I progetti relativi all’illuminazione hanno generato oltre il 4% dei TEE riconosciuti nell’anno di rife‐
rimento. Analizzando la distribuzione settoriale dei titoli riconosciuti per metodo di valutazione e certifica‐
zione dei risparmi (RVC), si registra che circa il 94% dei TEE riconosciuti per i progetti a consuntivo si riferisce a interventi realizzati nel settore industriale, con particolare riferimento ai progetti che si riferiscono alla generazione e recupero di calore e all’ottimizzazione dei processi produttivi e dei layout di impianto. Il 79% dei titoli riconosciuti con riferimento ai progetti analitici si riferisce a interventi relativi alla climatizzazione, realizzati nel settore civile, in particolare attraverso:  l’applicazione della scheda 26T, relativa all’installazione di sistemi centralizzati per la climatiz‐
zazione, a cui si riferisce più della metà dei titoli complessivamente riconosciuti nell’ambito del‐
la metodologia analitica (52%);  l’applicazione della scheda 22T, relativa ai sistemi di teleriscaldamento, che rappresenta il 27% dei TEE riconosciuti attraverso le RVC‐A. Per quanto riguarda le RVC standardizzate, per il 2015 si registra che circa il 27% dei titoli ricono‐
sciuti si riferisce all’applicazione della scheda 40E, relativa all’installazione dei generatori termici alimentati a biomassa legnosa, seguita dai progetti multi‐scheda prevalentemente utilizzati per progetti di efficienza energetica realizzati nel settore civile. Con riferimento alle istruttorie effettuate nell’anno di riferimento, relativamente alla produzione dell’anno 2014, il GSE ha riconosciuto circa 604.000 TEE II CAR. Per quanto riguarda i titoli negoziabili, si evidenzia che nel 2015 il GSE ha riconosciuto un volume di titoli di efficienza energetica pari a circa 573.000 TEE II CAR. 141 6.2.5
I RISULTATI DEL MECCANISMO TRA IL 2011 E IL 2015 L’andamento dei progetti presentati e dei titoli riconosciuti nel 2015 registra una contrazione ri‐
spetto al 2014, anno in cui, similmente a quanto avvenuto nel 2013, si era registrato un picco di ri‐
conoscimenti generato prevalentemente dagli effetti dell’entrata in vigore degli aggiornamenti normativi introdotti dal decreto Certificati Bianchi, ovvero:  il divieto di cumulo con altri incentivi statali;  l’ammissibilità al meccanismo esclusivamente ai progetti nuovi o in corso di realizzazione. Tali aggiornamenti sono stati introdotti dal decreto per rispondere sia all’esigenza di garantire il raggiungimento, con nuovi progetti, degli obiettivi cumulati di risparmio nel periodo 2014‐2020 ‐ come indicato dal D.Lgs. 102/2014, il meccanismo dovrà concorrere per una quota pari al 60% dell’obiettivo minimo di risparmio nazionale ‐ sia per razionalizzare i meccanismi di supporto all’efficienza energetica al fine di evitare fenomeni di sovrapposizione, ovviando a possibili effetti speculativi e di sovraincentivazione dei risparmi che, come richiamato anche nella Strategia Ener‐
getica Nazionale, non consentono una corretta allocazione delle risorse pubbliche nell’ambito dell’obiettivo strategico di aumentare il livello di efficienza energica dei centri di consumo rilevan‐
ti negli usi finali. Tabella 62 Quadro sinottico progetti presentati nel periodo 2011‐2015 RVC‐C RVC‐A RVC‐S PPPM Totale 2011 2012 2013 2014 2015 NUOVI
PROGETTI
RVC
SUCCESSIVE
NUOVI
PROGETTI
RVC
SUCCESSIVE
NUOVI
PROGETTI
RVC
SUCCESSIVE
NUOVI
PROGETTI
RVC
SUCCESSIVE
NUOVI
PROGETTI
RVC
SUCCESSIVE
116
268
218
225
827
439
1.292
217
148
1.687
448
2.500
619
1.507
371
363
16.258
1.528
18.520
765
2.423
712
353
7.603
1.035
9.703
1.367
3.681
487
288
4.490
999
6.264
1.683
3.815
1.731
2.126
3.188
5.048
5.498
Dall’analisi delle serie storiche dei TEE riconosciuti e dei risparmi certificati nella seconda fase del meccanismo (successiva all’introduzione del coefficiente di durabilità tau del 2011), si evince:  la tendenza confermata di incentivare i progetti di efficienza energetica nel comparto industria‐
le attraverso la presentazione delle PPPM associata alla metodologia di valutazione dei risparmi a consuntivo (RVC‐C) e di incentivare i progetti in ambito civile prevalentemente attraverso le RVC‐S;  l’andamento dei titoli riconosciuti annualmente, in particolare nel periodo 2013‐2015, rappre‐
senta l’effetto combinato degli aggiornamenti introdotti dal decreto ministeriale 28 dicembre 2012 vigenti a partire dalla metà del 2013. Tabella 63 TEE rilasciati per metodo di valutazione nel periodo 2013‐2015 Titoli rilasciati per RVC‐C Titoli rilasciati per RVC‐A Titoli rilasciati per RVC‐S Titoli rilasciati per grande progetto (GP)
Totale 2014
2015
4.845.379
288.126
984.493
‐
6.117.998
6.152.785
217.370
1.154.405
‐
7.524.560
3.123.642 179.327 1.597.855 128.034 5.028.858 142 2013
In merito al primo punto, è opportuno specificare che i volumi di titoli riconosciuti per i progetti standard caratterizzano il trend, da un lato, secondo effetti di stagionalità (riconoscimenti seme‐
strali a cui seguono emissioni trimestrali automatiche per 5 o 8 anni), dall’altro, secondo l’andamento delle rendicontazioni dei risparmi con cadenze diversificate per le RVC‐C che variano anche in maniera significativa in base ai programmi di misura approvati in fase di PPPM. In merito al secondo aspetto, si sottolinea che la distribuzione delle RVC‐C, pur imprimendo un peso rilevante nel bilancio complessivo del meccanismo in termini di volumi di titoli riconosciuti annualmente, non rappresenta l’indicatore della distribuzione effettiva dei risparmi realizzati nell’anno poiché fornisce l’indicazione della distribuzione della presentazione delle RVC al GSE al fine della verifica dei risparmi dei progetti approvati secondo range temporali (rendicontazioni semestrali, annuali o relative ai 5 anni di vita utile) che variano in maniera rilevante in base ai pro‐
grammi di misura approvati in fase di PPPM. In tale cornice, è opportuno considerare l’effetto combinato nel nuovo quadro operativo delineato dal decreto ministeriale 28 dicembre 2012 applicato alla procedura di rendicontazione dei risparmi definita dalle Linee guida EEN 9/11. In particolare, tale procedura prevede che i risparmi consegui‐
ti grazie alla realizzazione delle PPPM debbano essere rendicontati per un numero di anni pari alla vita utile (5 anni) ma che tali risparmi possano essere presentati al GSE con cadenza diversificata in base ai programmi di misura. Ciò significa che nel periodo antecedente agli aggiornamenti del decreto per i progetti già realiz‐
zati fosse ragionevolmente più conveniente presentare rendicontazioni dei risparmi sulla base di programmi di misura relativi a un numero di anni prossimo al periodo di vita utile o in soluzione unica comprensiva dei risparmi realizzati nei 5 anni. Infatti, nel periodo 2011‐2015 si registra che a fronte di un aumento del numero delle RVC‐C la media dei risparmi rendicontati per RVC segni un andamento fortemente decrescente passando da una dimensione media pari a circa 5.000 titoli del 2011 ai 700 TEE medi riconosciuti per le ren‐
dicontazioni a consuntivo. Tale trend rappresenta l’effetto della conclusione del periodo di vita utile dei progetti incentivati nella prima fase del meccanismo e, trattandosi prevalentemente di progetti già realizzati al momento dell’accoglimento dell’istanza, rappresenta più incisivamente la distribuzione delle rendicontazioni dei risparmi per un numero di anni prossimo alla vita utile o in soluzione unica influenzando l’andamento dei titoli riconosciuti annualmente. In tal senso, per una lettura ragionata dell’andamento del volume dei titoli riconosciuti nel 2015, andrebbe considerato l’effetto diretto dell’introduzione dell’ammissibilità esclusiva per nuovi pro‐
getti o in corso di realizzazione, poiché impatta significativamente sullo shift temporale intercor‐
rente fra il riconoscimento potenziale dei titoli in sede di approvazione della proposta di progetto e l’effettiva realizzazione dei risparmi. Nella prima fase del meccanismo, per i progetti già realiz‐
zati il range temporale tra la presentazione della proposta di progetto e della relativa RVC‐C pote‐
va ridursi anche notevolmente. Alla luce del nuovo quadro operativo, i risparmi relativi ai progetti di nuova realizzazione in particolare se applicati al settore industriale, si realizzeranno e verranno rendicontati verosimilmente in tempi più lunghi rispetto ai trend storici del meccanismo. 143 6.3
Il Conto Termico 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 principalmente al settore ci‐
vile (residenziale e terziario), compresi gli edifici della pubblica amministrazione, e, limitatamente, al comparto dell’agricoltura in serra e della produzione di calore di processo. 6.3.1
QUADRO NORMATIVO Il Conto Termico è stato introdotto con il decreto interministeriale del 28 dicembre 2012, in attua‐
zione dell’articolo 28 del D.Lgs. 28/2011 che ha recepito la direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Il D.Lgs. 102/2014, ha apportato significative modifiche al Conto Termico, in particolare in merito all’ampliamento del perimetro dei soggetti provati am‐
messi, alla limitazione dell’importo dell’incentivo ad un massimo del 65% della spesa sostenuta, alla possibilità di erogazione di rate in acconto e a saldo in caso di richieste di prenotazione da par‐
te di soggetti pubblici e alla possibilità di riconoscere l’incentivo in una unica soluzione per richie‐
ste presentate da parte di soggetti pubblici. Anche la legge 164/2014 «Sblocca Italia» è intervenu‐
ta promuovendo maggiore semplificazione procedurale dello strumento nonché diversificazione e innovazione tecnologica per contribuire ad un più esteso accesso alle risorse per imprese, famiglie e soggetti pubblici. 6.3.2
SOGGETTI AMMESSI AL MECCANISMO Possono accedere al sistema di incentivazione gli interventi realizzati dai seguenti soggetti:  le amministrazioni pubbliche, 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; sono compresi gli ex istituti autonomi ca‐
se popolari comunque denominati e trasformati dalle regioni; con la legge 164/2014 sono assi‐
milate alla PA, ai fini dell’accesso al Conto Termico, anche le cooperative di abitanti;  i soggetti privati, relativamente alla realizzazione di interventi di cui all’articolo 4, comma 2 (in‐
terventi di piccole dimensioni di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di sistemi ad alta efficienza ‐ categoria 2) del decreto. Il nuovo perimetro definito dal D.Lgs. 102/2014 comprende anche le onlus, le parrocchie, gli enti ecclesiastici e di culto in genere. I soggetti ammessi possono avvalersi del supporto di una ESCo (Energy Service Company) per la realizzazione degli interventi. Il D.M. 28/12/2012 definisce tre diverse modalità di accesso al meccanismo di incentivazione:  accesso diretto: procedura disponibile per soggetti ammessi sia pubblici sia privati; è consentita dopo la conclusione degli interventi;  prenotazione: consentita alle sole amministrazioni pubbliche (sono escluse le cooperative di abitanti) o alle ESCo che hanno stipulato un contratto di rendimento energetico con la PA; è re‐
lativa ad interventi ancora da realizzare;  iscrizione ai registri: procedura obbligatoria per interventi di cui all’articolo 4 comma 2 lettera a), cioè «tipologia 2.A – generatori a pompa di calore» e di cui all’articolo 4 comma 2 lettera b), cioè «tipologia 2.B – generatori a biomasse» aventi potenza termica nominale complessiva compresa tra 500 kWt e 1.000 kWt realizzati (o da realizzare) da parte di soggetti pubblici o privati. 144 6.3.3
IL RUOLO AFFIDATO AL GSE L’articolo 8 del D.M. 28/12/2012 ha assegnato al GSE il ruolo di responsabile dell’attuazione e ge‐
stione del sistema di incentivazione. Il GSE provvede all’assegnazione e all’erogazione degli incen‐
tivi secondo le modalità e i criteri specificati nelle regole applicative. 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 amministrazioni pubbliche (di cui al più 100 milioni di euro per la procedura di prenotazione degli incentivi e 7 milioni di euro per la procedura di iscrizione ai registri) e di 700 milioni di euro per gli interventi realizzati o da realizzare dai soggetti privati (di cui 23 milioni di euro per la pro‐
cedura di iscrizione ai registri). Per gli interventi di incremento dell’efficienza energetica in edifici esistenti (categoria 1) riservati alle amministrazioni pubbliche, l’incentivo vale fino al 40% delle spese ammissibili sostenute, nel rispetto di specifici limiti unitari di costo e di incentivo complessivo erogato. Per gli interventi di piccole dimensioni di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di si‐
stemi 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, 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 gene‐
ratori di calore a biomassa. In ogni caso, l’incentivo non può superare il 65% della spesa sostenuta. 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 sup‐
porto di ENEA, di soggetti concessionari di pubblico servizio e di altri organi specializzati. Il GSE effettua inoltre il monitoraggio del raggiungimento degli obiettivi di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di efficienza energetica e predispone la relazione annuale sul funzio‐
namento del sistema incentivante. Tabella 64 Richieste pervenute nel triennio 2013‐2015 ACCESSO DIRETTO N. richieste Impegno di spesa [€ mln] TOTALE ACCESSO DIRETTO 2013‐14 2015 9.613 32,38 8.241 34,67 17.854 67,05 PRENOTAZIONE ISCRIZIONE REGISTRI 2013‐14 2015 2013‐14 2015 131 5 33 17 145
Per quanto riguarda l’accesso diretto, sono pervenute:  nel 2013, 3.192 richieste (3.194 al lordo delle richieste di annullamento), per un impegno di spesa complessiva, su tutte le rate, pari a circa 9,44 € mln;  nel 2014, 6.421 richieste (6.464 al lordo delle richieste di annullamento), per un impegno di spe‐
sa complessiva, su tutte le rate, pari a circa 22,94 € mln;  nel 2015, 8.241 richieste (8.253 al lordo delle richieste di annullamento), per un impegno di spe‐
sa complessiva, su tutte le rate, pari a circa 34,67 € mln. Per quanto riguarda le richieste di prenotazione dell’incentivo relative ad interventi ancora da rea‐
lizzare da parte delle amministrazioni pubbliche, sono pervenute 96 richieste nel 2013, 35 richieste nel 2014 e 5 richieste nel 2015. Le richieste di iscrizione ai registri sono risultate così suddivise:  per il 2013, 14 richieste, di cui: - 4, per interventi realizzati, o da realizzare, da parte di soggetti pubblici (un intervento di tipo‐
logia 2.A – generatori a pompa di calore e 3 interventi di tipologia 2.B – generatori a biomasse di potenza termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000 kWt); - 10, per interventi realizzati, o da realizzare, da parte di soggetti privati (3 interventi di tipolo‐
gia 2.A – generatori a pompa di calore e 7 interventi di tipologia 2.B – generatori a biomasse di potenza termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000 kWt);  per il 2014, 19 richieste per interventi realizzati, o da realizzare, da parte di soggetti privati (un intervento di tipologia 2.A – generatori a pompa di calore e 18 interventi di tipologia 2.B – gene‐
ratori a biomasse di potenza termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000 kWt). Non sono pervenute richieste da parte di soggetti pubblici;  per il 2015, 17 richieste, di cui: - 2 per interventi realizzati, o da realizzare, da parte di soggetti pubblici (un intervento di tipo‐
logia 2.A – generatori a pompa di calore e un intervento di tipologia 2.B – generatori a biomas‐
se di potenza termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000 kWt); - 15 per interventi realizzati, o da realizzare, da parte di soggetti privati (un intervento di tipo‐
logia 2.A – generatori a pompa di calore e 14 interventi di tipologia 2.B – generatori a biomasse di potenza termica nominale complessiva maggiore di 500 kWt e inferiore o uguale a 1000 kWt). 146 6.3.4
RISULTATI CONSEGUITI NEL 2014 Nel corso dell’anno 2014, il meccanismo incentivante è entrato a regime, consentendo di conclu‐
dere la fase di qualifica delle richieste in accesso diretto e di prenotazione pervenute nel 2013, ol‐
tre che della maggior parte di quelle pervenute nel 2014 Pertanto, in merito alle procedure di accesso diretto e di prenotazione, i dati presentati per l’anno 2014 sono rappresentativi dei risultati conseguiti dall’avvio del meccanismo incentivante fino alla fine del 2014. La tabella in calce riporta i seguenti dati: relativamente alla procedura di accesso diretto, sono in‐
dicate le richieste che hanno effettuato l’attivazione del contratto entro la fine del 2014 (sono compresi 45 contratti attivati nel 2013), insieme con gli incentivi complessivamente riconosciuti per gli interventi. Per la procedura di prenotazione sono riportati i dati relativi alle richieste ammesse, ossia che hanno ricevuto una valutazione positiva della richiesta di prenotazione entro la fine del 2014; per le richieste di iscrizione a registro, è riportato il dato relativo alle richieste inserite in graduatoria dei registri 2014. Per queste ultime due procedure sono indicati gli incentivi complessivamente impegnati per gli interventi. Tabella 65 Prospetto di sintesi dei risultati generali 2013‐2014 ACCESSO DIRETTO 2013‐2014 ISCRIZIONE REGISTRI 2014 TOTALE INCENTIVI
[€ mln]
N. RICHIESTE AMMESSE
INCENTIVI
[€ mln]
N. RICHIESTE IN GRADUATORIA
INCENTIVI [€ mln] N. RICHIESTE INCENTIVI
[€ mln]
121 7.599 7.720 3,64
20,16
23,80
15
‐
15
0,23
‐
0,23
‐
19
19
‐ 3,35 3,35 136 7.618 7.754 3,87
23,51
27,38
Pubblica amministrazione Soggetti privati Totale PRENOTAZIONE 2013‐2014 N. RICHIESTE CON CONTRAT‐
TO ATTIVATO 147 6.3.5
RISULTATI CONSEGUITI NEL 2015
Nel corso dell’anno 2015, è stata eseguita la qualifica delle richieste in accesso diretto e di preno‐
tazione pervenute nel 2015, oltre ad alcune pervenute nel 2014. La tabella in calce riporta i seguenti dati: relativamente alla procedura di accesso diretto, sono in‐
dicate le richieste con contratto attivato nel 2015, insieme con gli incentivi complessivamente ri‐
conosciuti per gli interventi. Per la procedura di prenotazione sono riportati i dati relativi alle ri‐
chieste ammesse, ossia che hanno ricevuto una valutazione positiva della richiesta di prenotazio‐
ne entro la fine del 2015; per le richieste di iscrizione a registro, è riportato il dato relativo alle ri‐
chieste inserite in graduatoria dei registri 2015. Per queste ultime due procedure sono indicati gli incentivi complessivamente impegnati per gli interventi. Tabella 66 Prospetto di sintesi dei risultati generali 2015 ACCESSO DIRETTO 2015 Pubblica Amministrazione Soggetti Privati Totale 6.3.6
PRENOTAZIONE 2015 ISCRIZIONE REGISTRI 2015 TOTALE N. RICHIESTE CON CONTRAT‐
TO ATTIVATO INCENTIVI
[€ mln]
N. RICHIESTE AMMESSE
INCENTIVI
[[€ mln]
N. RICHIESTE IN GRADUATORIA
INCENTIVI [[€ mln] N. RICHIESTE INCENTIVI
[[€ mln]
244 7.598 7.842 6,85
24,73
31,58
4
‐
4
0,17
‐
0,17
2
15
17
0,20 3,10 3,30 250 7.613 7.863 7,22
27,83
35,05
ACCESSO DIRETTO
La procedura di accesso diretto rappresenta la modalità di accesso all’incentivo più utilizzata (cir‐
ca il 99% delle richieste), per la quale si fornisce di seguito una analisi di maggior dettaglio. La tabella che segue riporta i dati disaggregati per tipologia di intervento realizzato: per ciascuna tipologia di intervento sono indicati il numero di interventi realizzati riferiti a richieste con con‐
tratto attivato nel corso del 2015, i relativi incentivi complessivi concessi, l’incentivo medio rico‐
nosciuto, le spese sostenute per gli interventi dai soggetti responsabili e la spesa media sostenuta. Le spese sostenute per gli interventi sono state dichiarate dal soggetto responsabile tramite il Portaltermico e attestate tramite fatture e relativi pagamenti. Tabella 67 Accesso diretto ‐ Dettaglio dei risultati per tipologia di intervento nel 2015 TIPOLOGIA DI INTERVENTO 1.A ‐ Involucro opaco 1.B ‐ Chiusure trasparenti 1.C ‐ Generatori a condensazione
1.D ‐ Schermature
2.A ‐ Pompe di calore 2.B ‐ Generatori a biomasse 2.C ‐ Solare termico
2.D ‐ Scaldacqua a pdc
TOTALE (parziale) DE+APE: Diagnosi e certificazione energetica TOTALE 148 N. INTERVENTI REALIZZATI INCENTIVI PER INTERVENTO [€ mln] 64
69
121
3
71
2.512
5.121
94
8.055
3,130
1,638
0,999
0,038
0,221
10,833
14,300
0,052
31,211
185 0,370
31,581
INCENTIVO MEDIO [€/INTERVENTO] 48.908
23.735
8.258
12.619
3.114
4.312
2.792
555
3.875
SPESE [€ mln] SPESA MEDIA [€/INTERVENTO] 8,231 4,667 4,675 0,117 1,073 23,446 27,874 0,188 70,271 128.611
67.634
38.634
39.065
15.117
9.334
5.443
2.001
8.724
Gli interventi realizzati, riferiti alle richieste con contratto attivato nel 2015, sono 8.055 (a fronte di circa 8.300 interventi con riferimento alle richieste complessivamente ammesse all’incentivo, sempre nel 2015): tale numero è superiore al numero delle richieste con contratto attivato (7.842) per la presenza di richieste cosiddette multi‐intervento, cioè relative a più interventi realizzati contestualmente. Le figure che seguono rappresentano, rispettivamente, la distribuzione percentuale per tipologia degli interventi realizzati e degli incentivi riconosciuti (31,211 € mln, esclusi gli incentivi attribuiti a diagnosi e certificazione energetica). Figura 57 Accesso diretto: distribuzione degli interventi realizzati nel 2015 2.C Solare termico
63,6%
2.B Generatori a biomassa
31,2%
1.C Generatori a condensazione
1,5%
2.D Scaldacqua a pdc
1,2%
2.A Pompe di calore
0,9%
1.B Chiusure trasparenti
0,9%
1.A Involucro opaco
0,8%
1.D Schermature
0,0%
Figura 58 Accesso diretto: distribuzione degli incentivi per gli interventi realizzati nel 2015 2.C Solare termico
45,8%
2.B Generatori a biomassa
34,7%
1.A Involucro opaco
10,0%
1.B Chiusure trasparenti
1.C Generatori a condensazione
5,2%
3,2%
2.A Pompe di calore
0,7%
2.D Scaldacqua a pdc
0,2%
1.D Schermature
0,1%
149 6.3.7
IMPEGNO DI SPESA ANNUA CUMULATA
Gli incentivi relativi alle richieste valutate positivamente e il cui contratto è stato attivato vengono erogati secondo un piano di rateizzazione (1, 2 o 5 rate) specifico per tipologia/dimensione dell’intervento effettuato e per tipologia di soggetto ammesso. L’erogazione della prima rata O unica se del caso) avviene l’ultimo giorno del mese successivo al semestre in cui ricade l’attivazione del contratto. Le rate successive vengono erogate con cadenza annuale. Di seguito è analizzato l’impegno di spesa annua cumulata del periodo 2014‐2017 relativo ai sog‐
getti privati e pubblici, con particolare riferimento alla procedura di accesso diretto (l’impegno di spesa generato dalle richieste inviate con la procedura di prenotazione e di iscrizione ai registri può considerarsi, al momento, poco influente) e considerando le modifiche introdotte dal D.Lgs. 102/2014 che prevedono l’erogazione dell’incentivo in un’unica soluzione per le richieste presenta‐
te da parte di soggetti pubblici. L’impegno di spesa annua cumulata per il 2014 è stato pari a 1,70 milioni di euro, di cui 0,12 milioni di euro riconducibili alle amministrazioni pubbliche e 1,58 milioni di euro a soggetti privati. Come rappresentato dal Contatore Conto Termico aggiornato al 1° gennaio 2016, l’impegno di spesa annua cumulata per il 2015 si è attestato a 19,12 milioni di euro, di cui 4,6 milioni di euro per le amministrazioni pubbliche e 14,52 milioni di euro per i soggetti privati. L’impegno di spesa annua cumulata per il 2016 (valutato al 1° gennaio 2016) è pari a 23,49 milioni di euro, di cui 4,20 milioni di euro riconducibili alle amministrazioni pubbliche e 19,29 milioni di euro a soggetti privati. L’impegno di spesa annua cumulata per il 2017 (valutato al 1° gennaio 2016) è pari a 7,73 milioni di euro, di cui 0,60 milioni di euro riconducibili alle amministrazioni pubbliche e 7,13 milioni di euro a soggetti privati. 6.3.8
ANALISI DEI RISULTATI
Confrontando i dati 2015 con quelli relativi alla fase di avvio del meccanismo incentivante (giugno 2013 – dicembre 2014) emerge che:  nel 2015 sono stati attivati 7.842 contratti per 31,6 milioni di euro di incentivi impegnati, a fron‐
te dei complessivi 7.720 contratti complessivamente attivi al 31/12/2014 per 23,8 milioni di euro;
 la dimensione media dell’incentivo impegnato per ogni contratto attivato è aumentata, passan‐
do da circa 3.100 euro nella fase di avvio (2013‐2014) a circa 4.000 euro per i 7.842 contratti atti‐
vati nel 2015;
 nel 2015 sono stati realizzati 8.055 interventi (riferiti ai soli contratti attivati nel 2015), a fronte
dei 7.948 interventi complessivamente realizzati al 31/12/2014;
 anche per il 2015 è confermata la forte prevalenza degli interventi 2.B – generatori a biomasse e
2.C – solare termico che costituiscono, insieme, circa il 95% degli interventi realizzati.
Si segnala, infine, l’incremento delle richieste di concessione dell’incentivo inviate al GSE, passate da una media di 580 al mese nei primi 9 mesi del 2015, a oltre 900 in ottobre e novembre, fino a quasi 1.200 nel mese di dicembre. 150 6.4
Cabina di regia e programma PREPAC Il D.Lgs. 102/2014, che ha recepito nel nostro ordinamento la Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, ha istituito una «cabina di regia» – le cui modalità di funzionamento sono state defini‐
te dal decreto ministeriale 9 gennaio 2015 – per assicurare il coordinamento delle misure e degli interventi di miglioramento dell’efficienza energetica degli edifici della pubblica amministrazione, che verranno finanziati mediante il fondo nazionale per l’efficienza energetica di cui all’art.15 del medesimo decreto. La cabina di regia è composta da rappresentanti del Ministero dello sviluppo economico e del Mi‐
nistero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e ha le seguenti funzioni:  promuovere l’attuazione coordinata del piano di interventi di medio‐lungo termine per il miglio‐
ramento della prestazione energetica degli edifici;
 contribuire alla definizione del «programma per la riqualificazione energetica degli edifici della
pubblica amministrazione centrale» (PREPAC);
 assicurare il coordinamento delle misure per l’efficienza energetica attivate attraverso i vari
fondi dedicati;
 coordinare interventi di formazione e di supporto alla predisposizione dei progetti e di pubblici‐
tà dei risultati;
 favorire sinergie con le regioni per agevolare lo sviluppo omogeneo dell’efficienza energetica;
 favorire occasioni di dialogo con gli operatori del settore e con il mondo bancario;
 formulare proposte ai ministri responsabili per migliorare l’efficacia delle misure per la promo‐
zione dell’efficienza energetica e riferire sulle politiche in materia.
Il GSE, insieme all’ENEA, ciascuno nelle rispettive competenze istituzionali, fornisce supporto tec‐
nico alle attività della cabina di regia. Per la realizzazione degli interventi del PREPAC il decreto prevede che vengano versate all’entrata del bilancio dello Stato le risorse del fondo di cui all’articolo 22 comma 4 D.Lgs. 28/2011 per l’importo di 5 milioni di euro nell’anno 2014 e di 25 milioni di euro nell’anno 2015, per essere rias‐
segnate ad apposito capitolo dello stato di previsione del Ministero dello sviluppo economico nei medesimi esercizi per l’attuazione del programma (articolo 5 commi 12 e 13). Lo stanziamento può essere integrato: • fino a 25 milioni di euro annui per il periodo 2015‐2020, a valere sulle risorse annualmente con‐
fluite nel fondo di cui all’articolo 22 comma 4 D.Lgs. 28/2011;
• fino a 20 milioni di euro per l’anno 2014 e fino a 30 milioni di euro annui per il periodo 2015‐2020
a valere sulla quota dei proventi annui delle aste delle quote di emissione di CO2 di cui
all’articolo 19 del D.Lgs. 30/2013 destinata ai progetti energetico‐ambientali. Nel 2015 è continuata l’attività del GSE, avviata nell’anno precedente, a supporto al MiSE per l’istruttoria tecnica delle proposte progettuali, relative al programma di interventi di miglioramen‐
to dell’efficienza energetica delle pubbliche amministrazioni centrali. Nell’anno 2015 l’istruttoria tecnica ha riguardato 45 proposte su 127, corrispondenti a un impegno di spesa di circa 61 milioni di euro, mentre per le call 2014, il GSE ha valutato 13 proposte su 30 presentate, per un ammontare di circa 9 milioni di euro. 151 Biocarburanti
e biometano
7
Biocarburanti e biometano 7.1
Il sistema di immissione in consumo dei biocarburanti In linea con le direttive europee, da alcuni anni in Italia è stato introdotto l’obbligo per i fornitori di benzina e gasolio (soggetti obbligati) 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. 7.1.1
QUADRO NORMATIVO E SOGGETTI OBBLIGATI
A partire dall’anno 2015 la quantità minima annua di biocarburanti che i soggetti obbligati devono immettere in consumo è calcolata sulla base del contenuto energetico di benzina e gasolio im‐
messi in consumo nello stesso anno ‐ espresso in Gigacalorie (Gcal) ‐ ponderato secondo percen‐
tuali definite dal D.M. 10 ottobre 2014, che ha aggiornato le modalità di applicazione dell’obbligo di immissione in consumo dei biocarburanti previste dal decreto del Ministro delle politiche agri‐
cole, alimentari e forestali 110/2008 Nel 2015 la quota d’obbligo è stata pari al 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 5% di quello della benzina e del gasolio immessi nello stesso anno. Il controllo dell’assolvimento dell’obbligo effettuato nel 2015 è stato, invece, volto a verificare che le immissioni di biocarburanti sostenibili nel 2014 siano state almeno il 4,5% del contenuto ener‐
getico della benzina e del gasolio immessi in consumo nel 2013, fatte salve le tolleranze di legge. Al fine di monitorare l’assolvimento dell’obbligo, il D.M. 110/2008 ha istituito i «Certificati di Im‐
missione in Consumo» (CIC), che vengono rilasciati ai soggetti obbligati che immettono in consu‐
mo biocarburanti sostenibili. Generalmente un certificato attesta l’immissione di 10 Gigacalorie (Gcal) di biocarburante. Per alcuni biocarburanti sono previste «maggiorazioni» in termini di certi‐
ficati ottenibili a parità di biocarburante immesso in consumo. L’istituzione dei CIC svincola il rispetto dell’obbligo di immissione in consumo dalla miscelazione del biocarburante, traducendolo nel conseguimento di un certo numero di certificati che ogni sog‐
getto deve possedere per dimostrare di aver coperto il proprio obbligo. Pertanto il soggetto obbli‐
gato che non avesse fisicamente miscelato e immesso in consumo il biocarburante può assolvere al proprio obbligo acquistando i CIC da coloro che ne avessero in eccesso per aver immesso più biocarburante rispetto alla propria quota minima obbligatoria. Nei confronti dei soggetti inadempienti, è attualmente prevista una sanzione, variabile da un mi‐
nimo di 600 € a un massimo di 900 € per ogni certificato mancante alla copertura dell’obbligo, cre‐
scente in relazione alla gravità dell’inadempienza. A partire dalle immissioni in consumo del 2016 sarà applicata la nuova normativa prevista in caso di sanzione (D.M. MiSE del 20 gennaio 2015) che introduce una sanzione unica, pari a 750 € per ogni certificato mancante. 154
Il biocarburante principalmente immesso in consumo in Italia è 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, in misura minore, il bioetanolo, prodotto da biomasse ricche di zuccheri (ad esempio il mais), quest’ultimo utilizzato anche per la produzione di ETBE, biocarburante con‐
siderato rinnovabile, dalla normativa nazionale, solo per il 47% in volume. Presupposto imprescindibile per il rilascio dei CIC è la sostenibilità dei biocarburanti, secondo spe‐
cifici 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 produzione del bio‐
carburante devono aderire al Sistema Nazionale di Certificazione o a un sistema volontario appro‐
vato dalla Commissione Europea, oppure conformarsi ad accordi bilaterali o multilaterali specifici, conclusi tra l’UE e Paesi terzi (D.Lgs. n. 66 del 21 marzo 2005). 7.1.2
IL RUOLO AFFIDATO AL GSE Le competenze operative e gestionali sui biocarburanti sono attribuite al Ministero dello sviluppo economico che le attua congiuntamente al Comitato tecnico consultivo sui biocarburanti, presie‐
duto 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 a essere membro del Comitato e a svol‐
gerne le funzioni di segreteria tecnica, opera per conto del Ministero dello sviluppo economico nell’attuazione esecutiva delle varie fasi del sistema di immissione: acquisizione dei dati relativi all’immissione in consumo di carburanti e biocarburanti tramite autodichiarazioni annuali dei sog‐
getti obbligati, emissione dei Certificati di Immissione in Consumo, validazione delle registrazioni degli scambi di certificati basati su accordi bilaterali tramite l’apposita piattaforma informatica, verifica dell’assolvimento dell’obbligo, verifica del rispetto del requisito di sostenibilità dei biocar‐
buranti anche tramite ispezioni in loco presso gli operatori, raccolta ed elaborazione dei dati sulle emissioni di CO2 dei soggetti obbligati e dei fornitori dei soli GPL e metano. Gli oneri e i costi del sistema di immissione in consumo, inclusi quelli per il funzionamento del Comitato tecnico‐consultivo sui biocarburanti, sono interamente a carico dei soggetti obbligati che immettono in consumo biocarburanti, determinati e versati al GSE, per l’anno 2015, secondo le modalità stabilite con il decreto del Ministro dello sviluppo economico del 24 dicembre 2014. 155 7.1.3
DATI RELATIVI ALLE ATTIVITÀ CONDOTTE NEL 2015 Carburanti e biocarburanti immessi in consumo Nel 2015, 57 soggetti obbligati hanno effettuato le autodichiarazioni riguardanti i biocarburanti immessi in consumo nel corso dell’anno precedente. Di seguito sono riportati i principali dati risul‐
tanti dalle autodichiarazioni presentate al GSE. Nel 2014 sono stati immessi in consumo circa 10,8 milioni di Gcal di biocarburanti sostenibili, cor‐
rispondenti al 3,3% del contenuto energetico del fossile immesso nel 2013, pari a oltre 326,7 milio‐
ni di Gcal, di cui circa 243,5 milioni di Gcal di gasolio e 83,2 milioni di Gcal di benzina. La differenza fra la quota d’obbligo da raggiungere e quella di fatto raggiunta, è spiegata dalla possibilità per i soggetti obbligati di rimandare all’anno successivo 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. Di seguito si riportano i dati del biocarburante so‐
stenibile immesso in consumo in Italia a partire dall’anno 2012. Tabella 68 Biocarburanti sostenibili immessi in consumo dal 2012 al 2014 [mln Gcal] BIOCARBURANTI SOSTENIBILI MILIONI DI GCAL Biodiesel ETBE Olio vegetale idrotrattato Bioetanolo Gas propano Olio vegetale puro Totale 2012 2013 2014 12,65 1,28 0,11 0,02 ‐ ‐ 14,06 11,77 0.90 0,12 0,01 ‐ 0,02 12,82 10,08 0,09 0,58 0,01 0,02 ‐ 10,78 Il biocarburante principalmente immesso in consumo in Italia è il biodiesel, con una quota che nel 2014 supera il 93%. Le materie prime più utilizzate per la produzione dei biocarburanti sono risultate essere nell’ordine: la palma (47%), la colza (27%), rifiuti e sottoprodotti (19%) e infine le coltivazioni ali‐
mentari (7%). 156 Figura 59 Biocarburanti sostenibili immessi in consumo nel 2014 [mln Gcal] Biodiesel
Olio Vegetale Idrotrattato
ETBE
Gas propano
Bioetanolo
5,4%
93,5%
0,9%
1,1%
0,2%
0,1%
10,08
0,58
0,09
0,02
0,01
Figura 60 Materie prime utilizzate per i biocarburanti sostenibili 2014 [mln Gcal] PALMA
COLZA
RIFIUTI/SOTTOPRODOTTI
COLTIVAZIONI ALIMENTARI
7%
19%
47%
27%
5,08
2,87
2,06
0,77
Le materie prime sono risultate essere di origine extracomunitaria per oltre il 56% (in termini di contenuto energetico). Nell’ambito dell’Unione europea la Germania è il Paese nel quale sono sta‐
te prodotte la maggioranza delle materie prime utilizzate per la produzione nei biocarburanti so‐
stenibili immessi in consumo nel 2014. Viceversa, il luogo di produzione dei biocarburanti è in grande prevalenza sul territorio comunitario (93% in termini di contenuto energetico). 157 Figura 61 Biocarburanti sostenibili immessi in consumo nel 2014 per Paesi di origine
delle materie prime [% su contenuto energetico] INDONESIA
ALTRI PAESI UE
GERMANIA
ALTRI PAESI EXTRA UE
ITALIA FRANCIA
SPAGNA
5% 4%
8%
11%
46%
12%
14%
Figura 62 Biocarburanti sostenibili immessi in consumo nel 2014 per Paese di produzione del biocarburante [% su contenuto energetico] ITALIA SPAGNA
GERMANIA
PAESI BASSI
BELGIO
ALTRI PAESI UE
INDONESIA
ALTRI PAESI EXTRA UE
6%
6% 1%
7%
39%
10%
11%
20%
Certificati di immissione in consumo rilasciati nel 2015 A fronte del quantitativo di biocarburanti sostenibili immessi in consumo nel 2014, il GSE nel 2015 ha rilasciato ai soggetti obbligati oltre 1,3 milioni di Certificati di Immissione in Consumo, con un trend discendente, legato all’andamento dei quantitativi di benzina e gasolio immessi in consumo. Il prezzo di mercato dei CIC non è dichiarato al momento della registrazione delle transazioni sull’apposito portale del GSE; tuttavia, a seguito di un’indagine conoscitiva facoltativa effettuata dal GSE ‐ cui ha risposto circa il 17% dei soggetti obbligati che hanno effettuato, tramite la piatta‐
forma di scambio del GSE, il 33,7% delle movimentazioni dei certificati – si è giunti ad acquisire le seguenti informazioni relative al 2015:  il prezzo medio pesato dei CIC acquistati è risultato pari a 296,15 € per CIC;  il prezzo medio pesato dei CIC venduti è risultato pari a 291,63 € per CIC. 158 Figura 63 CIC emessi dal 2013 al 2015 [migliaia di CIC] 2013
1.806
2014
2015
1.529
1.315
Verifiche documentali e in loco Il GSE, per conto del Ministero dello sviluppo economico, effettua le verifiche documentali delle autodichiarazioni, istruisce le medesime verifiche documentali in materia di sostenibilità (verifiche di congruità) tramite valutazione congiunta con il Comitato biocarburanti e partecipa alle verifiche di approfondimento in loco presso gli operatori interessati, al fine di appurare la veridicità e la cor‐
rettezza delle autodichiarazioni annuali. In tale ambito, nel corso del 2015, sono state effettuate verifiche di congruità sulle autodichiara‐
zioni presentate da nove soggetti obbligati che hanno dato luogo a integrazioni documentali e rettifiche, principalmente in merito a: • certificazioni di sostenibilità incomplete; • errori materiali in fase di autodichiarazione. Emissioni di CO 2 In ottemperanza a quanto previsto dalla direttiva 2009/30/CE, il D.Lgs. 55/2011 (che ha integrato il D.Lgs. 66/2005) ha stabilito che i soggetti obbligati dovranno assicurare che le emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei carburanti per autotrazione per i quali avranno as‐
solto l’accisa nell’anno 2020, dovranno essere inferiori almeno del 6% rispetto al valore di riferi‐
mento 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 di Ispra, una relazione obbligatoria con valore di autocertificazione, contenen‐
te i quantitativi di carburanti e biocarburanti immessi in consumo nell’anno di riferimento e le rela‐
tive emissioni di gas serra (CO2). Il legislatore ha altresì previsto l’irrogazione di ingenti sanzioni per coloro che non effettuano le autocertificazioni secondo le modalità di legge. Nell’ottica di semplificare gli adempimenti a carico degli operatori, a partire dal 1° 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 D.Lgs. n. 28 del 3 marzo 2011. Al riguardo, con le autodichiarazioni presentate nel 2015: • 47 società fornitrici di soli GPL e metano hanno dichiarato l’immissione in consumo nel 2014 di oltre 1,2 milioni di tonnellate di GPL e di oltre 549 milioni di Sm3 di metano, per un totale di qua‐
si 5,8 milioni di tonnellate di CO2eq emesse; • 57 soggetti obbligati hanno dichiarato di aver immesso in consumo oltre 1,2 milioni di tonnellate di biocarburanti e oltre 31,6 milioni di tonnellate di carburanti fossili, per un totale di oltre 116 milioni di tonnellate di CO2eq emesse, di cui oltre 1,8 milioni di tonnellate riferite ai biocarburan‐
ti e oltre 114,2 milioni di tonnellate riferite ai carburanti fossili. 159 I dati di dettaglio delle dichiarazioni sono stati comunicati dal GSE a 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 (CO2eq) relative ai carburanti immessi in consumo nel 2014. Figura 64 Emissioni di CO2 relative ai carburanti immessi in consumo nel 2014 [MtCO2] GASOLIO
BENZINA
GPL
BIOCARBURANTI
METANO
23,4%
3,4%
6,3%
1,5%
70,3%
1,3%
85,71
28,51
4,18
1,84
1,60
Figura 65 Emissioni di CO2 relative ai biocarburanti immessi in consumo nel 2014 [MtCO2] BIODIESEL
OLIO VEGETALE IDROTRATTATO
ETBE GAS PROPANO
BIOETANOLO
93,2%
5,3%
1,5%
1,2%
0,2%
0,1%
1,719
0,099
0,023
0,003
0,001
160 7.2
L'incentivazione del biometano Con il D.M. 5 dicembre 2013 sono state stabilite le direttive volte a favorire concretamente la pro‐
duzione e il consumo di biometano in ottemperanza al D.Lgs. 28/2011 di recepimento delle dispo‐
sizioni comunitarie. L’Unione europea ha richiesto, infatti, con la direttiva 2009/73/CE, recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, agli Stati membri di adottare misure concrete per un utilizzo più ampio del biogas e del gas proveniente dalla biomassa e l’accesso al sistema del gas naturale, compatibilmente con il rispetto delle norme tecniche e le esigenze di sicurezza. Altrettanto, con la direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, ha affermato che gli impianti di biogas, dai quali si produce biometano, possono portare, grazie all’elevato poten‐
ziale di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali nella produ‐
zione di calore e di elettricità e nell’utilizzo nei trasporti. Il decreto del 5 dicembre 2013 ha assegnato al GSE il compito di qualificare gli impianti di produ‐
zione di biometano, incentivando il biometano: a) immesso nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas naturale attraverso il riconoscimento di una tariffa incentivante calcolata sul biometano immesso in rete. In alternativa e solo per gli impianti con capacità produttiva fino a 500 standard metri cubi/ora è possibile optare per il riti‐
ro, in capo al GSE, del biometano. In questo caso si dovrà stipulare un apposito contratto con il GSE; b) utilizzato nei trasporti, previa immissione nella rete del gas naturale tramite il rilascio dei Cer‐
tificati di Immissione in Consumo previsti per i biocarburanti. La verifica dei requisiti della ma‐
teria prima utilizzata per la produzione di biometano spetta al Ministero delle politiche agrico‐
le alimentari e forestali o ad altro soggetto delegato dal Ministero stesso; c) utilizzato in impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento attraverso il riconoscimento delle tariffe per la produzione di energia elettrica previste dal D.M. 6 luglio 2012, riferite al biogas. L’incentivazione è rivolta ai nuovi impianti entrati in esercizio successivamente alla data di entrata in vigore del decreto e agli impianti esistenti per la produzione/utilizzo di biogas che vengono ri‐
convertiti (totalmente o parzialmente) alla produzione di biometano. Le misure incentivanti sono, però, applicabili ai soli impianti che entreranno in esercizio entro il 18 dicembre 2018. La produzione di biometano è incentivata per 20 anni, durante i quali al produttore di biometano è concessa la possibilità, nel corso della vita dell’impianto e per non più di tre volte, di cambiare meccanismo di incentivazione. Il GSE qualifica gli impianti di produzione di biometano e riconosce l’incentivazione prevista in ba‐
se all’utilizzo finale del biometano prodotto (opzioni a, b, c). Nel 2015 il GSE ha sottoposto a consultazione le Procedure applicative per l’incentivazione del biometano, in attuazione delle disposizioni del D.M. 5 dicembre 2013. Nel mese di agosto 2015, il GSE – dopo aver recepito i principali spunti derivati dalla consultazione – ha pubblicato la «Procedura di qualifica per gli impianti di produzione di biometano» e le «Procedu‐
re applicative per la richiesta e il rilascio degli incentivi per il biometano trasportato con modalità ex‐
tra‐rete». 161 Verifiche,
recupero crediti,
contenzioso
8
Verifiche, recupero crediti, contenzioso 8.1
Verifiche e ispezioni 8.1.1
VOLUMI DI ATTIVITÀ Il GSE, al fine di accertare la sussistenza o la permanenza dei presupposti e dei requisiti, oggettivi e soggettivi, per il riconoscimento o il mantenimento degli incentivi, effettua verifiche, secondo criteri di trasparenza, efficienza, efficacia e non discriminazione, mediante controlli documentali e sopralluoghi sugli impianti di produzione di energia elettrica e termica alimentati da fonti rinno‐
vabili, sugli impianti che operano in regime di Cogenerazione ad Alto Rendimento, sugli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento e sugli interventi di efficienza energetica. Ai sensi della delibera dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico GOP 71/09 e suc‐
cessive modifiche, il GSE esegue in avvalimento le attività di verifica sugli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili e da fonti assimilate alle rinnovabili che hanno richiesto i benefìci di cui al provvedimento Cip 6/92 e sugli impianti di cogenerazione riconosciuti ai sensi della delibera 42/02 e successive modifiche. La rilevanza strategica delle attività di verifica del GSE è stata confermata con l’emanazione del decreto 31 gennaio 2014 del Ministero dello sviluppo economico (di seguito, D.M. controlli) che ha introdotto, ai sensi dell’articolo 42 del D.Lgs. 28/2011, una disciplina organica dei controlli per gli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il D.M. controlli dispone infatti le modalità di programmazione delle attività di controllo, le modalità operative di effettuazione di controlli con sopralluogo, le attività di supporto in capo ai gestori di rete, individuando le violazio‐
ni rilevanti che comportano la decadenza dagli incentivi con l’integrale recupero delle somme già erogate e l’eventuale segnalazione all’AEEGSI per i seguiti sanzionatori. L’attività di verifica svolta dal GSE ha assunto negli anni crescente importanza, in relazione alla ri‐
levanza degli incentivi erogati e in presenza di limiti di spesa oramai raggiunti per gli impianti fo‐
tovoltaici (tetto di 6,7 miliardi di euro raggiunto il 6 giugno 2013) o prossimi al raggiungimento (5,8 miliardi di euro) per gli altri impianti alimentati da fonti rinnovabili. Nel corso dell’anno 2015, in piena continuità con l’operato dell’anno 2014, l’attività di verifica è stata ulteriormente potenziata in considerazione dell’esigenza di rendere più selettivi gli obiettivi di verifica a seguito dell’emanazione del D.M. controlli e in attuazione delle «Linee Guida per la pianificazione e programmazione dell’attività di verifica e ispezione nel periodo 2014‐2016». I controlli svolti nell’anno 2015 sono stati pari a 3.464, di cui 2.290 con sopralluogo e 1.174 docu‐
mentali, per una potenza complessivamente verificata di 5.320 MW (+9,5% rispetto all’anno 2014). 164 Nel corso del 2015 sono state effettuate 2.919 verifiche sugli impianti fotovoltaici, per una poten‐
za complessiva pari a 675 MW. Il 46,9% di tali verifiche ha riguardato impianti incentivati ai sensi del D.M. 19 febbraio 2007 e della legge 129/10 (c.d. Secondo Conto Energia), il 37,8% impianti in‐
centivati ai sensi del D.M. 5 maggio 2011 (c.d. Quarto Conto Energia), l’11,0 % impianti incentivati ai sensi del D.M. 5 luglio 2012 (c.d. Quinto Conto Energia), il 3% impianti incentivati ai sensi del D.M. 6 agosto 2010 (c.d. Terzo Conto Energia) e l’1,3% impianti incentivati ai sensi dei DD.MM. 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006 (c.d. Primo Conto Energia). Per quanto attiene agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico, sono state effettuate 250 verifiche, per una potenza complessiva di 1.812 MW. Di tali verifiche, 178 hanno ri‐
guardato impianti qualificati FER, 64 impianti qualificati IAFR, 5 impianti riconosciuti IGO ai fini dell’emissione e gestione delle certificazioni di origine, 2 impianti eolici che hanno richiesto la re‐
munerazione della Mancata Produzione e 1 impianto con attivo solo il Ritiro Dedicato. Nel 2015 il GSE, nell’ambito dell’attività in avvalimento dell’AEEGSI, ha effettuato 14 verifiche su impianti che hanno ottenuto incentivi ai sensi del provvedimento Cip 6/92. La potenza totale degli impianti verificati è stata di 956 MW. Nel corso del 2015 è stata ulteriormente potenziata l’attività di verifica sulle unità di cogenerazio‐
ne che hanno richiesto il riconoscimento di Cogenerazione ad Alto Rendimento e l’accesso al re‐
gime di sostegno dei Certificati Bianchi ai sensi del D.M. 5 settembre 2011. Nello specifico sono state effettuate 51 verifiche per una potenza complessiva di circa 1.801 MW. È altresì proseguita l’attività di verifica sugli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscalda‐
mento che hanno richiesto e ottenuto il rilascio dei Certificati Verdi ai sensi del D.M. 24 ottobre 2005. Per tale tipologia di impianti, il GSE ha effettuato 5 verifiche, per una potenza complessiva di circa 76 MW. Nel 2015 sono state effettuate 146 verifiche su interventi di efficienza energetica ai sensi del D.M. 28 dicembre 2012 ‐ Certificati Bianchi, e 79 verifiche su interventi ai sensi del D.M. 28 dicembre 2012 ‐ Conto Termico. L’analisi dei dati storici mostra come le attività di verifica, a decorrere dall’anno 2001 (anno di co‐
stituzione del GRTN, ora GSE), abbiano avuto un andamento significativamente crescente 165
Tabella 69 N umero di verifiche effettuate dal GSE dal 2001 al 2015 FTV IAFR/FER CB/CT Avvalimento AEEGSI CHP+TLR/CAR Totale 2001‐2010
2011
2012
2013
2014 2015
sopralluoghi documentali Totale Sopralluoghi Documentali Totale Sopralluoghi Documentali Totale Sopralluoghi Sopralluoghi Documentali Totale Sopralluoghi Documentali Totale 1.764
‐
1.764
421
‐
421
‐
‐
‐
14
43
‐
43
2.242
‐
2.242
2.525
‐
2.525
72
‐
72
‐
‐
‐
31
2
‐
2
2.630
‐
2.630
1.546
‐
1.546
135
‐
135
‐
‐
‐
35
2
‐
2
1.718
‐
1.718
2.440
68
2.508
99
‐
99
‐
‐
‐
27
20
‐
20
2.586
68
2.654
2.798 390 3.188 97 335 432 54 57 111 22 37 2 39 3.008 784 3.792 2.086
833
2.919
86
164
250
53
172
225
14
51
5
56
2.290
1.174
3.464
Tabella 70 Verifiche svolte dal 2010 al 2015: potenza [MW] degli impianti verificati TIPOLOGIA DI IMPIANTO / MECCANISMO INCENTIVANTE
2010
2011
2012
2013 2014 2015
Impianti fotovoltaici Impianti IAFR/FER Impianti Cip 6/92 e di cogenerazione in avvalimento AEEGSI Impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento Impianti CAR (D.M. 5 settembre 2011) Certificati Bianchi (D.M. 28 dicembre 2012) Conto Termico (D.M. 28 dicembre 2012) 1
Impianti verificati (potenza totale MW) 69
1.573
1.017
421
‐
‐
‐
1.033
1.408
3.135
26
‐
‐
‐
884
3.767
1.793
31
‐
‐
‐
402 783 2.149 426 ‐ ‐ ‐ 568 1.086 1.916 12 1.275 2 ‐
2
‐ 675
1.812
956
76
1.801
2
‐
2
‐
3.760 4.857 5.320
2547
5.602
6.475
1 I valori totali possono non coincidere con la somma dei valori di ciascuna colonna in quanto alcuni impianti possono beneficiare di più meccanismi 2 Per gli interventi di efficienza energetica incentivati ai sensi del D.M. 28 dicembre 2012 (Certificati Bianchi e Conto Termico) non è generalmente applicabile un valore di potenza elettrica associato all'intervento 166 Figura 66 Attività di verifica svolte dal 2001 al 2015: numero di impianti 3.792
3.464
2.654
2.630
2.242
1.718
2001‐2010
2011
2012
2013
2014
2015
Figura 67 Attività di verifica svolte dal 2010 al 2015: potenza degli impianti [MW] 6.475 5.602 4.857 5.320 3.760 2.547 2010
2011
2012
2013
2014
2015
167 Nell’ambito delle attività svolte nel 2015, si evidenzia che:  sono state effettuate verifiche che hanno comportato operazioni di campionamento e caratte‐
rizzazione chimico‐fisica dei combustibili utilizzati, ai sensi dell’articolo 2 comma 2 del D.M. controlli;  sono state effettuate verifiche senza preavviso in attuazione di quanto richiesto dall’articolo 6 comma 3 del D.M. controlli, anche congiuntamente a forze dell’ordine, su richiesta di queste ul‐
time;  è stata intensificata l’attività di verifica su impianti presso i quali sono installati moduli con po‐
tenziali problematiche di contraffazione, prevedendo, unitamente alle verifiche mediante so‐
pralluogo, anche controlli di tipo documentale;  è stata incrementata in maniera significativa l’attività di verifica sugli interventi di efficienza energetica. Quanto sopra si aggiunge a una intensa collaborazione con gli organi inquirenti, le forze dell’ordine e l’Autorità giudiziaria in materia di controlli, già in essere da tempo. In particolare, nell’ambito del protocollo di intesa siglato in data 2 ottobre 2014, è stata rafforzata, con l’attivazione di un presidio fisso presso la sede del GSE, la collaborazione con la Guardia di Finanza – che oggi ha accesso diretto ai database del GSE – per potenziare ulteriormente i controlli nel settore delle rinnovabili e dell’efficienza energetica. 168 8.1.2
ESITI DELLE ATTIVITÀ DI VERIFICA Benché la rappresentazione più immediata delle attività di controllo svolte sia legata al numero di accertamenti effettuati, quella che più compiutamente ne rappresenta l’efficacia è relativa agli esiti di tali accertamenti (violazioni accertate, seguiti amministrativi, recuperi degli importi indebi‐
tamente percepiti, mancati esborsi per la componente A3 o UC7, segnalazioni all’Autorità giudi‐
ziaria, ecc.). In attuazione di quanto previsto dall’art.6 commi 6 e 7 del D.M. controlli, il GSE trasmetterà al Mi‐
nistero dello sviluppo economico un rapporto sugli esiti delle attività di verifica svolte nell’anno 2015 che, oltre a descrivere in dettaglio le fasi caratteristiche dei controlli effettuati, rappresenta gli esiti dei procedimenti conclusi. La relazione, di cui nel presente Rapporto si anticipano alcuni dati, contiene una rendicontazione degli esiti dell’attività di verifica del GSE, dando evidenza della tipologia di impianto/intervento e consentendo di distinguere quelli che rientrano nell’ambito del D.M. controlli (impianti alimentati a fonti rinnovabili, fotovoltaici e IAFR/FER) dalle restanti attivi‐
tà di verifica (Certificati Bianchi, Conto Termico, CAR e verifiche in avvalimento AEEGSI). Nel 2015 il GSE ha concluso 2.883 procedimenti di verifica, alcuni avviati nel medesimo anno, altri avviati negli anni precedenti; 2.379 si sono conclusi con esito positivo (82,5%) e 504 con esito ne‐
gativo (17,5%). Tali procedimenti hanno determinato l’accertamento di 643 violazioni nel 2015. Figura 68 Esiti dei procedimenti conclusi nel 2015 2.883 Procedimenti conclusi nel 2015 (totale)
2.379 Procedimenti conclusi con esito positivo
Procedimenti conclusi con esito negativo
504 Con riferimento ai diversi meccanismi di incentivazione, 2.362 procedimenti hanno riguardato im‐
pianti fotovoltaici (82,0%), 255 impianti IAFR e FER (8,8%), 50 impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento e di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento (1,7%), 200 interventi di cui ai D.M. 28 dicembre 2012 ‐ Certificati Bianchi e Conto Termico (6,9%) e 16 impianti Cip 6/92 e di cogene‐
razione di cui alla delibera AEEGSI 42/02 (0,6%). 169 Figura 69 Procedimenti conclusi nel 2015: suddivisione per tipo di incentivazione Procedimenti conclusi (totale)
2.883 Impianti fotovoltaici
2.362 Impianti IAFR e FER
255 Certificati Bianchi e Conto Termico
200 CAR e CHP/TLR
50 CIP 6/92 e CHP Del. 42/02
16 Figura 70 Procedimenti conclusi con esito negativo nel 2015: suddivisione per tipo di incentivazione Procedimenti conclusi (totale)
504 284 Impianti fotovoltaici
111 Impianti IAFR e FER
Certificati Bianchi e Conto Termico
CAR e CHP/TLR
CIP 6/92 e CHP Del. 42/02
86 19 4 Figura 71 Violazioni accertate nel 2015 Procedimenti conclusi (totale)
643 Impianti fotovoltaici
412 Impianti IAFR e FER
Certificati Bianchi e Conto Termico
CAR e CHP/TLR
CIP 6/92 e CHP Del. 42/02
170 116 82 28 5 Con riferimento alle attività di controllo afferenti agli impianti fotovoltaici incentivati, sono state accertate 412 violazioni in ragione delle quali sono stati conclusi negativamente, nell’anno 2015, 284 procedimenti di verifica. Per quanto riguarda gli impianti IAFR/FER, sono state accertate 116 violazioni in ragione delle qua‐
li sono stati conclusi negativamente 111 procedimenti di verifica. Relativamente agli interventi di cui ai D.M. 28 dicembre 2012 (Certificati Bianchi e Conto Termico), sono state accertate 82 violazioni in ragione delle quali sono stati conclusi negativamente 86 pro‐
cedimenti di verifica. Per quanto riguarda gli impianti CAR e gli impianti CHP+TLR, sono state accertate 28 violazioni in ragione delle quali sono stati conclusi negativamente 19 procedimenti di verifica. Infine, relativamente agli impianti Cip 6/92 e di cogenerazione di cui alla delibera AEEGSI 42/02, sono state accertate 5 violazioni in ragione delle quali sono stati conclusi negativamente 4 proce‐
dimenti di verifica. Si precisa che, in conformità alle previsioni di cui all’art.11 comma 1 del D.M. controlli e dell’art.42 del D.Lgs. 28/2011, il GSE ha disposto il rigetto dell’istanza, ovvero la decadenza dal diritto agli in‐
centivi con l’integrale recupero delle somme già erogate, anche nei casi in cui a seguito dell’attività di controllo (con sopralluogo o verifica documentale) siano state accertate violazioni o inadempimenti diversi da quelli di cui all’Allegato 1 del D.M. controlli (art.11 comma 3) ma da cui sia conseguito, ugualmente, un indebito accesso agli incentivi. Con riferimento ai 504 procedimenti di verifica conclusi dal GSE nell’anno 2015 con esito negativo, sono stati accertati importi indebitamente percepiti per un valore pari a 106,6 milioni di euro, così ripartiti:  40,9 relativi a impianti fotovoltaici;  26,9 relativi a impianti IAFR/FER;  20,5 relativi a impianti CAR e CHP+TLR;  13,5 relativi a interventi di efficienza energetica (CB/CT);  4,8 nell’ambito di verifiche in avvalimento AEEGSI (Cip 6/92 e cogenerazione del. 42/02). Figura 72 Importi indebitamente percepiti accertati nell’ambito dei procedimenti
di verifica conclusi nel 2015 [€ Mln] Totale
106,6
Impianti fotovoltaici
40,9
Impianti IAFR e FER
26,9
CAR e CHP/TLR
20,5
Certificati Bianchi
CIP 6/92 e CHP Del. 42/02
13,5
4,8
171 Le verifiche concluse con esito negativo (con provvedimenti di decadenza o rimodulazione della tariffa incentivante) oltre ad accertare importi indebitamente percepiti per i quali si procede al re‐
cupero, generano un minor esborso per il periodo residuo di incentivazione con conseguente ridu‐
zione del fabbisogno futuro delle componenti tariffarie A3 per le fonti rinnovabili elettriche e UC7 per gli interventi di efficienza energetica (CB/CT). Tale mancato esborso è definito sulla base del valore della tariffa rimodulata e/o della corretta quantificazione dell’energia incentivabile per il periodo residuo di diritto all’incentivo, o in ragione della decadenza dell’impianto dal diritto agli incentivi originariamente riconosciuti. La quantificazione del mancato esborso tiene conto dell’adozione di provvedimenti di :  per gli impianti fotovoltaici: - decadenza dal diritto agli incentivi; - rimodulazione della tariffa incentivante (ad es: ammissione ad altro Conto Energia, ricono‐
scimento di un diverso grado di integrazione architettonica o annullamento di un premio); - mancato riconoscimento degli incentivi per parte del periodo di incentivazione; - ridefinizione della potenza incentivata;  per gli impianti CAR e CHP+TLR: - decadenza dal diritto al regime di sostegno di cui al D.M. 5 settembre 2011; - rideterminazione dell'energia incentivabile per gli impianti CHP+TLR;  per gli impianti in esercizio alimentati da fonti rinnovabili diversi dagli impianti fotovoltaici (im‐
pianti IAFR/FER): - decadenza dall'iscrizione ai registri ai sensi del D.M. 6 luglio 2012; - annullamento della qualifica IAFR; - rideterminazione dell'energia incentivabile; - mancato riconoscimento degli incentivi per parte del periodo di incentivazione. Gli esiti delle verifiche sono importanti anche sugli impianti FER a progetto, iscritti in posizione utile nei registri o aggiudicatari delle procedure d’asta ai sensi del D.M. 6 luglio 2012, poiché, pur non presentando essi un contratto attivo per l’incentivazione dell’energia, contribuiscono, insieme agli impianti in esercizio (IAFR, FER e Cip 6) all’impegno di spesa annuo calcolato mediante il «contatore degli oneri delle fonti rinnovabili» che descrive il costo indicativo annuo degli incentivi riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici, per cui è pre‐
visto un tetto di 5,8 miliardi di euro l’anno. L’attività di verifica condotta nel 2015 dal GSE sugli impianti IAFR e FER (a progetto e in esercizio) ha determinato una riduzione del costo indicativo annuo pari a circa 67 milioni di euro, permettendo di posticipare il raggiungimento del tetto di spesa e di rendere disponibili le risorse economiche ad altre iniziative. Figura 73 S tima mancato esborso annuale, i n relazione ai procedimenti di verifica conclusi nel 2015 [€ mln] Impianti fotovoltaici
12,14
7,70
Certificati Bianchi e Conto Termico
6,13
IAFR/FER esercizio
Impianti CAR e CHP+TLR
FER progetto
172 0,25
60,54
Il mancato esborso conseguente alle verifiche concluse con esito negativo può essere valutato sia su base annua sia relativamente al valore cumulato per l’intero periodo residuo di incentivazione. Il mancato esborso cumulato viene espresso attualizzando, con il tasso IRS, il mancato esborso re‐
lativo al periodo residuo di incentivazione. Tale mancato esborso «prospettico», in relazione ai procedimenti di verifica su impianti in esercizio conclusi negativamente nel 2015, è così ripartito:  per gli impianti fotovoltaici, circa 153 milioni di euro;  per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili IAFR/FER in esercizio (diversi dagli impianti foto‐
voltaici), 62,3 milioni di euro;  per gli interventi di efficienza energetica di cui a DD.MM. 28 dicembre 2012 (CB e CT), 25,35 mi‐
lioni di euro;  per gli impianti CAR e CHP+TLR, 1,02 milioni di euro. Complessivamente quindi tali contributi determinano un mancato esborso prospettico totale di circa 241 milioni di euro. Analogamente può anche essere calcolato il mancato esborso prospettico relativo alle verifiche concluse con esito negativo sugli impianti FER a progetto, cui corrisponde evidentemente un valo‐
re stimato elevato (1.053 € mln), non essendo tali impianti in esercizio e dovendosi considerare per essi tutto il periodo di incentivazione. Per questi impianti comunque l’effetto più rilevante delle verifiche concluse con esito negativo consiste nell’aver liberato risorse virtualmente impegnate nel contatore degli oneri delle fonti rinnovabili, rendendole disponibili ad altri soggetti. Figura 74 S tima mancato esborso prospettico, r elativo all’intero periodo residuo di incentivazione, i n relazione ai procedimenti di verifica conclusi nel 2015 [€ mln] Impianti fotovoltaici
153
IAFR/FER esercizio
62
Certificati Bianchi e Conto Termico
Impianti CAR e CHP+TLR
25
1
FER progetto
1.053
173 8.2
Il processo di recupero crediti Il GSE gestisce, coordina e monitora tutte le attività necessarie per recuperare eventuali incenti‐
vi/benefici indebitamente percepiti dagli operatori. Le rideterminazioni e i recuperi derivano prin‐
cipalmente da verifiche documentali e sopralluoghi, mancato pagamento degli oneri istruttori, ve‐
rifiche a seguito di informativa antimafia interdittiva, conguagli Cip 6/92, 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 al ricalcolo degli incentivi spettanti e adotta tutte le misure necessarie a garantire il recupero delle somme da restituire: richiesta di ver‐
samento 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 totale degli importi gestiti, intendendo come tali quelli per i quali risulta avviata la richiesta di restituzione degli importi indebitamente percepiti12, tra il 2010 e il 2015, ammonta a circa 307 mi‐
lioni di euro, di cui 159 milioni di euro incassati/compensati e circa 32 milioni di euro sono da rife‐
rirsi a recuperi i cui provvedimenti sono stati revocati13. Figura 75 Importi gestiti e recuperati cumulati nel periodo 2010‐2015 [€ mln] 2010
2011
2012
2013
2014
2015
0
IMPORTI CUMULATI GESTITI
IMPORTI CUMULATI INCASSATI
IMPORTI CUMULATI REVOCATI
6
3
0
1215
42
37
1
80
15
33
33
111
206
126
159
307
Al 31 dicembre 2015, i recuperi gestiti per il solo esercizio 2015 ammontano a circa 101 € mln (95 € mln nel 2014), così articolati:  28 € mln per irregolarità riscontrate con riferimento ai Certificati Verdi (55 mln€ nel 2014);  20 € mln per difformità rilevate in ordine a impianti fotovoltaici incentivati con il Conto Energia (25 € mln nel 2014);  30 € mln per irregolarità riscontrate con riferimento agli impianti ricadenti nel regime Tariffa Onnicomprensiva e Ritiro Dedicato (6 € mln nel 2014);  22,7 € mln per irregolarità riscontrate con riferimento ai Certificati Bianchi (4 € mln nel 2014);  0,3 € mln per irregolarità riscontrate con riferimento al Conto Termico, alle Garanzie d’Origine e per difformità rilevate sugli impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico (5 € mln nel 2014 per conguagli tariffari effettuati su impianti ricadenti nel regime Cip 6/92). 12 L’avvio dell’attività di recupero incentivi coincide con la data di richiesta di restituzione degli importi indebitamente per‐
cepiti con l’indicazione delle coordinate bancarie identificative del conto corrente sulle quali cui effettuare il pagamento. 13 Detti recuperi derivano dalle istanze di riesame presentate dagli operatori o da pronunce del Giudice amministrativo che abbiano determinato l’annullamento, totale o parziale, del provvedimento negativo del GSE (lato verifiche/qualifiche) con conseguente venir meno del recupero. 174 Figura 76 Tipologia di incentivo oggetto di recupero nel 2015 [€ mln] Totale
101
Tariffa Onnicomprensiva ‐ Ritiro Dedicato
30
Certificati Verdi
28
Certificati Bianchi
22,7
Conto Energia
FER
20
0,2
GO ‐ RECS
0,08
Conto Termico
0,02
Dell’importo complessivo di 101 € mln, 33 € mln sono stati recuperati nel corso dello stesso anno (33% del totale). Nel corso del 2015 sono stati inoltre effettuati recuperi per ulteriori 16 mln€, rela‐
tivi ai provvedimenti avviati nel periodo 2010–2014. Di seguito un prospetto di sintesi dove vengono posti in relazione l’anno di avvio del procedimento di recupero e l’anno in cui è stato registrato l’incasso o la compensazione e quindi la chiusura dell’attività di recupero. Tabella 71 Dettaglio importi gestiti e recuperati nel periodo 2010‐2015 [€ mln] ANNO AVVIO RECUPERI PROCEDIMENTO GESTITI (A) 2010 ‐ 2014 2015 Totale 206 101 307 RECUPERI REVOCATI
(B)
32
‐
32
RECUPERI EFFETTUATI PER ANNO
2010‐2014
2015
110 ‐
110 16 33 49 RECUPERI TOTALE RECUPERI DA EFFETTUARE
EFFETTUATI (A‐B‐C)
(C) 126
33 159 48
68
116
175 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. Tabella 72 Importi gestiti nel processo di recupero crediti nel periodo 2010–2015 [€ mln] DESCRIZIONE A ‐ Totale importi gestiti «certi» A.1 ‐ Recuperi effettuati A.2 ‐ Recuperi con piano di rientro
A.3 ‐ Recuperi revocati B ‐ Importi gestiti «non certi» (legale) C ‐ Recuperi da effettuare (avviati) Recuperi gestiti (A+B+C) € mln % 212 159 21 32 61 34 307 69%
52%
7%
10%
20%
11%
100%
Dei 307 mln€ complessivamente gestiti, circa 61 mln€ (20% del totale) sono a oggi gestiti per le vie legali. Si tratta di recuperi per i quali si è in attesa degli esiti dei ricorsi presentati dagli operatori (al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio o, in fase successiva, al Consiglio di Stato) ovve‐
ro di situazioni per le quali al termine dell’iter di recupero, in assenza del rientro delle somme, si è concordato di procedere per le vie legali. Nel corso del 2015 il GSE, a seguito dell’Adunanza Plenaria del Consiglio di Stato n. 9 del 2012 e della successiva sentenza del Consiglio di Stato, Sezione Sesta, n. 3990 del 30 luglio 2013, ha provveduto all’invio di 4.649 provvedimenti, volti al recupero delle maggiori somme erogate a ti‐
tolo di rivalutazione Istat nei confronti di tutti i beneficiari degli incentivi di cui al D.M. 28 luglio 2005 e al D.M. 6 febbraio 2006, per un importo complessivo di circa 58 mln€. Di tale importo, al 31 dicembre 2015, sono stati recuperati circa 0,48 mln€ (pari all’1% del totale gestito). Il recupero di tali somme avviene in compensazione sui futuri incentivi spettanti, a eccezione di circa 100 impianti (per un ammontare complessivo di 1 mln€), per cui, in assenza di partite econo‐
miche su cui poter compensare, si è provveduto a richiedere il pagamento in un’unica soluzione. Con riferimento a quest’ultima casistica, in mancanza della restituzione degli importi dovuti entro il termine definito, si provvederà a intraprendere tutte le azione necessarie per il rientro delle somme. 176 8.3
Contenzioso Il GSE ha pendenti 2.106 contenziosi in sede amministrativa o civile. Solo nel corso del 2015 sono stati notificati 705 ricorsi/atti. Le materie del contendere sono ovviamente corrispondenti ai filoni delle attività di core business della società: nei ricorsi si chiede, in genere, l’annullamento di provvedimenti del GSE aventi a og‐
getto il mancato riconoscimento o il riconoscimento di una minore tariffa incentivante per la pro‐
duzione di energia rinnovabile ovvero il mancato riconoscimento della qualifica della Cogenera‐
zione ad Alto Rendimento o del riconoscimento degli incentivi del conto termico. Particolarmente significativa è l’entità del contenzioso avverso provvedimenti del GSE relativi a istanze di riconoscimento di Certificati Bianchi nonché avverso provvedimenti conclusivi di proce‐
dimenti di verifica, comportanti la decadenza oppure la rimodulazione della tariffa incentivante o la rideterminazione del numero di certificati (bianchi o verdi) in misura inferiore a quella percepita. Fotovoltaico Numerosi contenziosi afferiscono alla richiesta di annullamento di provvedimenti con i quali il GSE ha negato, per carenza di requisiti, la maggiore tariffa prevista per le integrazioni architettoniche degli impianti, o provvedimenti con i quali, per gli impianti a terra, viene ridotta la tariffa concessa in prima battuta, a seguito della verificata elusione della previsione di cui all’art. 12, comma 5 del D.M. 5 maggio 2011 (c.d. norma anti‐frazionamento). In tale ultimo caso, peraltro, nel 2015 sono giunte a definire la vicenda processuale alcune sentenze del Consiglio di Stato, rivelatesi favorevo‐
li alle posizioni assunte dal GSE. Tra la fine del 2014 e i primi mesi del 2015 si sono chiusi definitivamente e sempre in senso favore‐
vole i contenziosi avviati da una molteplicità di operatori a seguito dell’entrata in vigore del D.M. 5 maggio 2011 (c.d. Quarto Conto Energia) e alla pubblicazione delle «Regole tecniche applicative per l’iscrizione al registro grandi impianti fotovoltaici», nonché quelli generatisi a seguito dell’entrata in vigore del D.M. 5 luglio 2012 (c.d. Quinto Conto Energia). Un altro filone di contenzioso affrontato nel 2015 ha riguardato la decadenza delle istanze di ac‐
cesso agli incentivi del Quarto Conto Energia per gli impianti che, pur entrati in graduatoria in po‐
sizione utile, non sono entrati in esercizio entro i 7/9 mesi dalla data di pubblicazione delle gradua‐
torie stesse. Di tali contenziosi solo una parte si è chiusa con la vittoria del GSE, per la controversa interpretazione, nei casi di specie, della nozione di «forza maggiore» . Nel corso del 2015, inoltre, il TAR si è espresso in senso favorevole al GSE riguardo alle contesta‐
zioni avverso il mancato rispetto dei criteri di priorità dichiarati dagli operatori in fase di iscrizione ai registri previsti dal Quarto Conto Energia, nell’ambito del procedimento concorsuale di ammis‐
sione agli incentivi ivi previsto: la dichiarazione relativa alla sussistenza di un requisito di priorità in sede di iscrizione al registro riscontrata come non corrispondente al vero in fase di ammissione agli incentivi è stata riconosciuta tale da alterare gli esiti della procedura e meritevole del provve‐
dimento decadenziale dalla graduatoria, adottato del GSE. Un orientamento favorevole da parte del giudice amministrativo nel giudizio di merito di primo grado è emerso alla fine del 2015 nel contenzioso relativo alla legittimità o meno dell’utilizzo dei c.d. «pannelli sandwich» previsti specificamente come ausilio dei pannelli destinati alle facciate degli edifici e, invece, posizionati quali tettoie da parte degli operatori che hanno richiesto il rico‐
noscimento delle tariffe incentivanti per gli impianti fotovoltaici innovativi. 177 Una problematica di grande rilievo, venuta in evidenza nel corso del 2014 che ha comportato l’instaurarsi di numerosi giudizi tra il 2014 e il 2015, ha riguardato la certificazione di provenienza da Paesi UE dei pannelli installati sugli impianti fotovoltaici che avevano ottenuto l’accesso ai meccanismi incentivanti del Quarto e Quinto Conto Energia. Si rammenta che la provenienza UE dei pannelli era criterio atto a determinare una maggiorazione tariffaria e/o un criterio di priorità nella formazione delle graduatoria dei registri. Spesso, anche a seguito di indagini svolte dalla magistratura, sono emersi casi, riscontrati su tutto il territorio na‐
zionale, in cui le certificazioni di produzione UE presentate in fase di qualifica sono risultate essere non corrispondenti ai pannelli installati o comunque non riconducibili a uno specifico sito di pro‐
duzione europeo. In moltissimi di questi casi, i provvedimenti adottati dal GSE di dinie‐
go/sospensione cautelativa/decadenza sono stati impugnati dai produttori davanti al giudice am‐
ministrativo. Nel corso del 2015 si sono avute le prime sentenze di merito di primo grado sulla questione che hanno confermato la legittimità dei provvedimenti adottati dal GSE. Infine, nel corso del mese di dicembre 2014, sono stati notificati al GSE diverse centinaia di ricorsi avverso l’art. 26, commi 2 e 3 del D.L. 24 giugno 2014, n.91, convertito con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116 (c.d. legge di competitività), il decreto del Ministero dello sviluppo economico del 17 ottobre 2014, recante «Modalità per la rimodulazione delle tariffe incentivanti per l’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici» e, in via derivata, le «Istruzioni operative per gli interventi sulle tariffe incentivanti relative agli impianti fotovoltaici, ai sensi dell’art. 26 del‐
la legge 116/2014», pubblicate dal GSE sul proprio sito. Tali previsioni normative e i relativi atti at‐
tuativi sono stati impugnati dagli operatori in ragione di presunti profili di lesione dell’affidamento, comportando la rimodulazione nel tempo o (a scelta dei produttori) la riduzione lineare degli in‐
centivi per il fotovoltaico, a partire dal gennaio 2015. Nei ricorsi è stata altresì sollevata questione di legittimità costituzionale delle indicate norme che sono ora sottoposte al vaglio della Corte Co‐
stituzionale a seguito della rimessione da parte del giudice amministrativo. Da dicembre 2015 sono stati incardinati una serie di ricorsi avanti al TAR del Lazio avverso i prov‐
vedimenti del GSE con i quali è stata avviata l’attività di recupero delle somme indebitamente per‐
cepite in eccesso a titolo di rivalutazione Istat dai soggetti che beneficiano del primo Conto Ener‐
gia, in virtù del pronunciamento dell’Adunanza Plenaria del Consiglio di Stato del 4 maggio 2012 che ha affermato la portata interpretativa dell’articolo 4, comma 1, del D.M. 6 febbraio 2006, in quanto volto a precisare un significato precettivo già desumibile dal D.M. 28 luglio 2005. Si segnala inoltre che, a seguito della numerosità di verifiche in situ, al fine di riscontrare la corri‐
spondenza dello stato realizzativo degli impianti fotovoltaici a quanto dichiarato (e asseverato) in fase di richiesta di ammissione ai benefici di cui ai vari Conti Energia, il contenzioso generato dai provvedimenti decadenziali dalle tariffe, conclusivi delle verifiche stesse, è considerevolmente aumentato nel corso dell’anno 2015. Tali contenziosi hanno avuto esito favorevole, a eccezione di quelli che hanno impugnato i prov‐
vedimenti di verifica che avevano accertato l’effettiva entrata in esercizio di impianti non corri‐
spondente a quella indicata dagli operatori entro il 26 agosto 2011, al fine dell’accesso diretto alle tariffe previste dal D.M. 5 maggio 2011 (cd. Quarto Conto Energia). In tale ambito, infatti, il GSE ha riscontrato che la data di prima immissione in rete di energia in taluni casi era successiva al so‐
pra citato termine decadenziale. Pertanto, in base a evidenti ragioni tecniche, si è ritenuto che non potessero considerarsi propriamente entrati in esercizio i suddetti impianti, conseguendone la decadenza dall’incentivazione a suo tempo concessa. Tale filone di contenzioso è stato definito in primo grado in senso non favorevole al GSE che ha pertanto adito il Consiglio di Stato, che nel corso del 2015 ha confermato la sfavorevole interpretazione del TAR. 178 IAFR e D.M. FER Sono pendenti alcuni giudizi di fronte al Giudice amministrativo di primo e secondo grado per l’annullamento di provvedimenti del GSE aventi a oggetto il diniego della qualifica IAFR ovvero la revoca/annullamento della qualifica a suo tempo rilasciata. Nel corso del 2014 e del 2015 sono stati proposti numerosi ricorsi da parte di quegli operatori che avrebbero voluto avvalersi della previsione che consentiva l’accesso all’incentivazione ex D.M. 18 dicembre 2008, pur se con incentivazione ridotta, per le iniziative completate ed entrate in eserci‐
zio entro il 30 aprile 2013 e che il GSE ha ritenuto, a seguito di istruttoria, non meritevoli di acce‐
dere agli incentivi pregressi: i contenziosi così avviati si sono conclusi nel merito in primo grado favorevolmente per il GSE. Si è sviluppato, inoltre, un ulteriore fronte di contenzioso a seguito degli esiti delle attività di veri‐
fica svolte dal GSE sugli impianti qualificati IAFR o sugli impianti FER, ove da queste siano emerse difformità tra quanto constatato nel corso delle verifiche e quanto dichiarato dai produttori inte‐
ressati in sede di qualifica o di procedura di ammissione. In particolare, in tale contesto, è stato impugnato il provvedimento di annullamento in autotutela della qualifica IAFR o dell’ammissione FER e la conseguente decadenza dagli incentivi, con contestuale richiesta di recupero delle som‐
me precedentemente riconosciute. Tali dinieghi o decadenze, nella massima parte, sono stati motivati da carenze autorizzative, do‐
cumentali o realizzative già riscontrate in fase di richiesta di incentivazione ovvero in sede di suc‐
cessivo accertamento. In molti altri casi è stata accertata, invece, la carenza di requisiti configuranti criteri di priorità nel‐
la formazione delle graduatorie (l’anteriorità della data del titolo autorizzativo, la minor potenza indicata, ecc.), che viceversa erano stati dichiarati in fase di iscrizione ai registri. Riguardo a questi ultimi il TAR, nel 2015, ha confermato in sede di merito il proprio orientamento favorevole, già espresso per i contenziosi in tema di criteri di priorità per i registri formatisi ai sensi dei decreti di incentivazione per gli impianti fotovoltaici. 179 Cip 6/92 e servizi ausiliari Ai sensi della deliberazione AEEGSI n. 2/2006, riguardante la definizione di energia assorbita dai servizi ausiliari di centrale, il GSE ha provveduto, a partire dal calcolo dei CV spettanti per l’anno 2010, a ricalcolare l’energia assorbita da detti servizi secondo le nuove indicazioni dell’AEEGSI. Ciò ha comportato una sostanziale riduzione dei CV emessi nei confronti di svariati operatori che, in taluni casi, hanno ritenuto di opporsi davanti al TAR alle determinazioni assunte dal GSE. Quan‐
to sopra è avvenuto anche con riferimento a impianti incentivati sulla base di Convenzioni Cip 6/92 e nell’ambito di un’attività di ricognizione delle stesse, con la differenza che, in tali casi, il GSE ha attuato il ricalcolo dell’energia assorbita dai servizi ausiliari solo all’esito di specifici provvedimenti emanati in tal senso da parte dell’AEEGSI. Tale filone di contenzioso è stato definito del Consiglio di Stato che, tra il 2014 e il 2015, ha accol‐
to in linea di principio le posizioni espresse da GSE e AEEGSI. Sempre con riguardo alle convenzioni Cip 6/92, a seguito della ricognizione operata dai competen‐
ti uffici, sono insorti ulteriori contenziosi: da un lato, per la verificata decadenza di alcuni operatori, rinunciatari ab origine ai sensi dell’art. 15 del D.Lgs. 79/99, come modificato dai commi 74 e 75 dell’articolo 1, della legge 239/04; dall’altro, a seguito di taluni provvedimenti del GSE, di annulla‐
mento del riconoscimento dell’incentivo concesso a suo tempo ovvero di diniego del riconosci‐
mento, richiesto ex novo dai produttori, dell’estensione del periodo incentivato a seguito di man‐
cata produzione per cause di forza maggiore non accertate come tali. Tali ricorsi sono stati definiti in primo grado in senso favorevole al GSE, ma per essi pende ancora l’appello. TO e servizi Ausiliari E’ di gennaio 2016, la pronuncia del Consiglio di Stato che ha accolto l’appello del GSE contro una sentenza del TAR Lombardia del 2014 secondo la quale la Tariffa Onnicomprensiva avrebbe dovu‐
to essere riconosciuta all’energia immessa in rete a prescindere dal fatto che quell’energia corri‐
spondesse alla produzione netta dell’impianto o a quella lorda (quando i servizi ausiliari dell’impianto sono alimentati da un punto diverso da quello di immissione come nel caso in que‐
stione). La sentenza del Consiglio di Stato conferma che l’energia elettrica incentivata con la Tariffa Onni‐
comprensiva deve essere quella netta immessa in rete e che non è possibile incentivare con la TO una quota di energia maggiore di quella che viene incentivata con CV. 180
Cogenerazione A norma dell’art. 4 della deliberazione n. 42/02 dell’AEEGSI, i titolari di centrali che intendevano avvalersi dei benefici previsti per gli impianti di cogenerazione erano tenuti a inviare annualmente al GSE la documentazione atta a dimostrare che l’impianto medesimo rispettasse determinati in‐
dici (IRE e LT). Tuttavia, la cogenerazione rispondente alla definizione di cui all’art. 2, comma 8 del D.Lgs. 79/99, ovverosia che rispettava i requisiti stabiliti dalla delibera AEEGSI 42/02, non ha avuto più accesso ai benefici summenzionati a decorrere dal 1° gennaio 2011, in seguito all’entrata in vi‐
gore del D.Lgs. 20/07, introduttivo del regime di sostegno alla Cogenerazione ad Alto Rendimento. Pertanto il GSE si è visto costretto a dichiarare improcedibili le richieste presentate ai sensi della deliberazione n. 42/02 per la produzione degli anni 2011 e 2012. Il contenzioso trae origine proprio da tali provvedimenti di improcedibilità. Con sentenze pubbli‐
cate a partire dal mese di febbraio 2015, il TAR del Lazio si è espresso a favore delle decisioni as‐
sunte dal GSE. E’ pendente l’appello al Consiglio di Stato. A seguito dell’emanazione dei decreti ministeriali 4 agosto e 5 settembre 2011 si segnala, inoltre, l’impugnazione proposta da ormai da molti operatori avverso i provvedimenti di diniego del rico‐
noscimento del funzionamento dell’impianto come di Cogenerazione ad Alto Rendimento. Nel 2015 si sono avute le prime sentenze favorevoli per il GSE. 181 Certificati Bianchi e Conto Termico In materia di Certificati Bianchi, sono stati promossi, nel corso del 2015, numerosi ricorsi nei con‐
fronti del GSE. Questi, in diversa misura, hanno avuto a oggetto i calcoli effettuati per la dimo‐
strazione dei risparmi energetici ottenuti a seguito dell’intervento, la cumulabilità dell’incentivo rispetto ad altre forme di erogazioni statali e aspetti procedurali collegati alle modalità di accesso all’incentivazione. Meritano una segnalazione i ricorsi proposti avverso provvedimenti del GSE aventi a oggetto la scheda 40 E, scheda di cui il D.M. 22 dicembre 2015 ha disposto la revoca, nonché le altre schede tecniche allegate al precedente decreto e alle Linee Guida AEEGSI o avverso provvedimenti che hanno annullato in autotutela provvedimenti all’epoca conformantisi alle schede revocate, ricono‐
scendo un numero di titoli di efficienza energetica inferiore a quello richiesto, sulla base di una di‐
versa quantificazione del fabbisogno termico. Anticipando i considerata posti alla base del nuovo decreto, il TAR, già in sede cautelare, ha af‐
fermato che il diverso calcolo del risparmio energetico svolto dal GSE e la conseguente diversa quantificazione dei TEE apparivano motivati con argomenti derivanti da dati desunti dalla legitti‐
ma attività di controllo e verifica della documentazione nonché dall’applicazione di parametri coe‐
renti con la finalità dei benefici. Si attendono gli esiti del giudizio di merito di primo grado. In sede di appello cautelare il Consiglio di Stato, nel febbraio 2016, ha confermato la decisione del TAR. Quanto al Conto Termico, gli aspetti che hanno originato i contenziosi avviati nel 2015 sono quelli relativi alla cumulabilità dell’incentivo rispetto ad altre forme di erogazioni statali e alle modalità di accesso all’incentivazione. Si è in attesa degli esiti del giudizio di primo grado. 182 Garanzie d’Origine Fra le competenze istituzionali del GSE rientra quella di determinare, per ogni anno di riferimento, se gli operatori sottoposti all’obbligo previsto dall’art. 11 del D.Lgs 79/99 vi abbiano ottemperato. A tal fine, gli operatori possono importare energia da fonti rinnovabili dall’estero, purché il mix energetico di provenienza sia adeguatamente comprovato mediante Garanzie d’Origine. Proprio in ordine alla conformità o meno di tali garanzie al quadro normativo comunitario di riferimento e del conseguente assolvimento o meno degli obblighi sopra citati, è insorto un contenzioso in meri‐
to al quale il Consiglio di Stato, alla luce del recente pronunciamento da parte della Corte di Giu‐
stizia Europea a seguito del quale si è conclusa la fase del rinvio incidentale azionato dal giudice nazionale, ha affermato che il diritto comunitario non consente mai di applicare alle importazioni da Paesi extra‐Ue meccanismi di esenzione dall’obbligo di acquisto dei Certificati Verdi, salva l’ipotesi in cui con tali Paesi terzi l’Unione abbia stipulato una convenzione per l’estensione del si‐
stema delle garanzie di origine. Recupero crediti Come evidenziato nel paragrafo precedente, l’attività, espletata in sede civilistica, di recupero dei crediti aventi per oggetto gli incentivi indebitamente percepiti dagli operatori è andata aumen‐
tando nel tempo, principalmente in ragione dell’intensificarsi delle verifiche sugli impianti. Il GSE, nell’anno appena trascorso, ha notificato 24 decreti ingiuntivi. 183 184 Emissioni
di gas serra
9
Emissioni di gas serra 9.1
Emissioni di gas serra, il ruolo del GSE Sin dal 2007, il GSE svolge un’attività di monitoraggio sulle politiche europee e internazionali per il controllo delle emissioni di gas a effetto serra, momento in cui, con il lancio dell’ambizioso obiet‐
tivo del «20‐20‐20» al 2020, il Consiglio europeo ha di fatto cancellato i confini tra le politiche energetiche e climatiche evidenziando la stretta correlazione tra le azioni finalizzate alla riduzione dei gas climalteranti e lo sviluppo di fonti rinnovabili ed efficienza energetica. Il GSE è stato suc‐
cessivamente coinvolto operativamente nella gestione nazionale del sistema europeo per lo scambio di quote di emissione (cosiddetto EU ETS). In parallelo, è stata avviata un’attività di sup‐
porto tecnico al Ministero dello sviluppo economico nei percorsi negoziali nazionali ed europei volti a definire alcuni aspetti attuativi dell’EU ETS, 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 D.Lgs. 30/2013 che recepisce in Italia la direttiva 2009/29/CE, il GSE è stato formalmente designato quale responsabile del collocamento delle quote italiane di emissione nel sistema di aste dell’EU ETS (Auctioneer), consentendo alla Società di ampliare il proprio perimetro d’azione con un ruolo nell’attuazione degli strumenti regolatori per il controllo delle emissioni di gas serra, un ambito che potrebbe avere significativi sviluppi in un orizzonte temporale di medio‐lungo termine. Infatti, nel 2014, nel proporre un obiettivo interno e vincolante di riduzione delle emissioni, il Con‐
siglio europeo ha confermato la centralità del sistema EU ETS, sia pur riformato, e in particolare delle aste, al fine del raggiungimento degli obiettivi in materia di clima‐energia dell’Unione, anche nel periodo post 2020. La riforma del Sistema intende affrontare il problema del persistente surplus di quote di emissione presente nel sistema. La proposta prevede l’istituzione e l’operatività di una riserva flessibile per la stabilità del mercato del carbonio che, attraverso la gestione del surplus, ristabilisca un equilibrio funzionale a favorire la formazione di un prezzo significativo e stabile per la CO 2. Nella seduta del 18 settembre 2015, il Consiglio dell’Unione ha adottato la decisione, già sostenuta dal Parlamento europeo a luglio, per l’istituzione della Riserva di Stabilità del Mercato a partire dal 1° gennaio 2019. 186 9.2
EU ETS, collocamento all’asta delle quote di emissione italiane Il Sistema europeo di scambio di quote di emissione, istituito dalla direttiva 2003/87/CE (direttiva ETS), trasferisce in Europa, a livello di impianti industriali, il meccanismo di cap&trade introdotto a livello internazionale dal Protocollo di Kyoto. Dal 2012 il meccanismo è stato ampliato e coinvolge attualmente a livello europeo circa 12.000 operatori, tra impianti termoelettrici, impianti industriali nel campo della produzione di energia e della produzione manifatturiera (attività energetiche, produzione e trasformazione dei metalli, cemento, ceramica e laterizi, vetro, carta, ecc.) e operatori aerei. Per quanto riguarda l’Italia, sono oltre 1.264 gli impianti coinvolti, di cui oltre il 70% nei settori manifatturieri, cui si aggiungono un’ottantina di operatori del settore aereo. Figura 77 Numero di impianti soggetti all’EU ETS nel 2014 14, esclusi operatori aerei 11.957
1.907
1.264
1.167
1.001
6.618
EU + EFTA
Germania
Italia
Francia
Regno Unito
Altri Paesi
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 emettere gas a effetto serra. Ogni impianto autorizzato deve monitorare annualmente le proprie emissioni e compensarle con quote di emissione europee che possono essere 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 tito‐
lo oneroso attraverso aste pubbliche europee. Le quote sono conservate nel Registro Unico dell’Unione europea. Oltre a censire tutti i passaggi di proprietà delle quote, il Registro è lo stru‐
mento attraverso il quale gli operatori compensano annualmente le proprie emissioni restituendo le quote assegnategli a livello europeo. 14
Impianti in ETS attivi nel corso del 2014. Dati compliance 2014 pubblicati dalla Commissione Europea (01/05/2015). At‐
tualmente non sono ancora disponibili dati aggiornati relativi al 2015. 187 Le aste si svolgono su una piattaforma centralizzata a livello europeo che nel 2015 ha raccolto le quote di proprietà di 25 su 28 Stati membri, inclusa l’Italia. Resta invece ancora in sospeso l’accreditamento dei Paesi EFTA (Islanda, Lichtenstein, Norvegia). Attualmente la piattaforma d’asta comune (t‐CAP) opera in modalità transitoria. Il 10 settembre 2012 la borsa tedesca European Energy Exchange (EEX) è stata riconosciuta dalla Commissione eu‐
ropea quale gestore della piattaforma transitoria comune e ha a tal fine siglato un contratto con l’Esecutivo europeo. Entro la fine del 2016 sarò operativa la Definitive Common Auction Platform – CAP2, ai sensi dell’art.27 del Regolamento 1031/2010 sulle aste di quote europee di emissione, che andrà a sosti‐
tuire l’attuale t‐CAP al fine del collocamento delle quote di emissione degli Stati membri che han‐
no aderito all’iniziativa congiunta di costituzione della piattaforma (Joint Procurement Agreement ‐ CAP). L’offerta delle quote origina dagli Stati attraverso la figura di un responsabile nazionale del collo‐
camento (c.d. Auctioneer) mentre la richiesta dei permessi di emissione proviene dai produttori di energia elettrica e dagli impianti che si occupano della cattura, del trasporto e dello stoccaggio della CO2 (CCS) che devono approvvigionarsi di quote per coprire il proprio fabbisogno emissivo. I settori manifatturieri e l’aviazione ricevono, invece, parte delle quote a titolo gratuito e ricorrono alle aste per la parte rimanente. Il sistema prevede un unico prezzo di aggiudicazione (clearing price), determinato dalla piattafor‐
ma che ha bandito l’asta, a prescindere dai prezzi offerti dai singoli offerenti. Per il nostro Paese è il GSE a essere stato designato Auctioneer per conto del Governo italiano sul‐
la piattaforma comune europea, tramite il D.Lgs. 30/2013 e successive modificazioni, in vigore dal 5 aprile 2013, che ha recepito la direttiva 29/2009/CE di modifica del Sistema ETS. Nel corso delle sessioni d’asta tenutesi nel 2015, ai sensi di quanto previsto dal Regolamento 1031/2010, il GSE ha collocato per l’Italia oltre 69 milioni di quote EUA (69.254.000) valevoli per il periodo 2013‐2020 ricavando circa 528 milioni di euro (527.999.080 €) che costituiscono il 10,96% delle risorse generate complessivamente dalle aste EUA, e facendo posizionare il nostro Paese al terzo posto rispetto agli altri Stati membri quanto a proventi. 188 Tabella 73 Suddivisione dei ricavi d'asta EUA 2015 tra Stati membri [€] STATO MEMBRO Germania Regno Unito Italia Spagna Francia Romania Grecia Paesi bassi Belgio Polonia Bulgaria Repubblica ceca Portogallo Finlandia Croazia Slovacchia Ungheria Austria Danimarca Irlanda Svezia Lituania Slovenia Estonia Lettonia Lussemburgo Malta Cipro Totale € % 1.093.312.500 567.716.070 527.999.080 473.201.540 299.936.560 193.618.880 190.166.900 183.567.440 138.955.320 129.841.225 120.908.480 110.297.460 96.321.400 91.635.880 86.398.200 84.312.060 82.278.700 76.237.140 68.635.560 51.315.460 48.786.780 28.128.380 24.280.900 21.125.300 14.757.260 6.619.760 5.615.260 0 4.815.969.495 22,70% 11,79% 10,96% 9,83% 6,23% 4,02% 3,95% 3,81% 2,89% 2,70% 2,51% 2,29% 2,00% 1,90% 1,79% 1,75% 1,71% 1,58% 1,43% 1,07% 1,01% 0,58% 0,50% 0,44% 0,31% 0,14% 0,12% 0,00% 100% Le quote italiane EUA, utilizzabili sia dagli impianti fissi sia dagli operatori aerei, sono state messe all’asta nel 2015 a un prezzo medio ponderato di 7,62 € (5,91 € nel 2014), con un picco massimo di 8,63 € registrato nel corso della sessione d’asta del 27 ottobre, e un picco minimo di 6,36 € registra‐
to il 16 marzo. 189 Tabella 74 Ricavi dalle quote di emissione italiane messe all'asta nel 2015 presso la t‐CAP MESE D'ASTA T0 QUANTITATIVO QUOTE ASTA EUA N PREZZO MEDIO PONDERATO €/TCO2 5.100.000 € 6,90 € 35.184.900 6.120.000 € 7,24 € 44.278.200 7.140.000 € 6,76 € 48.291.900 6.120.000 € 7,06 € 43.232.700 4.590.000 € 7,44 € 34.144.500 6.630.000 € 7,42 € 49.225.200 6.630.000 € 7,71 € 51.117.300 3.060.000 € 8,06 € 24.658.500 6.630.000 € 8,06 € 53.427.600 6.630.000 € 8,35 € 55.350.300 6.630.000 € 8,48 € 56.227.500 3.974.000 € 8,27 € 32.860.480 69.254.000 € 7,62 € 527.999.080 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Totale 2015 RICAVI D'ASTA € Le sessioni d'asta di quote EUA A (relative al settore aereo) sono ripartite nel settembre 2014 – con andamento simile a quello delle EUA, seppure con un differenziale negativo sui prezzi di circa il 5% presumibilmente dovuto alla loro non completa fungibilità ‐ dopo la sospensione dall’ottobre 2012 dovuta alla temporanea restrizione dell’applicazione della direttiva ETS ai voli intra‐UE e alla con‐
seguente sospensione delle aste di quote EUA A. Per il settore aereo, nel 2015 l’Italia ha collocato all’asta un totale di 2.048.500 EUA A ricavandone oltre 14 milioni di euro. I proventi italiani delle EUA A pesano per il 12,5% del totale ricavato dagli Stati membri. I proventi generati dalle aste di quote EUA ed EUA A restano sotto la temporanea custodia del GSE fino al loro trasferimento al Bilancio dello Stato, al netto dei costi di gestione, attuato in con‐
formità alle norme e agli indirizzi dei ministri competenti, incluse le indicazioni della Convenzione MEF – GSE del 9 maggio 2014. Figura 78 A ndamento dei ricavi delle aste di quote di emissione italiane 2015
RICAVI D'ASTA
60 € mln
PREZZO MEDIO PONDERATO*
55 € mln
7,44 €
6,90 €
7,24 €
6,76 €
50 € mln
7,42 €
7,71 €
8,06 €
PREZZO MEDIO ANNO
8,06 €
8,35 €
8,48 €
56 € mln
55 € mln
7,06 €
7,62€
44 € mln
40 € mln
6 €
49 € mln
48 € mln
8 €
7 €
53 € mln
51 € mln
45 € mln
9 €
8,27 €
5 €
43 € mln
4 €
35 € mln
35 € mln
30 € mln
3 €
34 € mln
33 € mln
25 € mln
2 €
1 €
25 € mln
20 € mln
0 €
Gennaio Febbraio Marzo
Aprile
Maggio Giugno
Luglio
Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
5.100.000 6.120.000 7.140.000 6.120.000 4.590.000 6.630.000 6.630.000 3.060.000 6.630.000 6.630.000 6.630.000 3.974.000
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
EUA
190 Figura 79 Andam
mento dei prrezzi EUA e EEUA A su me
ercato prima
ario e secon dario SPOT [€] Pubbliccazione calendari aste 2
2016
Consiglio U
UE approva testo Riservva di Stabilità
CE pubblica testo rifo
orma strutturale ETS
9,0 €
Trilogo raggiunge inttesa su testo Riserva di Stabilità
€8
8,5
8,5 €
€ 8,6
Aspettative su em
mendamento a Dir. ETS per conssentire backloading
Asppettative su riformabilittà del sistema ETS
€ 8,3
Conferennza sul Clima di Lima e chiusura contrattti in scadenza DEC 14
4
8,0 €
€ 7,7
Rampa prezzi pree‐dimezzamento quote all'asta n el periodo estivo
€ 7,6
€ 7,6
7,5 €
Acco
ordo di Parigi sul clima € 7,1
7
7,0 €
€ 6,9
Sfumano le aspettative s
su voto backloading in CCC
Parere favorevole del €
Consiglio fast track C
backloading
6,5 €
6,0 €
6,5
€ 6,3
€ 6,2 € 5,8
Nuovo v
voto positivo del PE su backload
ding
ENVI: Parerre positivo backloadingg
5,5 €
€ 7,9
€ 5,9
€ 5,4
5
€ 5,1
€ 5,5
Aspettative su voto backloading in PE
5,0 €
Dim
minuzione pre
ezzo delll'energia
€ 5,6
Clima di incertezza nei ne
egoziati del consiglio eu
uropeo
€ 4,6
4,5 €
€ 4,4
€ 4,6
€ 4,5
3,5 €
2,5 €
La Commissione apre a
L
ad una possibile riforma d
u
el mercato prima del 2021
m
1
Parere favorevoole del PE fast trackk € 4,2
backloading peculativo Effetti trading sp
a valle delle asseg
gnazioni 2013‐2014 e attua
azione backloding
4,0 €
3,0 €
€ 4,6
Effett
o voto ITRE
€ 3,3
3
€ 3,2
voto ENVI limita Commissione Messa all'asta delle quote polacche perr il 2013
Iniziio backloading ssu aste t‐CA
AP
€ 2,7
Vo
oto negativo del PE
E su backloading
nov
dic
gen
feb
mar
apr
p
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
di
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
2,0 €
2013
20
014
2015
191 Figuraa 80 Contattore Aste CO
O 2 ‐ www.gs e.it
Sin dal 2012 è attiva una sezione deedicata alle aste di quote CO
O2 all’interno ddel portale del GSE. Nelle ggiornate in cui l’Italia collocaa all’asta le prooprie quote veengono caricatti i report relativi ai ri‐
sultati delle aste e viene pubblicatta una news ogni o
qualvolta vi è una notizzia di interesse per gli operatoori ETS. Alla fine della settim
mana d’asta, ggeneralmente i l venerdì, è reeso disponibile, aggior‐
nato coon i dati della settimana, un report che ripporta prezzi, vvolumi e numeero dei partecipanti re‐
gistratii a ciascuna sessione d’asta d
da inizio anno.. Nel corrso del 2014, innoltre, è statoo introdotto suulla home page del sito del G
GSE il «Contatore Aste CO2» al fine di aumeentare la traspparenza e l’acccessibilità dellee informazionii sui risultati d
del collo‐
camentto delle quote italiane. Lo sttrumento perm
mette di conoscere il quantit ativo di quote di emis‐
sione collocate all’asta e i proventii generati per l’Italia dal 2012, suddivisi traa EUA ed EUA A. I dati sono agggiornati settimanalmente i l venerdì e ripoortano anche i l prezzo di chi usura della setttimana. A beneeficio degli opperatori nel coorso del 2015 il GSE ha pu
ubblicato 4 rappporti che esaaminano l’andam
mento delle aste di quote di emissioni italiiane in relazione alle aste di quote degli altri Paesi dell’Unnione europea e al mercato secondario deelle quote di emissione, e
ciasscuno corredaato di un approfoondimento su temi di particoolare rilevanzaa al momento della pubblicazzione dei rappporto. Nel rispetto delle prroprie funzion i di responsabbile del collocaamento delle quote italianee, il GSE fornisce informazioni agli operatorri nazionali chee ne fanno rich
hiesta, attrave rso il Contact Center e l’indirizzzo di posta eleettronica auct [email protected].
Figuraa 81 Andam
mento degli aaccessi alla ssezione Aste
e CO 2 del sitoo GSE
900
A
ASTE CO2
SISTEMA EU ETS
CO2 IN AMBITO INTERNAZIONALLE
CO
OME PARTECIPAR
RE ALLE ASTE
PA
ACCHETTO CLIMA
A ENERGIA
800
700
600
500
400
300
200
100
Ottobre 2012
Novembre 2012
Dicembre 2012
Dicembre 2012
Gennaio 2013
Febbraio 2013
Marzo 2013
Aprile 2013 *
Maggio 2013
Giugno 2013
Luglio 2013
Agosto 2013
Settembre 2013
Ottobre 2013
Novembre 2013
Novembre 2013
Dicembre 2013
Gennaio 2014
Febbraio 2014
Marzo 2014
Aprile 2014
Maggio 2014
Giugno 2014
Luglio 2014
Agosto 2014
Settembre 2014
Ottobre 2014
Ottobre 2014
Novembre 2014
Dicembre 2014
Gennaio 2015
Febbraio 2015
Marzo 2015
Aprile 2015
Maggio 2015
Giugno 2015
Luglio 2015
Agosto 2015
Settembre 2015
S tt b 2015
Ottobre 2015
Novembre 2015
Dicembre 2015
0
* Dal 1° al 17 Aprile 2013 gli acccessi hanno potuto ess
ssere rilevati solo parzzialmente per problem
mi del software di rilevvazione. 192
9.3
Segreteria tecnica del Comitato ETS: piccoli emettitori Il Comitato ETS è l’organo interministeriale che assolve alla funzione di autorità nazionale compe‐
tente per la gestione della direttiva ETS in Italia. Sin dal 2008, il GSE è parte della Segreteria tec‐
nica del Comitato in cui in particolare svolge attività di monitoraggio per gli impianti di dimensioni ridotte delle comunicazioni delle emissioni e di sospensione/riavvio/chiusura dell’impianto. Anche nel 2015 sono state compilate le istruttorie dei singoli impianti dandone comunicazione degli esiti al Comitato ETS e in particolare sono state svolte le procedure per la rideterminazione delle emis‐
sioni consentite e quelle per l’assolvimento dell’obbligo di conformità relativamente agli anni 2013 e 2014. 193 194
Studi e statistiche
10 Studi e statistiche 10.1 Studi e analisi nel settore energetico Come previsto dal D.Lgs. n.28/2011 e dal D.Lgs. 102/2014, nel corso del 2015 sono stati condotti vari studi e approfondimenti sia sul tema delle energie rinnovabili sia dell’efficienza energetica. La normativa, infatti, prevede che il GSE sviluppi diverse attività di studio e monitoraggio, quali, ad esempio: valutazione dei costi e dell’efficacia delle misure di sostegno per le fonti rinnovabili anche attraverso un’analisi comparata delle politiche degli altri Paesi europei, scenari energetici con particolare riferimento all’evoluzione degli oneri di incentivazione, monitoraggio dei costi di generazione da fonti rinnovabili, sviluppo di metodologie idonee a favorire la stima delle ricadute industriali e occupazionali e la valutazione delle emissioni evitate legate alla diffusione delle ener‐
gie rinnovabili e dell’efficienza energetica, monitoraggio della regolazione regionale in materia di procedimenti autorizzativi per l’installazione degli impianti a fonte rinnovabile e analisi delle buo‐
ne pratiche adottate dalla pubbliche amministrazioni per favorire lo sviluppo delle energie rinno‐
vabili e dell’efficienza energetica. Per quanto riguarda gli impegni europei, nel 2015 è stato predisposto e presentato alla Commis‐
sione Europea il Progress Report, relazione biennale sui progressi realizzati nella promozione e nell’uso dell’energia da fonti rinnovabili ai sensi della direttiva 2009/28/CE. La relazione illustra lo stato di sviluppo delle rinnovabili nel Paese e i risultati conseguiti in termini di consumo di energia da fonti rinnovabili. Ampio spazio viene dedicato in particolare al grado di raggiungimento del target fissato per l’Italia in termini di quota dei consumi energetici complessivi coperta da rinno‐
vabili (fissato dalla Direttiva, per il 2020, al 17%) e al confronto con le traiettorie delineate nel PAN trasmesso alla Commissione nel 2010. All’interno del rapporto è effettuata inoltre un’analisi ap‐
profondita dei regimi di sostegno adottati per la promozione delle rinnovabili in tutti i settori, del‐
le procedure amministrative, delle misure atte a garantire la trasmissione e la distribuzione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, del sistema delle GO, dei dati sull’uso del‐
le biomasse a fini energetici nei diversi settori e una stima delle emissioni evitate e in generale de‐
gli impatti ambientali connessi allo sviluppo delle rinnovabili. I risultati in termini di quota di con‐
sumo finale coperta da rinnovabili, benché in parte favoriti da un calo dei consumi energetici com‐
plessivi, sono senz’altro positivi, con il conseguimento, già nel 2014, di un valore del 17,1%, am‐
piamente superiore a quanto previsto nel PAN per lo stesso anno. Per quanto concerne il monitoraggio delle ricadute ambientali connesse allo sviluppo delle fonti rinnovabili, è stato ulteriormente affinato il modello sviluppato ad hoc dal GSE per il calcolo delle emissioni evitate (utilizzando l’approccio del ciclo di vita) associate all’impiego di energia da FER nei settori elettrico, termico e trasporti per il periodo 2009 ‐ 2014. I risultati mostrano come lo svi‐
luppo delle FER stia contribuendo alla progressiva riduzione delle emissioni di gas climalteranti. Sulla base dell’energia prodotta e consumata a fine 2014, si stima che grazie alle rinnovabili pos‐
sano essere state virtualmente evitate circa 85 milioni di tonnellate di CO2eq considerando l’intero ciclo di vita della produzione di energia (73 milioni di tonnellate considerando solo le emissioni di‐
rette). Da un punto di vista settoriale il contributo principale (75%) in termini di emissioni evitate è riconducibile alle fonti rinnovabili impiegate nel settore elettrico. 196
Un filone di analisi rilevante, avviato nel 2012 e sviluppato anche nel 2015, riguarda la realizzazio‐
ne di un sistema di valutazione delle ricadute economiche, industriali e occupazionali, connesse al‐
la diffusione delle fonti rinnovabili e alla promozione dell'efficienza energetica sul territorio nazio‐
nale, grazie all’elaborazione di un’apposita metodologia, basata sulle matrici delle interdipenden‐
ze settoriali opportunamente integrate e affinate, corroborata da un proficuo confronto con im‐
portanti centri di ricerca nazionali e internazionali. Nel 2015 è proseguita l’attività di osservazione e analisi dei costi di produzione dell’energia elettri‐
ca da fonti rinnovabili (LCOE ‐ Levelized Costs of Energy). Sul tema si ha un confronto costante con il MiSE e in ambito internazionale, in particolare, con IEA (International Energy Agency) e IRENA (International Renewable Energy Agency) all’interno di diversi gruppi di lavoro nei quali partecipa il GSE in rappresentanza dell’Italia. Figura 82 Stime delle ricadute economiche delle FER nel 2014 [€ mln] INVESTIMENTI NUOVI IMPIANTI
O&M 1.059
880
799
720
586
476
279
259
196
144
166
124
107
4
Fotovoltaico
Eolico
Idroelettrico
Biogas
Biomasse solide
Bioliquidi
Geo
Figura 83 Stime delle ricadute occupazioni delle FER nel 2014 [ULA] UNITA' LAVORATIVE ANNUE PERMANENTI
UNITA' LAVORATIVE ANNUE TEMPORANEE
19.033 11.534 9.837 7.138 5.146 4.188 5.033 2.981 2.181 1.855 3.203 48 Fotovoltaico
Eolico
Idroelettrico
Biogas
Biomasse solide
Bioliquidi
2.024 1.115 Geo
197 Figura 84 Stima costo medio di generazione elettrica da FER nel 2014 [€/MWh] COMBUSTIBILE
O&M
INVESTIMENTO
196 174 35 143 42 48 118 36 60 83 84 45 ‐
48 26 44 61 101 78 111 161 15 184 17 79 44 31 62 50 rifiuti 10 MW
cippato 200 kW
biogas 300 kW
geo 20 MW
mini idro 400 kW
fotovoltaico 1,7 MW
fotovoltaico 85 kW
fotovoltaico 3 kW
eolico 16 MW
49 ‐68
‐
Nel 2015 è stato condotto un approfondimento sull’incentivazione dell’eolico, con analisi di natura tecnico‐economica. Oltre ad un quadro di insieme sugli impianti eolici incentivati e sugli attuali trend di sviluppo, si è esaminata la producibilità effettiva riscontrata negli ultimi anni, mostrando in particolare le criticità relative al mini‐eolico, comparto che è apparso caratterizzarsi, fino a ora, da non elevate performance produttive, soprattutto per gli impianti di taglia più piccola. Si è pe‐
raltro evidenziata una certa difficoltà nella realizzazione degli impianti ammessi in posizione utile nei registri previsti dal D.M. 6 luglio 2012, che ha condotto a un elevato tasso di decadenza del di‐
ritto all’incentivazione per decorrenza dei termini (solo il 37% della capacità del primo registro eo‐
lico è entrata in esercizio). Infine, sono stati analizzati aspetti economici e di mercato, quali il co‐
sto di investimento e la remunerazione dell’energia eolica sul mercato elettrico, che nel 2014 si è attestata a un prezzo medio di vendita di 49,96 €/MWh. 198 Figura 85 Producibilità degli impianti mini‐eolici tra 2011 e 2013 [ore equivalenti] Fino a 20 kW
Da 20 kW a 60 kW
Da 60 kW a 200 kW
1.371
1.197
909
861
570
870
509
460
2011
456
2012
2013
Figura 86 Prezzo medio di vendita dell’energia sul mercato MGP per tecnologia
Anno 2014 [€/MWh] 56,51
45,95
Fotovoltaico
49,6
50,05
49,96
Geotermoelettrico
Idro fluente
Eolico
52,52
Idro modulabile
Termico
Sul fronte del monitoraggio della regolazione regionale, in continuità con gli anni precedenti, è stata portata avanti un’attività che confluisce in una newsletter settimanale inviata a circa 500 de‐
stinatari della pubblica amministrazione. In particolare, nel 2015 sono stati rilevati 25 provvedi‐
menti tra quelli in materia di valutazione d’impatto ambientale e di pianificazione energetica re‐
gionale, e oltre 20 atti specifici che riguardano nel complesso le fonti rinnovabili (senza considera‐
re il fotovoltaico). L’attività è arricchita, inoltre, da una ricognizione periodica dell’avvenuta con‐
clusione dei singoli procedimenti autorizzativi, che è confluita in 3 report comprendenti mappe con la localizzazione provinciale dei progetti autorizzati (90 circa), distinti per tipologia. Nei primi mesi del 2016 verrò infine pubblicato il rapporto annuale sulla regolazione regionale, aggiornato al 31 dicembre 2015. 199 E’ proseguita nel corso del 2015 l’attività di monitoraggio dei meccanismi di incentivazione delle energie rinnovabili a livello europeo e di analisi comparata dell’efficacia e dell’efficienza delle poli‐
tiche degli Stati membri dell’UE. In tale ambito è stata svolta, a supporto del Ministero dello svi‐
luppo economico, una analisi della nuova disciplina sugli Aiuti di Stato in materia di energia e am‐
biente e di come essa sia stata attuata dai diversi Stati, anche con riferimento alle notifiche effet‐
tuate alla CE. Anche in questo caso, nei primi mesi del 2016 verrà pubblicato un ampio rapporto sul tema, contenente sia la descrizione dettagliata delle misure in atto e dei risultati raggiunti in ognuno dei 28 Paesi UE sia il confronto, per mezzo di opportuni indicatori appositamente svilup‐
pati, dei livelli di incentivazione, degli oneri sostenuti e delle performance dei vari Stati. La novità che ha caratterizzato gli approfondimenti tematici del 2015 è stata la predisposizione del rapporto, previsto dalla direttiva 2012/27/UE e dal D.Lgs. 102/2014, contenente la valutazione del potenziale nazionale di applicazione della Cogenerazione ad Alto Rendimento e del teleriscal‐
damento efficiente. Il rapporto elaborato comprende una descrizione approfondita della domanda e dell’offerta di energia termica (settori, impieghi, localizzazione geografica, fonti, tecnologie) e una stima, effettuata sulla base di criteri tecnici ed economici, della domanda potenzialmente soddisfacibile tramite Cogenerazione ad Alto Rendimento e sistemi di teleriscaldamento efficien‐
te. Il documento è stato inviato al Ministero dello sviluppo economico e pubblicato sul sito del GSE. Il lavoro sarà ulteriormente sviluppato nel corso del 2016, soprattutto grazie alla collaborazione con le regioni. Figura 87 Potenziale tecnico economico incrementale da CAR e TLR [ktep] POTENZIALE TECNICO ECONOMICO INCREMENTALE
SITUAZIONE ATTUALE
2.739
741
1.161
1.998
359
581
1
CAR residenziale
802
496
85
CAR terziario
CAR industria
TLR
Molte delle attività illustrate presentano riflessi importanti sul fronte delle collaborazioni interna‐
zionali e del dialogo con la Commissione europea. 200 10.2 Statistiche e monitoraggio delle energie rinnovabili Il GSE svolge oggi un ruolo di primo piano sia nell’ambito della produzione di dati statistici ufficiali sullo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili (FER) in Italia sia ‐ a supporto al Ministero dello sviluppo economico ‐ nell’attività di monitoraggio degli obiettivi nazionali e regionali di consumo di energia da FER. Il GSE fa parte del Sistema Statistico Nazionale (SISTAN) e partecipa al Programma Statistico Na‐
zionale (PSN) con tre lavori:  rilevazione del calore derivato rinnovabile e dell’energia termica prodotta da pompe di calore,
collettori solari termici e risorsa geotermica;
 elaborazione e monitoraggio statistico degli obiettivi di consumo di fonti rinnovabili (SIMERI);
 rilevazione, in compartecipazione con Terna, della produzione e del consumo di energia elettri‐
ca in Italia. Nel 2015 è stata inoltre accolta la richiesta di inserire nel PSN un ulteriore lavoro statistico del GSE, legato alla rilevazione dell’immissione in consumo di biocarburanti. Il ruolo statistico del GSE è riconosciuto formalmente da numerosi provvedimenti normativi; nell’ultimo anno, ad esempio, è stato approvato il decreto 11 maggio 2015 del Ministero dello Svi‐
luppo economico, che attribuisce al GSE, in collaborazione con l’ENEA, la responsabilità del moni‐
toraggio degli obiettivi regionali di consumo di energia da FER (c.d. burden sharing). Le attività di rilevazione e analisi statistica condotte dal GSE nel 2015 hanno perseguito – come negli anni precedenti – due obiettivi principali:  un obiettivo strettamente statistico‐conoscitivo, legato all’esigenza di fornire al pubblico infor‐
mazioni quantitative complete e aggiornate sullo sviluppo e sulla diffusione delle FER in Italia;
 un obiettivo di controllo e verifica, legato all’attività di monitoraggio del grado di raggiungi‐
mento degli obiettivi di consumo delle FER assegnati all’Italia dalla direttiva 2009/28/CE e dal
Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili (PAN).
I risultati delle rilevazioni statistiche del GSE sono diffusi attraverso documenti e pubblicazioni di‐
sponibili sul sito istituzionale della Società. Nel corso del 2015, in particolare, il GSE ha pubblicato il rapporto statistico Energia da fonti rinnovabili ‐ 2014, relativo agli impieghi energetici di fonti rinnovabili nei settori elettrico (produzione di energia elettrica), termico (riscaldamento e raffre‐
scamento) e trasporti (immissione in consumo di biocarburanti), e il rapporto statistico Solare fo‐
tovoltaico ‐ 2014. 201 La produzione di statistiche sulle fonti rinnovabili di energia Per quanto riguarda il settore elettrico, nell’ambito della rilevazione Terna «Statistica annuale del‐
la produzione e del consumo dell’energia elettrica», che descrive l’evoluzione del settore sia dal la‐
to dell’offerta (diffusione e caratteristiche degli impianti di generazione e produzione) sia dal lato della domanda (consumi di elettricità per settore finale di utilizzo), il GSE rileva i dati relativi agli impianti fotovoltaici (quasi 700.000 impianti diffusi sull’intero territorio nazionale). 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. Secondo le elaborazioni di Terna e GSE, nel 2014 la produzione di energia elettrica da fonti rinno‐
vabili si è attestata intorno ai 120,7 TWh (+7,8% rispetto al 2013), arrivando a coprire il 37,5% del consumo interno lordo nazionale, in netta crescita rispetto all’anno precedente (33,9%). Le stime preliminari elaborate dal GSE sul 2015 indicano una contrazione complessiva della produzione rin‐
novabile pari al 12% circa, in gran parte attribuibile a un ritorno della produzione idroelettrica a valori nella media degli ultimi 15 anni (circa 44 TWh) dopo un 2014 caratterizzato da precipitazioni sensibilmente superiori alla media storica. Per quanto riguarda invece il settore termico, i consumi finali di energia da fonti rinnovabili stimati dal GSE per il 2014 ammontano a circa 9,9 Mtep, corrispondenti a circa 416.000 TJ (poco meno di 116 TWh), in lieve flessione rispetto all’anno precedente. La fonte rinnovabile maggiormente uti‐
lizzata nel 2014 è costituita dalle bioenergie (oltre 7 Mtep) e in particolare dalle biomasse solide consumate per riscaldamento nel settore residenziale (legna da ardere, pellet). Di particolare rilie‐
vo è inoltre l’utilizzo, come sistema di riscaldamento invernale, degli apparecchi a pompa di calore, che nel 2014 hanno fornito poco meno di 2,6 Mtep di energia rinnovabile. Le stime preliminari re‐
lative al 2015 indicano una crescita complessiva pari al 6,6% circa, in gran parte attribuibile alle bioenergie, i cui consumi si stima che passino da 7 Mtep a 7,7 Mtep, per effetto delle temperature invernali più rigide rispetto all’anno precedente. Per quanto riguarda infine il settore trasporti, i dati ricavabili dagli archivi informavi del GSE rela‐
tivi alle certificazioni sull’immissione in consumo dei biocarburanti presentate annualmente dagli operatori, in virtù degli obblighi introdotti dalla legge 11 marzo 2006, n.81, consentono di valutare per il 2014 un consumo di circa 1,2 milioni di tonnellate di biocarburanti; il relativo contenuto energetico ammonta a circa 1,05 Mtep, in flessione di circa 0,2 Mtep rispetto al 2013. In entrambi gli anni la quota principale è costituita da biodiesel. Le informazioni preliminari contenute negli archivi aziendali portano a stimare per 2015 una decisa ripresa delle immissioni in consumo di bio‐
carburanti (+10,5%) che dovrebbero raggiungere 1,2 Mtep. 202
Tabella 75 Produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile in Italia [GWh] FONTE Idraulica Eolica Solare Geotermica 1
Bioenergie Totale FER CIL Consumo Interno Lordo FER/CIL (%) 1 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (STIME PRELIMINARI) 51.117 9.126 1.906 5.376 9.440 76.964 342.933 22,4% 45.823 9.856 10.796 5.654 10.832 82.961 346.368 24,0% 41.875 13.407 18.862 5.592 12.487 92.222 340.400 27,1% 52.773 14.897 21.589 5.659 17.090 112.008 330.043 33,9% 58.545 15.178 22.306 5.916 18.732 120.679 321.834 37,5% 43.902 14.883 22.847 6.160 18.894 106.686 325.566 32,8% Bioenergie: biomasse solide (compresa la frazione biodegradabile dei rifiuti), biogas e bioliquidi. Tabella 76 Fonti rinnovabili per riscaldamento in Italia [Mtep] 1 FONTE Solare Geotermica 2
Bioenergie Pompe di calore Totale FER 2010 2011 2012 2013 2014 0,13 0,14 7,65 2,09 10,02 0,14 0,14 5,55 2,27 8,10 0,16 0,13 7,52 2,42 10,23 0,17 0,14 7,78 2,52 10,60 0,18 0,13 7,05 2,58 9,93 2015 (STIME PRELIMINARI) 0,19 0,13 7,69 2,58 10,59 1 I dati riportati comprendono consumi finali e consumi di calore derivato prodotto da impianti CHP e di sola produzione termica. Per completezza, si riporta anche il dato sull’energia rinnovabile da pompe di calore, sino a oggi contabilizzata solo ai fini del monitoraggio degli obiettivi fissati dalla direttiva 2009/28/CE.. 2
Bioenergie: biomasse solide (compresa la frazione biodegradabile dei rifiuti), biogas e bioliquidi 203 Il monitoraggio degli obiettivi europei sulle rinnovabili e il SIMERI Il GSE è responsabile del monitoraggio statistico dello sviluppo delle fonti rinnovabili in Italia; tale attività, che consiste nella verifica annuale del grado di raggiungimento degli obiettivi di consumo di energia da FER individuati dalla direttiva 2009/28/CE, dal PAN e dal D.M. 15 marzo 2012 (inter‐
medi e al 2020, complessivi e settoriali, nazionali e regionali), è stato affidata al GSE dal D.Lgs. 28/2011, dal D.M. 14 gennaio 2012 e dal D.M. 11 maggio 2015. Dal punto di vista operativo il GSE, nell’ambito del tradizionale ruolo di supporto al Ministero dello sviluppo economico, deve organizzare e gestire il sistema nazionale per il monitoraggio statistico dello stato di sviluppo delle fonti rinnovabili, con riferimento ai tre settori: elettrico, termico e tra‐
sporti. Tale sistema, denominato SIMERI ‐ Sistema Italiano per il Monitoraggio delle Energie Rin‐
novabili, viene gestito dal GSE a partire dal 2011. Si tratta di un complesso di metodi e strumenti informativi sviluppati per rilevare i dati che descrivono l’evoluzione delle fonti rinnovabili di ener‐
gia 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 coerenza con le metodologie e le norme stabilite in ambito UE/Eurostat ed è armonizzato con il si‐
stema statistico nazionale in materia di energia. Il GSE ha sviluppato una piattaforma informativa sul monitoraggio degli obiettivi di consumo delle fonti rinnovabili aperta a tutti gli utenti e consultabile attraverso la homepage del sito istituziona‐
le, contenente dati statistici per l’intero settore energetico articolati tra i settori elettrico, termico e trasporti. Dal portale, continuamente aggiornato, è possibile acquisire un’ampia gamma di in‐
formazioni sul sistema energetico nazionale nonché consultare e scaricare dati, documenti e ma‐
teriali; inoltre, un’area riservata consente alle amministrazioni regionali l’accesso a dati disaggre‐
gati a livello provinciale. La tabella seguente riporta l’andamento dei consumi di energia da FER nei tre settori di utilizzo delle nel periodo 2010‐2015 (calcolati applicando le definizioni e i criteri di calcolo fissati dalla di‐
rettiva 2009/28/CE) e costituisce un esempio di set di informazioni reperibili nel portale SIMERI. Nel 2014 la quota dei consumi complessivi di energia coperta da FER è pari al 17,1% (leggermente superiore, dunque, al target fissato dalla direttiva 2009/28/CE per il 2020, pari al 17%). Secondo valutazioni preliminari tale quota nel 2015 dovrebbe essere aumentata, raggiungendo il 17,3%. Con il D.M. 11 maggio 2015 è stata approvata la metodologia 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); la pubblicazione dei risultati dell’applicazione di tale metodologia per gli anni 2012, 2013 e 2014 è prevista entro la prima metà del 2016. Tabella 77 Consumo finale lordo di energia in Italia totale e per settore [Mtep] FONTE FER – Elettricità FER – Termico FER – Trasporti FER ‐ Totale Consumi Consumi Finali Lordi Quota FER/Consumi finali lordi 204 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (STIME PRELIMINARI) 5,9 10,0 1,4 17,4 133,3 13,0% 7,0 8,1 1,4 16,5 128,2
12,9%
8,0 10,2 1,4 19,6 127,1
15,4%
8,9 10,6 1,3 20,7 123,9
16,7%
9,2 9,9 1,1 20,2 118,6 17,1% 9,4 10,6 1,2 21,1 122,2 17,3% Altre attività Tra le principali attività realizzate dal GSE in ambito statistico nel corso del 2015 figurano inoltre le seguenti:  avvio di Atlaimpianti, progetto di ampliamento ed evoluzione dei portali Atlasole e Atlavento
che si pone l’obiettivo di georeferenziare sul territorio nazionale tutti gli impianti di produzione
di energia alimentati da fonti rinnovabili, gli impianti di cogenerazione e i sistemi di teleriscal‐
damento e di realizzare un’interoperabilità con le regioni in materia di impianti in fase autoriz‐
zativa;
 tra le attività tecniche di supporto al MiSE nel 2015 è stata svolta, in collaborazione con Ispra,
un’attività di ricostruzione della serie storica dei consumi delle biomasse nel settore residenziale
per tener conto nelle statistiche ufficiali delle evidenze emerse dall’indagine Istat sui consumi
energetici della famiglie;
 collaborazioni permanenti e partecipazioni a tavoli tecnici su temi statistici con altri Enti nazio‐
nali (Ministero dello sviluppo economico, ENEA, Ispra, Istat, ecc.), con le amministrazioni regio‐
nali e, in ambito internazionale, con Eurostat, IEA e IRENA;
 risposta, attraverso una casella di posta elettronica dedicata ([email protected]), alle ri‐
chieste di informazioni e dati sulle fonti energetiche rinnovabili pervenute da università, enti lo‐
cali, operatori di settore, studiosi e consulenti.
205 206
Attività internazionali
11 Attività internazionali Sin dall’inizio della sua operatività il GSE ha messo a disposizione del Ministero dello sviluppo economico e degli altri ministeri di riferimento le competenze legate al proprio ruolo istituzionale anche per supportarne la partecipazione a fora negoziali internazionali e processi legislativi euro‐
pei, con possibili implicazioni sulle politiche energetiche nazionali. Inoltre, in virtù del proprio bagaglio di conoscenze tecniche, il GSE è stato sempre più frequente‐
mente designato quale controparte nazionale per organizzazioni intergovernative e associazioni volontarie dedicate a energia, clima e sostenibilità. Anche nel 2015 il GSE è stato coinvolto in diversi progetti internazionali in materia di energia, fi‐
nanziati dall’Unione europea e ancora. Le attività sono state accompagnate da un’attenta osservazione del dibattito internazionale 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’energia, fonti rinnovabili, effi‐
cienza energetica e clima) al fine di monitorare novità di interesse, anche sotto il profilo interpre‐
tativo, con potenziale impatto sulle attività del GSE e sulle politiche energetiche nazionali. 208 11.1
Collaborazioni nell’ambito di organizzazioni internazionali e associazioni volontarie Nel corso del 2015, è proseguita la partecipazione del GSE ai lavori delle principali organizzazioni intergovernative di settore quali l’International Energy Agency (IEA)15 e l’International Renewable Energy Agency (IRENA)16. Si è consolidato l’impegno del GSE nell’ambito del Working Party on Renewable Energy Technology (c.d. 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 ener‐
getico. Inoltre, su indicazione del Ministero dello sviluppo economico, è proseguita l’attività di ri‐
cognizione e coordinamento volta alla divulgazione a livello nazionale dei risultati raggiunti nell’ambito degli Implementing Agreement (IA) tecnologici di riferimento, ai quali il GSE partecipa in maniera diretta o tramite la propria controllata RSE (IA su fotovoltaico, bioenergie, smart grids, ecc.). Sul fronte del fotovoltaico, la partecipazione del GSE al Photovoltaic Power System Pro‐
gramme della IEA si è tradotta nella collaborazione a diversi gruppi, nello specifico si è preso parte ai lavori del Task 1 ‐ Strategic PV Analysis & Outreach in cui si sta esaminando la fase post‐
incentivo e sono stati condotti alcuni studi tra cui: Trends 2015, che illustra gli sviluppi del mercato fotovoltaico nazionale, politiche di incentivazione, industria, competitività della tecnologia foto‐
voltaica, ecc.; National Survey Report of PV Power Applications in ITALY 2014, pubblicazione realiz‐
zata in collaborazione con RSE ed ENEA, focalizzata sullo sviluppo del mercato fotovoltaico na‐
zionale, politiche di incentivazione, industria, attività di ricerca. Il GSE ha poi partecipato al Task 13 ‐ Performance and Reliability of Photovoltaic Systems, dedicandosi all’analisi dei dati statistici sulla performance dei sistemi, e al Task 15 – Acceleration of BIPV (Building Integrated PhotoVoltaic), gruppo con focus sulla promozione della tecnologia BIPV in considerazione di una fase post‐
incentivo. In tema di bioenergie, il GSE è il contracting party per l’’Italia nell’Implementing Agreement «IEA Bioenergy» e partecipa ai lavori del Task 40 «Sustainable International Bioenergy Trade ‐ Securing Supply and Demand» in cui è trattato il tema del commercio internazionale di biomasse sostenibili. Il Task porta avanti diversi progetti inerenti le bioenergie analizzando le filiere di riferimento, le materie prime utilizzate, sostenendo l’innovazione tecnologica e promuovendo la sostenibilità. Tra le pubblicazioni recenti, oltre ai country report sul tema biomasse, si segnalano: Ecological su‐
stainability of wood bioenergy feedstock supply chains: Local, national and international policy per‐
spectives, sul tema della sostenibilità delle filiere inerenti le biomasse legnose a livello locale, na‐
zionale e internazionale e Biomethane ‐ Status and Factors Affecting Market Development and Tra‐
de, sul tema della produzione e diffusione del biometano. Rispetto a IRENA, il GSE in qualità di focal point tecnico nazionale, ha intensificato il proprio con‐
tributo ai tavoli di lavoro e alle riunioni degli organismi di governance dell’Agenzia. Inoltre ha con‐
tribuito alla revisione della pubblicazione di punta dell’Agenzia, REthinking Energy, pubblicata per la prima volta nel 2014, e ha continuato a dialogare con l’Agenzia nell’ambito dell’iniziativa RE‐
15
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 a oggi conta 28 Paesi ade‐
renti. 16
L’International Renewable Energy Agency (IRENA) è un’organizzazione intergovernativa nata nel 2009 con l’obiettivo princi‐
pale di promuovere e favorire la diffusione delle energie da fonti rinnovabili a livello internazionale e in particolare nei Pae‐
si in via di sviluppo. L’Italia è tra i Paesi fondatori dell’Agenzia che a oggi conta 145 membri e 30 in fase di accesso. 209 MAP 2030 ‐ A Renewable Energy Road map, 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 2015 è stata data continuità anche alle attività focalizzate sull’area mediterranea, strategica per il sistema energetico nazionale, soprattutto a valle dell’approvazione della Strategia Energeti‐
ca Nazionale. Ciò in particolare attraverso la partecipazione al lavoro dell’associazione Renewable Energy Solutions for the Mediterranean (RES4MED)17 , di cui dal 2015 il Gruppo GSE è diventato so‐
cio onorario. RES4MED ha offerto al GSE nel corso dell’anno una piattaforma di confronto per programmi di formazione sulle tematiche energetiche, rivolti anche ai Paesi della sponda sud del Mediterraneo. Nel 2015 il GSE ha continuato a essere attivamente presente anche sul fronte dell’Association of Issuing Bodies (AIB)18 ‐ associazione cui aderiscono ben 18 Paesi europei ‐ confermando la propria presenza nel General Meeting e in diversi gruppi di lavoro. La partecipazione all’AIB consente al GSE, avendo aderito allo standard di certificazione EECS, di utilizzare la piattaforma associativa per il rilascio e lo scambio delle Garanzie di Origine (GO). Nel 2015 è proseguito il supporto tecnico‐specialistico che il GSE fornisce al Ministero dello svi‐
luppo economico e al Ministero degli affari esteri e della cooperazione internazionale, attraverso la partecipazione ai lavori dell’Energy Sustainability Working Group del G20 nonché alla Clean Ener‐
gy Ministerial (CEM). In quest’ultimo ambito il GSE ha favorito la partecipazione del tessuto indu‐
striale nazionale alle iniziative proposte attraverso il progetto Corrente, con l’obiettivo di dare maggiore evidenza alle esperienze nazionali e creare opportunità di incontro tra le imprese e le istituzioni nazionali e le controparti straniere. 17
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 ambi‐
to conduce approfondimenti di carattere regolatorio nei Paesi MENA, al fine di verificarne le opportunità di accesso agli investitori istituzionali. 18
L’Association of Issuing Bodies (AIB) è un’associazione internazionale no‐profit, che promuove l’utilizzo del sistema stan‐
dard di certificazione dell’energia EECS ‐ European Energy Certificate System. L’associazione vede la partecipazione di 19 membri rappresentativi di 14 Paesi comunitari, oltre a Norvegia, Svizzera e Islanda. Fanno parte dell’AIB i soggetti respon‐
sabili, 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 rappresentativo di Stati membri dell’Unione europea e la conformità delle EECS Rules alle disposizioni della direttiva 28 pone l’associazione in una posizio‐
ne di primo piano nel contesto europeo, sia per offrire uno standard di immediato utilizzo per l’implementazione di un si‐
stema 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. 210 11.2 Partecipazione a progetti L’impegno del GSE in ambito internazionale si concretizza anche nell’adesione a diversi progetti volti all’approfondimento, allo studio e alla condivisione di esperienze in materia di fonti rinnova‐
bili, efficienza energetica e certificazione del mix energetico. Il progetto comunitario Concerted Action on the implementation of the RES directive (CA‐RES), fi‐
nanziato dalla Commissione europea, si pone come obiettivo principale quello di definire lo stato dell’arte nell’implementazione della direttiva 28/2009/CE in materia di fonti rinnovabili e far dialo‐
gare gli Stati membri (aderiscono tutti i Paesi comunitari, cui si aggiungono Islanda e Norvegia), in modo da facilitare lo scambio di buone pratiche, la condivisione di interpretazioni normative, esperienze e soluzioni efficaci a problemi comuni per il raggiungimento degli obiettivi comunitari. A luglio 2016 si concluderà la seconda fase del progetto ‐ durata 3 anni ‐ che ha visto il GSE parte‐
cipare in qualità di ente delegato dal MiSE per l’Italia. In questa edizione il GSE ha presieduto, in‐
sieme alla Germania, il gruppo dedicato agli schemi di supporto per l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili. Nell’estate sarà avviato un’ulteriore triennio di progetto. In relazione ai temi legati all’applicazione del D.M. 31 luglio 2009 sulla certificazione del mix ener‐
getico, il GSE ha ulteriormente rafforzato il proprio impegno in ambito internazionale attraverso la partecipazione al progetto RE‐DISS (Reliable Disclosure), finanziato dalla Commissione europea e che ha visto concludersi, a fine 2015, la sua seconda fase (RE‐DISS II). 11.3 Monitoraggio delle politiche europee e internazionali per l’energia e il clima In coerenza con le attività svolte a livello nazionale, il GSE supporta i ministeri competenti nel monitoraggio e nella partecipazione a processi negoziali, conferenze e incontri in contesti interna‐
zionali in materia di energia, cambiamenti climatici e low carbon economy, con impatto sugli sce‐
nari 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 eco‐
nomico e in supporto alla Direzione Generale per la Mondializzazione e le Questioni Globali del Ministero degli affari esteri e della cooperazione internazionale. 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 attività di regolazione a li‐
vello europeo, che vedono coinvolti Commissione, Consiglio e Parlamento europeo e Climate Change Committee. 211 11.4 L’iniziativa Corrente In virtù del suo ruolo tecnico‐specialistico, su richiesta del Ministero dello sviluppo economico, il GSE ha condotto a partire dal 2010 e fino a tutto il 2015, in sinergia con il Ministero e l’ICE, azioni a supporto delle imprese attive nel settore delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica, per contribuire alla realizzazione di un «Sistema Paese Italia cleantech». È stata, quindi, a tale fine, lanciata l’iniziativa Corrente che nel corso degli anni ha visto l’adesione di oltre 2000 aziende, cen‐
tri di ricerca e start‐up innovative, per un fatturato complessivo di oltre 20 miliardi di euro. Le principali attività condotte nel 2015 dal GSE, d’intesa con il MiSE e in sinergia con l’Agenzia ICE, hanno riguardato:  l’Osservatorio Cleantech India (Agenzia ICE – GSE);
 il supporto al MiSE per le startup cleantech;
 l’accesso delle PMI ai mercati di Ucraina, Cina, America Latina, Area MENA (Middle East and
North Africa) , Singapore/Area ASEAN.
Osservatorio Cleantech India (Agenzia ICE – GSE) Con l’obiettivo di condividere gli esiti del monitoraggio sulle opportunità di business offerte dal mercato indiano, tra le attività svolte dall’osservatorio vi sono stati i servizi di tipo informativo ‐ tra cui le newsletter cleantech e i report settoriali ‐ e lo svolgimento di iniziative congiunte di pro‐
mozione del Sistema Italia delle rinnovabili in India. Nel corso dell’anno è stato possibile rilevare la sottoscrizione di nuovi accordi commerciali, in par‐
ticolare un ordine di moduli fotovoltaici per un valore di 10 milioni di euro, e la nascita di Newco tra 6 PMI con una commessa di 400 MW di impianti rinnovabili (periodo 2015‐2019). Supporto al MiSE per le Startup Cleantech L’iniziativa per le start up cleantech ha offerto servizi dedicati a nuove realtà imprenditoriali, con l’obiettivo fornire diverse forme di assistenza quali, ad esempio, iniziative di formazione per la partecipazione a bandi di finanziamento europei dedicati al settore energia, assistenza nella ricer‐
ca di partner tecnologici, finanziari e commerciali. Nel 2015 anche grazie al supporto delle attività di Cleanstart sono nate due startup e una si è ag‐
giudicata un bando di finanziamento della Regione Lazio di 100.000 euro. 212 Accesso delle PMI ai mercati internazionali Nell’ambito delle azioni di supporto alle PMI di settore, il GSE ha promosso l’organizzazione di gruppi di lavoro aperti alle imprese, volti ad approfondire le opportunità offerte dai mercati consi‐
derati più promettenti e a definire, con la partecipazione di tutti i soggetti istituzionali pubblici e privati di riferimento, missioni di sistema. Per quanto riguarda le diverse iniziative bilaterali, nel 2015 sono state rafforzate le relazioni con l’Ucraina in particolare con la partecipazione di una delegazione di operatori pubblici e privati nel nostro Paese a una serie di incontri volti a illustrare le competenze industriali italiane nel settore e offrendo al contempo opportunità di assistenza tecnica da parte del GSE medesimo quanto agli aspetti ingegneristici ed economico‐gestionali legati alle rinnovabili e all’efficienza energetica. Anche i rapporti con la Cina, avviati in occasione di una missione di sistema nel 2014, sono stati rafforzati nel corso del 2015, portando all’avviso di diversi accordi commerciali tra aziende italiani ed enti locali Per quanto riguarda l’America Latina, i Paesi coinvolti dalle attività sono stati Brasile e Colombia. Sul primo in particolare è stato consolidato il dialogo istituzionale spinto dall’esistenza di un nutri‐
to gruppo di PMI italiane interessate al mercato energetico brasiliano. Con riferimento alla Co‐
lombia l’attenzione delle imprese italiane, anche nella missione di sistema svoltasi a primavera, si è concentrata su progetti legati all’impiego di biomasse legnose in zone rurali non connesse alla rete elettrica nazionale. Per quanto riguarda l’area MENA, il GSE ha offerto assistenza alle imprese interessate al mercato locale benché il rallentamento delle politiche di sviluppo delle fonti rinnovabili, annunciate dal go‐
verno saudita, abbia comportato un transitorio ridimensionamento dell’interesse per questo Pae‐
se da parte delle aziende italiane inizialmente coinvolte. Maggiormente attraente, nel 2015, è risultato invece il Marocco e ciò non solo in relazione alle po‐
litiche di promozione per le energie rinnovabili e l’efficienza energetica adottate nel Paese ma per la concretizzazione di una iniziativa che vede la realizzazione di un distretto industriale italiano su una filiera fotovoltaica che parte dalla realizzazione dei moduli all’installazione di sistemi di con‐
trolli degli impianti, attraverso la costituzione di una società mista di diritto marocchino in coope‐
razione con la SIE Societé d’Investissmente Energetiques e con SIMEST. Attenzione è stata rivolta anche per l’area ASEAN a Singapore. Dalle attività di informazione rela‐
tive alle opportunità di investimento nel Paese, attraverso seminari e incontri bilaterali e una mis‐
sione di sistema, è scaturito l’avvio di due nuove iniziative industriali legate al Cleantech Park della città. 213
214
Attività informative
12 Attività informative 12.1 Le attività di informazione e trasparenza Il D.Lgs. 28/2011, di recepimento della direttiva europea sulle fonti rinnovabili, ha rafforzato il ruo‐
lo e la responsabilità del GSE in tema di informazione e formazione, in particolare per quanto ri‐
guarda i diversi meccanismi di sostegno dedicati alle energie rinnovabili e all’efficienza energetica, assegnandogli il compito di rendere disponibili informazioni ad ampio spettro quali ad esempio: incentivi disponibili, costi benefici ed efficienza delle apparecchiature, orientamenti che consen‐
tano ai progettisti di considerare adeguatamente la combinazione ottimale di rinnovabili ed effi‐
cienza, procedure e procedimenti autorizzativi e buone pratiche adottati nelle regioni e nelle pro‐
vince, ecc. Lo stesso decreto prevede peraltro che il GSE, con le modalità previste dalla legge n.99/2009, possa stipulare accordi con le autorità locali e regionali per elaborare programmi
d’informazione, sensibilizzazione, orientamento o formazione. Nel 2015 sono state effettuate diverse azioni con lo scopo di rispondere pienamente ai requisiti di trasparenza quale criterio fondamentale di gestione dei benefici pubblici erogati dal GSE, e al Co‐
dice dell’Amministrazione Digitale. Tra queste s’inserisce il portale Open Data, in cui è possibile consultare importi e beneficiari dei meccanismi di incentivazione gestiti dal GSE. Altrettanto, l'Azienda ha adottato ‐ in ottemperanza a quanto disposto dall’ ANAC (Autorità Na‐
zionale Anticorruzione) e alle disposizioni di legge ‐ il Piano Triennale per la Prevenzione della Corruzione 2016‐2018 (PTPC) in cui sono individuate le aree di rischio, le misure di prevenzione e di controllo per contrastare fenomeni corruttivi. Anche questo documento è pubblicato sul sito web del GSE. Per svolgere al meglio le attività di informazione il GSE ha messo in capo diversi strumenti, tra questi il Contact Center, le attività di ufficio stampa, il sito web e i canali social istituzionali, la par‐
tecipazione a convegni e fiere, le lezioni di approfondimento presso scuole e università, le pubbli‐
cazioni informative. L’organizzazione di oltre 20 eventi nel 2015 (dibattiti, incontri con 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 dell’anno il GSE ha partecipato alle principali fiere nazionali, considerate un’importante possibilità di incontro con gli operatori del settore e con tutti i cittadini interessati: la presenza co‐
stante 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. 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’incentivazione delle fonti rin‐
novabili, il Rapporto sul fotovoltaico, il Rapporto sui Certificati Bianchi e quello sul Conto Termico, il Rapporto sulle Aste CO2, i periodici Rapporti sui dati statistici, il Bilancio di sostenibilità, il Bilan‐
cio di esercizio, e tutta la serie di guide, rapporti e studi sviluppati in ottemperanza alle previsioni normative e disponibili nella sezione «Pubblicazioni» del sito del GSE. 216
Sono proseguite anche le attività di comunicazione digitale del GSE con l’obiettivo di potenziare il livello di soddisfazione degli utenti/clienti, che interagiscono con il sito web, al fine di migliorare la qualità dei servizi on line e l’interazione tra l’Azienda e il pubblico di riferimento. L’interazione con clienti, cittadini, media e istituzioni è stata potenziata anche attraverso i canali GSE, attivati dal 2012, sui principali social media. Nello specifico, con l’account Twit‐
ter@GSErinnovabili, seguito da oltre 8.000 followers, l’Azienda risponde quotidianamente alle ri‐
chieste di informazione ed assistenza da parte degli operatori, oltre a diffondere news, eventi, pubblicazioni di interesse per tutti gli stakeholders. Nel 2015 il servizio di social customer care su Twitter ha ricevuto numerosi feedback positivi sull’efficacia e la velocità delle risposte erogate. L’importanza attribuita alla condivisione di informazioni di supporto per la comprensione dei ser‐
vizi erogati e delle modalità di accesso ai meccanismi di incentivazione ha portato il GSE a conso‐
lidare la propria presenza anche sugli altri canali social istituzionali (YouTube, LinkedIn, Issuu e Sli‐
deshare). 217 12.2 Il Contact Center del GSE Il GSE, con la propria struttura di Contact Center, eroga informazioni sulle modalità di accesso agli incentivi/contratti commerciali e fornisce supporto alle convenzioni in essere, relativamente a tut‐
ti i servizi gestiti. La finalità del Contact Center è quella di assicurare una comunicazione trasparente, tempestiva ed efficace agli utenti a fronte delle richieste pervenute sui diversi canali (telefono, mail, ecc). Il servi‐
zio al pubblico è attivo da lunedì al venerdì dalle 9.00 alle 18.00. Le attività principali sono:  individuare la tematica di riferimento e provvedere alla registrazione delle richieste di assisten‐
za e/o informazione;
 fornire all’utente opportuno riscontro attraverso la consultazione della documentazione dispo‐
nibile e l’utilizzo degli strumenti necessari, ivi incluso il supporto alla navigazione dei portali de‐
dicati;
 individuare e smistare alle strutture competenti quesiti che necessitano approfondimenti speci‐
fici e controllarne l’effettiva risoluzione;
 elaborare statistiche per la verifica e valutazione delle principali esigenze informative esterne, al
fine di implementare azioni per l’ottimizzazione dei flussi informativi.
Il servizio viene svolto in outsourcing da un unico fornitore, in completa autonomia organizzativa, ed è comprensivo delle risorse specializzate e delle infrastrutture hardware e software necessarie. Il GSE definisce e fornisce tutti i contenuti tecnici per l’aggiornamento degli strumenti di gestione del servizio e ne controlla la corretta applicazione e i livelli di servizio. Il Contact Center opera su tutti i canali e con diversi livelli di attività: servizi di supporto telefonico e asincrono, accoglienza in sede e presso eventi/fiere o manifestazioni di settore, lavorazioni in back office specialistico utilizzando l’infrastruttura tecnologica (CRM, IVR, ecc.) del fornitore. Nel 2015, il numero di contatti, in termini di richieste pervenute e lavorazioni effettuate, è stato di un milione circa, attestandosi sui volumi del precedente anno. Tabella 78 Andamento dei contatti per canale MEDIA MENSILE ANNO 2014 Telefono Email/Fax 1
Prioritario 2
Back Office livello superiore 3
Canali derivati
Outbound telefonico/email Call back telefonico Totale contatti di cui lavorazioni gestibili 50.907
16.602
408
8.929
5.499
160
231
82.735
2014 610.880
199.221
4.895
107.151
65.984
1.919
2.766
992.816
724.578
1 Fiere, accoglienza, Twitter, convenzioni, gestori di rete 2 Servizi di competenza specialistica 3 Canali derivati dai principali (telefono, mail) che afferiscono a più richieste di uno stesso contatto 218 MEDIA MENSILE ANNO 2015 55.389 17.575 556 1.297 7.315 130 999 83.260 2015 664.666
210.895
6.669
15.562
87.783
1.554
11.991
999.120
658.001
Di seguuito, sono ripo
ortati i servizi del GSE che nnel 2015 hanno
o rappresentatto le principali temati‐
che perr le quali l’utennte si è rivoltoo al Contact Ceenter. Rispetto
o alle 658.001 l lavorazioni gestibili, in evidenzza il Conto Eneergia che, nell ’ambito di paggamenti e fattu
urazione, è quuello che ha cattalizzato la masssima attenzionne. Figuraa 88 I princiipali servizi richiesti al C
Contact Centter 1 CONTO
O ENERGIA
SCAMB
BIO SUL POSTO
AREA C
CLIENTI
RID E TTO
ANTIMAFIA
SEU SEESEU
INFORM
MAZIONI GENERALII CONTO
O TERMICO
INCENTTIVI FER‐E
CERTIFICATI BIANCHI
CERTIFICATI VERDI
GESTORI DI RETE
CAR
QUALIFFICA IAFR
BIOCAR
RBURANTI
9,8%
7,2%
3,8%
3,5%
2,7%
2,4%
2,4%
2,0%
1,8%
20,7%
0,8%
0,4%
0,4%
0,2%
0,0%
43,7%
%
1 Dai prinncipali servizi gestiti soono esclusi Fuel Mix, EEU ETS, biometano, M
MPE, GO RECS, meterin
ng, gas, dispacciamennto e registri – aste che rapppresentano solo l’1% del totale Conto Eneergia Scambio ssul Posto Area Cliennti RiD e TO Antimafia SEU SEESEEU Informaziooni generali Conto Terrmico Incentivi FFER‐E Certificati Bianchi Certificati Verdi Gestori di Rete CAR Qualifica IIAFR Biocarburranti Totale 176.574 75.931 608 30.232 ‐ 1.721 ‐ 2.143 2.454 1.192 1.937 ‐ 589 26 14 293.421 477.707 311.485 ‐ 5.255 5
‐ ‐ ‐ 605 1.087 1
318 913 533 147 929 1 888.980 17.2666
9.1855
5.6999
2.2399
2.9822
9.5700
17.5644
6.2199
4.6244
3.9577
9700
‐
1.0477
2344
2088
81.7644
16.481
2.435
56.266
910
401
3.039
12.610
16.803
2.015
808
21.004
9.986
5.578
175
288
331
140
19
41
24
14
77.525
5.627
3.598
6.189
396
585
65
62
63.969
2.724
595
1.899
29.614
TOTALE VERIFICHE E ISPEZIONI SISTEMI MISURE PRESENTAZIONE E VALUTAZIONE RICHIESTA COMUNICAZIONI E ANAGRAFICA CLIENTI INFORMAZIONI GENERALI CONVENZIONI E GESTIONE CON‐
TRATTUALE PAGAMENTI E FATTURAZIONE Tabellaa 79 Andam
mento dei prrincipali servvizi con il de
ettaglio dei maggiori am
mbiti d’interesse 1 5.7778 1.3666
1.2335
1.7339
1552
1.6887
682 8991 5887 7993 1777
1447
995 14 75 25 118
14.6665 6 6 808 284.330
135.027
63.808
46.761
24.539
22.964
17.564
15.674
15.437
12.805
5.128
2.598
2.510
1.284
317
650.746
1 Dalle ricchieste lavorabili sono eesclusi Fuel Mix, EU ETTS, biometano, MPE, GGO RECS, metering, gass, dispacciamento e reg
gistri – aste che rappreesentano solo l’1% del totale 219 Figura 89 A ndamento dei principali servizi con il dettaglio dei maggiori ambiti d’interesse 1 ‐
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
Pagamenti e Fatturazione
350.000
293.421 Convenzioni e Gestione Contrattuale
88.980 Informazioni Generali
81.764 CONTO ENERGIA
SCAMBIO SUL POSTO
AREA CLIENTI
RID E TO
ANTIMAFIA
Presentazione e Valutazione Richiesta
63.969 SEU SEESEU
INFORMAZIONI GENERALI CONTO TERMICO
Misure
29.614 INCENTIVI FER‐E
CERTIFICATI BIANCHI
CERTIFICATI VERDI
Sistemi
14.665 GESTORI DI RETE
CAR
QUALIFICA IAFR
Verifiche e Ispezioni
808 BIOCARBURANTI
1 Dalle richieste lavorabili sono esclusi Fuel Mix, EU ETS, biometano, MPE, GO RECS, metering, Gas, dispacciamento e registri‐aste che rappresentano solo l’1% del totale Comunicazioni e Anagrafica Clienti
77.525 L’andamento mensile nella gestione dei ticket evidenzia che la maggior parte dei quesiti lavorabili posti al GSE è risolta; la giacenza annuale, comunque già avviata verso un processo di risoluzione, è dell’1,5%. Figura 90 Andamento mensile nella gestione delle lavorazioni RISOLTO
GIACENZA
TOTALE
63.305 59.294 59.086 63.811 62.826 62.779 50.501 45.984 47.285 35.318 gennaio
febbraio
67.388 marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
40.424 settembre ottobre novembre dicembre
Il processo di escalation e di notifica dal Contact Center verso le strutture competenti, definiti Poli del GSE, riguarda circa il 7% delle richieste totali e afferisce tipicamente a chiarimenti sugli effetti derivanti dall’introduzione di nuove normative di settore e a quesiti specifici o di rilevante com‐
plessità. 220
Figura 91 Gestione dei ticket: invio in escalation e notifica ai Poli a fine 2015 GIACENZA POLO
RISOLTO POLO
NOTIFICA AL POLO
19%
22%
59%
Le procedure sono in continua revisione, in funzione delle esigenze esterne e nell’ottica di garanti‐
re processi in linea con le costanti evoluzioni legate alle attività del GSE. I risultati raggiunti sulla base dei livelli del servizio telefonico e degli altri indicatori di gestione per canali asincroni sono illustrati nella tabella seguente. Tabella 80 Livelli di servizio raggiunti nel 2015 Disponibilità linee telefoniche Tempo attesa risposta operatore (incluso IVR)
Risposta operatore su totale chiamate
Tempo attesa risposta operatore gestione email
99%
circa 6 min
84%
circa 9 giorni
221 W W W. G S E . I T
Gestore dei Servizi Energetici S.p.A.
Viale M. Pilsudski, 92 - 00197 Roma