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Introduzione
Dal punto di vista storico, la produzione di energia tramite fonti rinnovabili ha assunto un ruolo
fondamentale in Italia, soprattutto nel settore idroelettrico.
La fonte idroelettrica è stata particolarmente importante per lo sviluppo economico e
dell’autosufficienza energetica nel dopoguerra, grazie alla grande disponibilità del bacino
idroelettrico rappresentato dalle Alpi.
Dagli anni ’70 i consumi di energia elettrica aumentarono sensibilmente, soprattutto in ambito
industriale e la produzione idroelettrica incominciò ad essere insufficiente, determinando così una
maggiore dipendenza da fonti non rinnovabili come il petrolio ed il metano.
Vengono definite come fonti rinnovabili dal D.Lgs n 387 del 2003 le seguenti fonti: eolica, solare,
geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, delle biomasse, gas di discarica, gas residuati
dai processi di depurazione e biogas.
Nel 2009, la produzione di energia elettrica prodotta dal settore delle rinnovabili copre il 20% del
Consumo Interno Lordo, definito come la sommatoria delle produzioni rinnovabili e non
rinnovabili, considerando il saldo import – export.
Il saldo Italiano è fortemente in negativo, infatti, siamo definiti come importatori netti di energia
elettrica ed anche le materie prime per produrre energia da fonti non rinnovabili dipendono quasi
esclusivamente da Paesi come la Russia per il metano e dalla Libia o dagli Emirati Arabi per il
petrolio.
Dagli anni ’90 si cerca di espandere nuovamente il settore delle rinnovabili, tramite incentivi e
agevolazioni fiscali in ambito comunitario e nazionale.
L’espansione negli ultimi anni, della produzione di energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili
è avvenuta grazie alla liberalizzazione in Italia e nell’Unione Europea dei mercati energetici.
In Italia la liberalizzazione del settore elettrico è avvenuta nel 1999, con il D.Lgs n. 79 del 16
marzo 1999, decreto legislativo attuativo della Direttiva Comunitaria 96/92/CE.
La Direttiva Comunitaria 96/92/CE ha introdotto norme comuni per il mercato europeo dell’energia
elettrica, finalizzate a realizzare una graduale liberalizzazione della domanda e creare condizioni
favorevoli per lo sviluppo della concorrenza nella generazione e nella vendita di energia elettrica
(Goldoni, 1999). In molti Paesi Europei la liberalizzazione era già avvenuta da diversi anni,
soprattutto in Gran Bretagna e nei paesi Scandinavi.
Le caratteristiche della liberalizzazione del settore possono essere così riassunte:
• Liberalizzazione delle attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita
di energia elettrica, a partire dal 1/04/99.
• Riserva allo Stato delle attività di trasmissione e dispacciamento.
• Regolamentazione delle attività di distribuzione dell’energia elettrica affidata in concessione
all’ex monopolista pubblico Terna Spa.
Dal punto di vista dei consumatori finali la liberalizzazione del settore è avvenuta nel 2007, da quel
momento anche le utenze finali (famiglie e imprese) possono scegliere tra piø operatori.
Il settore elettrico e quello del gas sono fortemente legati, in quanto il metano rappresenta la materia
prima di molte centrali elettriche a produzione non rinnovabile, rappresentando nel 2009, il 44,2%
del Consumo Interno Lordo di energia elettrica.
Il D.Lgs n. 79 del 16 marzo 1999 ha introdotto altre importanti misure per agevolare l’espansione
delle fonti rinnovabili, introducendo forme di incentivi come i Certificati Verdi e forme restrittive
per i produttori di energia elettrica tramite fonti non rinnovabili (quote obbligatorie).
Con le quote obbligatorie i produttori di energia elettrica tramite fonti non rinnovabili, soprattutto
petrolio, metano e carbone, devono garantire una certa produzione di energia rinnovabile (quota che
viene aggiornata di anno in anno e nel 2011 è del 6,8%).
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I soggetti sottoposti all’obbligo possono adempiervi immettendo in rete energia elettrica prodotta da
fonti rinnovabili, oppure acquistando da altri produttori titoli, chiamati per l’appunto certificati
verdi (CV), comprovanti la produzione dell’equivalente quota.
I certificati verdi sono lo strumento con il quale tali soggetti devono dimostrare di aver adempiuto il
proprio obbligo e quindi costituiscono l’incentivo alla produzione da fonte rinnovabile.
Si crea un nuovo mercato in cui la domanda è determinata dai soggetti sottoposti all’obbligo e
l’offerta è costituita dai produttori di energia elettrica con impianti aventi diritto ai certificati verdi
emessi dal GSE.
Oltre ai certificati verdi che sono usufruibili ad ogni produzione proveniente da fonti rinnovabili,
nel 2005 è stato introdotto il Conto Energia e nel 2008 sono state introdotte le tariffe
onnicomprensive.
Il Conto Energia ha assunto un ruolo fondamentale per l’espansione del settore fotovoltaico, non
solo in ambito industriale, ma soprattutto in ambito civile (famiglie e persone fisiche).
Gli incentivi erogati dal Conto Energia hanno permesso di espandere enormemente il settore,
soprattutto per i privati e le abitazioni, infatti, gli impianti installati sono cresciuti da 1.400 nel 2006
a piø di 70.000 nel 2009.
Questi aspetti saranno esaminati in dettaglio nel primo Capitolo, dove si analizzerà l’espansione
delle rinnovabili e il ruolo assunto dagli incentivi nei seguenti settori: Idroelettrico, Eolico,
Biomasse, Fotovoltaico e Geotermico.
Una comparazione sarà fatta a livello Regionale ed Europeo in base al numero di impianti installati,
alla loro potenza efficiente e alla loro capacità produttiva.
Nel secondo Capitolo, ho introdotto il concetto di Autocorrelazione Spaziale che può essere
derivata dalla prima legge della geografia secondo la quale “Ogni cosa è correlata a qualsiasi altra,
ma le cose vicine sono piø relazionate di quelle lontane” (Tobler; 1970).
Tramite l’Autocorrelazione Spaziale si dimostra che due aree confinanti, o comunque vicine,
possano avere maggiori relazioni rispetto a due aree lontane.
Questo concetto vìola le regole basi della statistica classica, secondo la quale deve essere garantita
l’indipendenza delle osservazioni, pena la mancanza di significatività nei risultati, cosa che non può
essere garantita nel caso di osservazioni spaziali (legate al territorio).
Attraverso l’Indice di Moran si associa ad ogni area una matrice di pesi (matrice di prossimità) che
può essere basata sulla contiguità o sulla distanza.
Il metodo da me usato è basato sulla contiguità di tipo “Queen”, cioè si considerano come vicine
tutte le aree che hanno almeno un vertice in comune, attribuendogli un punteggio pari a 1; pari a 0
per aree non contigue.
Ad ogni settore delle rinnovabili ho calcolato l’Autocorrelazione Spaziale tramite l’Indice di
Moran, agendo sulla distribuzione provinciale.
Il concetto dell’Indice di Moran è quello di associare alla dispersione rispetto alla media, un
carattere spaziale (pesi, W), che ci permette di capire se abbiamo un’aggregazione di valori positivi
o negativi e quindi se ciò denota una certa dipendenza nelle aree contigue.
L’Autocorrelazione Spaziale può essere riferita a tutto il campione delle aree geografiche, in questo
caso si parla di Indice di Moran globale; oppure può essere riferito ad una porzione dell’insieme e si
ottiene in questo caso l’Indice di Moran locale.
Nel terzo e ultimo capitolo ho effettuato un’analisi qualitativa e quantitativa di un questionario
condotto dal Dipartimento di Economia Cognetti de Martiis dell’Università di Torino e dal TIS
Innovation Park di Bolzano.
Il campione del questionario è costituito da imprese Piemontesi e del Trentino Alto Adige operanti
nel settore delle rinnovabili e precisamente in tre ambiti: quello delle biomasse, del biogas e
idroelettrico.
Nell’analisi qualitativa si fa riferimento alle caratteristiche delle società in esame; come il numero
di dipendenti, il numero di soci e l’appartenenza a cooperative. L’analisi è inoltre incentrata sulle
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motivazioni per le quali è stato realizzato l’impianto, sulla relazione con il contesto locale e su
alcune opinioni riguardanti le politiche a supporto delle fonti rinnovabili.
L’analisi di tipo quantitativo fa riferimento principalmente alle caratteristiche tecniche, economiche
e produttive degli impianti, ponendo diverse domande alle società in relazione al tipo di attività in
cui agiscono.
Nello specifico per caratteristiche tecniche si intende il tipo di impianto, la potenza nominale
installata, le ore di esercizio, la tecnologia utilizzata e l’allacciamento alla rete elettrica o termica.
Per caratteristiche produttive si intende la produzione annua di elettricità o di energia termica, le
materie prime utilizzate e il numero di utenti allacciati alla rete termica o elettrica.
Per caratteristiche economiche si fa riferimento all’ammontare dell’investimento ed alla ripartizione
dei costi di esercizio annui in base alle seguenti voci: manutenzione dell’impianto, personale,
finanziamenti, acquisto di materie prime, smaltimento rifiuti e altri costi aggiuntivi.
Oltre ai costi fissi e di esercizio, viene analizzata anche la vendita di energia (€/kWh) e l’utilizzo di
incentivi come i certificati verdi e le tariffe onnicomprensive per gli impianti aventi potenza
nominale inferiore a 1 MWh.
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Capitolo 1 Le fonti rinnovabili
A livello Nazionale e Comunitario si fa riferimento al D.Lgs. n° 387 del 29/12/2003 in attuazione
della Direttiva 2001/77/CE per definire quali siano le fonti rinnovabili.
Nel secondo articolo del D.L.gs, si stabilisce che per fonti rinnovabili debbano intendersi
esclusivamente le seguenti: eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica,
biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas. In particolare, per
biomasse si intende la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall'agricoltura
(comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonchØ la
parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani.
Vengono quindi esclusi dalle fonti rinnovabili i rifiuti inorganici, che erano presenti nel precedente
D.Lgs. 16/3/1999 n. 79 competente in materia.
Per quanto riguarda i rifiuti dunque, a seguito dell’entrata in vigore della L. 296/2006, oggi, fatti
salvi eventuali diritti acquisiti, possono essere incentivati solo i rifiuti totalmente biodegradabili,
che in quanto tali, secondo la Direttiva 2001/77/CE sono da includere tra le biomasse.
Vengono definiti come impianti ibridi quelli che producono energia elettrica o termica utilizzando
sia fonti rinnovabili, sia non rinnovabili; in questi casi l’incentivazione è limitata alla sola quota di
energia elettrica prodotta attribuibile alla fonte rinnovabile.
Per definire se un impianto rientra nella produzione energetica da fonti rinnovabili si fa riferimento
alla “Procedura di qualificazione degli impianti alimentati a fonti rinnovabili” predisposta dal
Gestore dei Servizi Energetici (GSE) e approvata dai medesimi Ministeri con D.M. 21/12/2007.
L’espansione negli ultimi anni, della produzione di energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili
è avvenuta grazie a politiche di promozione, tramite il sistema degli incentivi e grazie ad un piø
generale processo di liberalizzazione dei mercati energetici, in Italia e nell’Unione Europea.
La produzione di energia elettrica in Italia è stata liberalizzata gradualmente dal D.Lgs n. 79 del 16
marzo 1999, decreto legislativo attuativo della Direttiva Comunitaria 96/92/CE.
Come vedremo in seguito, il Decreto è stato particolarmente importante, in quanto oltre a
liberalizzare il settore elettrico ha creato un sistema di incentivi per la produzione di fonti
rinnovabili e ha introdotto delle quote obbligatorie per l’espansione del settore.
La Direttiva Comunitaria 96/92/CE ha introdotto norme comuni per il mercato europeo dell’energia
elettrica, finalizzate a realizzare una graduale liberalizzazione della domanda e creare condizioni
favorevoli per lo sviluppo della concorrenza nella generazione e nella vendita di energia elettrica
(Goldoni, 1999).
La Direttiva Comunitaria aveva posto il limite del 19/02/99 per il recepimento a tutti i Paesi membri
della Direttiva.
Molti Paesi, tra cui la Gran Bretagna e molti Paesi Scandinavi, avevano già da diversi anni
liberalizzato il settore; la Gran Bretagna è stata la prima in Europa nel 1990 grazie alle numerose
privatizzazioni dell’allora Governo Tacher.
La Direttiva impose ai singoli Stati membri la scissione del settore dell’energia elettrica in due
mercati separati.
Il primo è relativo al trasporto ed alla distribuzione dell’energia, in cui si riconosce l’esistenza di un
monopolio naturale.
Il secondo mercato riguarda la produzione di energia elettrica che, come già affermato, può essere
facilmente aperto alla concorrenza.
Le società produttrici di energia elettrica possono allacciarsi alla rete del monopolista pubblico
dietro compenso.
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Fattore molto importante nel settore dell’energia elettrica è il dispacciamento, cioè la gestione dei
flussi di energia sulla rete, per garantire sempre un equilibrio tra la domanda e l’offerta, dato che
l’energia elettrica non può essere stoccata come altre fonti quali il gas metano o il petrolio.
In Italia come negli altri Paesi dell’Unione Europea, il servizio di dispacciamento e distribuzione
viene gestito da un monopolista pubblico e nel caso italiano dalla società Terna Spa.
La gestione delle attività di distribuzione e dispacciamento restano pubbliche per garantire il
principio del servizio universale, in base al quale data l’importanza strategica e fondamentale
dell’energia elettrica chiunque faccia richiesta ha diritto ad essere allacciato alla rete elettrica.
Il principio del servizio universale, presente anche in molti altri servizi a rete come il gas o l’acqua,
molto difficilmente potrebbe essere garantito da un privato.
La Commissione ha posto dei limiti quantitativi e temporali di apertura del mercato che dovevano
essere rispettati dai paesi partner; nella fattispecie l’energia trattata sul mercato concorrenziale
doveva rappresentare il 26,5% nel 1999, il 30% nel 2000, il 35% nel 2002.
In generale, in molti paesi europei il processo di liberalizzazione è andato oltre al minimo richiesto
dalle direttive comunitarie: in Gran Bretagna, Svezia e Finlandia il mercato è già completamente
libero dal 2000, in Danimarca è liberalizzato al 90%, in Spagna e Olanda al 33%, in Italia al 30%.
In Italia, dal 1999 l’apertura del mercato è stata graduale in quanto inizialmente la libera scelta era
possibile solo per i grandi consumatori di energia elettrica, cioè imprese che consumano piø di 30
Gwh all’anno ed ai consorzi formati da imprese che consumano piø di 2 Gwh all’anno.
Tali soglie vennero abbassate a 20 Gwh nel 2000, e a 9 nel 2002. Nel 2007 si elimina ogni soglia e
tutti i consumatori, soprattutto privati e famiglie, possono accedere al libero mercato dell’energia
elettrica, optando tra diverse compagnie.
1.1 Il GSE e i meccanismi di incentivazione
Gli strumenti di incentivazione atti a promuovere la produzione elettrica da fonti rinnovabili sono
molteplici, i principali sono rappresentati dai certificati verdi (CV), dalle tariffe onnicomprensive
(TO) e dal Conto Energia.
I certificati verdi sono stati introdotti dal D.Lgs. 79/1999 per l’incentivazione della produzione di
energia elettrica da qualsiasi fonte rinnovabile.
Le tariffe onnicomprensive sono state introdotte dalla Legge Finanziaria 2008, a beneficio esclusivo
degli impianti entrati in esercizio dopo il 31/12/2007, aventi potenze nominali medie annue non
superiori a 1 MW (200 kW nel caso degli eolici).
Il Conto Energia è un sistema di incentivazione mirato alla produzione di energia elettrica tramite
fotovoltaico. Dal 2005 al 2010 sono stati emanati tre Conti Energia, il primo è stato emanato nel
2005 dal Decreto attuativo n. 181 del 5 agosto 2005, il secondo dal Decreto interministeriale del
19/02/07, l’ultimo dal Decreto interministeriale del 6/08/2010.
In tutti i casi, un ruolo fondamentale lo assume il Gestore dei Servizi energetici – GSE .Spa, che
opera per la promozione dello sviluppo sostenibile, attraverso l'erogazione di incentivi economici
destinati alla produzione energetica da fonti rinnovabili e con azioni informative atte a diffondere la
cultura dell'uso dell'energia compatibile con le esigenze dell'ambiente.
Le attività prevalenti del Gestore dei Servizi Energetici consistono nel garantire agli operatori il
sostegno economico che le normative nazionali assicurano, per lo sfruttamento delle fonti
energetiche rinnovabili. In particolare il GSE:
• Qualifica gli Impianti di generazione elettrica Alimentati da Fonti Rinnovabili (IAFR);
• Effettua il riconoscimento del rispetto della condizione tecnica di cogenerazione;
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• Emette i certificati verdi (CV) e verifica i relativi obblighi da parte di produttori ed
importatori;
• Rilascia la Garanzia d'Origine (GO) per l''energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti
fonti energetiche rinnovabili o funzionanti in cogenerazione ad alto rendimento;
• Gestisce, in qualità di Soggetto Attuatore, il sistema di incentivazione dell'energia elettrica
prodotta da impianti fotovoltaici e da impianti solari termodinamici;
• Ritira dai produttori e colloca sul mercato l'energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti
fonti rinnovabili e fonti a queste assimilate, per i quali sono stati sottoscritti contratti di
cessione pluriennali (c.d. energia CIP 6);
• Ritira e colloca sul mercato l'energia ceduta da impianti che, in base alle disposizioni di
legge tradotte nella delibera AEEG n. 280/07, cedono energia al GSE in alternativa
all'accesso diretto al mercato (c.d. ritiro dedicato);
• Ritira e colloca sul mercato l'energia prodotta da nuovi impianti a fonti rinnovabili fino a
1.000 kW (200 kW per impianti eolici), che, in base alla Legge Finanziaria 2008, scelgono il
meccanismo di incentivazione della tariffa onnicomprensiova in alternativa al sistema dei
certificati verdi;
• Eroga il servizio di scambio sul posto dell'energia prodotta da impianti fino a 200 kW a
fonti rinnovabili o funzionanti in cogenerazione ad alto rendimento (dal 1° gennaio 2009).
Come precisato nell’elenco una delle principali funzioni del GSE è quella relativa alla
qualificazione degli impianti (IAFR). Gli impianti che hanno diritto agli incentivi sono classificati
dallo stesso GSE, in base alla “qualifica degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR)”, che
viene riportata nell’Allegato 1.
Nella seguente tabella ho riportato il numero e le caratteristiche degli impianti qualificati dal GSE
che possono usufruire dei certificati verdi o delle tariffe onnicomprensive al 30/06/2010.
Gli impianti a progetto sono tutti quelli che hanno ottenuto la qualifica nella fase progettuale e che
al 30 giugno 2010 non sono ancora entrati in esercizio.
Tabella 1.1.1 Impianti qualificati in esercizio e a progetto al 30/06/2010, suddivisi per fonte
(fonte:GSE)
Numero Potenza Nominale (MW) Energia incentivabile (GWh)
Fonte Esercizio Progetto Totale Esercizio Progetto Totale Esercizio Progetto Totale
Idraulica 1.204 302 1.506 6.147 2.013 8.160 7.066 4.038 11.104
Eolica 355 294 649 4.510 3.263 7.774 8.711 6.120 14.830
Solare 70 3 73 6 1 7 8 1 9
Moto ondoso 1 1 0 0 0 0
Geotermia 14 3 17 460 140 600 1.103 273 1.376
Biomasse solide 69 102 171 1.429 732 2.161 1.825 5.218 7.042
Bioliquidi 129 278 407 611 1.851 2.462 4.311 11.067 15.398
Biogas 265 91 356 173 85 258 1.099 603 1.704
Gas di scarica 190 21 211 265 21 286 1.556 147 1.704
Rifiuti 41 9 50 967 117 1.084 1.108 356 1.464
Totale 2.338 1.103 3.441 14.569 8.223 22.792 26.805 27.824 54.629
Tabella 1.1.2: Percentuali totali degli impianti qualificati suddivisi per fonte
Fonte Numero
Potenza
(MW)
Energia
incentivabile
(GWh)
Idraulica 43,77% 35,80% 20,33%
Eolica 18,86% 34,11% 27,15%
Solare 2,12% 0,03% 0,02%
9
Moto ondoso 0,03% 0,00% 0,00%
Geotermia 0,49% 2,63% 2,52%
Biomasse solide 4,97% 9,48% 12,89%
Bioliquidi 11,83% 10,80% 28,19%
Biogas 10,35% 1,13% 3,12%
Gas di scarica 6,13% 1,25% 3,12%
Rifiuti 1,45% 4,76% 2,68%
Totale 100,00% 100,00% 100,00%
In grassetto sono evidenziate le percentuali maggiori e i totali.
Il settore idroelettrico risulta quello con il maggior numero di impianti qualificati a produrre energia
elettrica, così come risulta il piø importante in termini di potenza nominale installata.
La potenza nominale, definita come la potenza generata o assorbita da una macchina durante il suo
funzionamento, può essere rapportata con il numero di impianti, ottenendo così un valore medio.
Il settore geotermico è quello piø produttivo con una potenza nominale di 35 MW per impianto,
seguito dal settore delle biomasse ed eolico (rispettivamente 12,6 e 12 MW/impianto). Il settore
idroelettrico ha una potenza installata media “bassa” rispetto alle altre fonti, pari a 5,4
MW/impianto.
L’energia incentivabile E
I
, varia come vedremo in seguito, dal tipo di incentivo, dalla tipologia di
impianto e dal tipo di intervento effettuato.
Dalle tabelle risulta che il settore dei bioliquidi sia quello, escludendo gli impianti ibridi, con piø
energia incentivabile, anche se questo indicatore dipende da molte variabili.
Il maggior numero di impianti qualificati è locato nel Nord Italia con 1.505 unità, seguito dal Sud e
le isole con 505 unità e dal Centro Italia con 262 unità.
La ripartizione territoriale è simile anche nel caso della potenza installata (rispettivamente 7.198
MW, 5.937 MW e 1434 MW), invece è diverso il caso per l’energia incentivata in cui il Sud con
13.096 MW supera il Nord (10.766 MW)
Nella seguente tabella ho effettuato una comparazione tra gli impianti qualificati al 31/12/2009 e il
numero di impianti installati.
Tabella 1.1.3: Comparazione tra impianti qualificati ed installati al 31/12/2009 (fonte:GSE)
Impianti
qualificati 2009
Impianti installati
2009
∆ Impianti qualificati
ed installati
Fonte
Numero
impianti
Potenza
(MW)
Numero
impianti
Potenza
(MW)
%
Impianti % Potenza
Idraulica 284 1.970 2249 17.721 12,63% 11,12%
Eolica 275 3.471 294 4.898 93,54% 70,87%
Solare 3 1 71.288 1.144 0,00% 0,09%
Geotermia 3 140 32 737 9,38% 19,00%
Biomasse solide 89 747 112 473 79,46% 157,78%
Bioliquidi 265 1.801 42 385 630,95% 467,83%
Biogas 66 63 272 378 24,26% 16,66%
Totale 1.020 8.336 74.289 25.737
Bisogna precisare che per gli impianti qualificati si fa riferimento alla potenza nominale, per le
statistiche sulla diffusione delle rinnovabili alla potenza efficiente.
La potenza efficiente è quella attiva massima di un impianto di produzione che può
essere erogata con continuità o per un determinato numero di ore.
La potenza nominale può anche essere definita come potenza apparente massima a cui
una macchina elettrica può funzionare con continuità in condizioni specificate.
(glossario,Terna Spa).
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Quasi tutti gli impianti eolici sono qualificati per produrre energia elettrica e hanno diritto a ricevere
i certificati verdi dal GSE. Per quanto riguarda il settore idroelettrico, pur essendo quello con piø
impianti qualificati (tabella 1.1.2), in rapporto con il totale degli impianti in esercizio rappresenta
solo un 12% degli aventi diritto a qualche forma di incentivazione (certificati verdi o tariffe
onnicomprensive).
Il settore solare è un caso particolare, in quanto quasi la totalità di questi impianti usufruiscono del
Conto Energia, che è un sistema di incentivazione molto diverso rispetto agli altri.
Nel settore dei Bioliquidi ci sono dati molti discordanti tra le due tabelle, in quanto il numero di
impianti qualificati è inferiore rispetto a quelli totali.
1.1.1 I Certificati Verdi
I certificati verdi vengono rilasciati dal GSE in funzione dell’energia elettrica netta prodotta dagli
impianti.
Il D.L.gs 79/1999 oltre a introdurre il sistema di incentivi dei certificati verdi (CV), nell’articolo 11
introduce il concetto di quote obbligate definite come l’obbligo, a carico dei produttori e degli
importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili, di immettere nel sistema elettrico
nazionale, a decorrere dal 2002, una quota minima di energia elettrica prodotta da impianti
alimentati a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 01/04/1999.
I soggetti sottoposti all’obbligo, possono adempiervi immettendo in rete energia elettrica prodotta
da fonti rinnovabili, oppure acquistando da altri produttori titoli, chiamati per l’appunto certificati
verdi (CV), comprovanti la produzione dell’equivalente quota. I certificati verdi sono lo strumento
con il quale tali soggetti devono dimostrare di avere adempiuto il proprio obbligo e quindi
costituiscono l’incentivo alla produzione da fonte rinnovabile. Si crea, infatti, un mercato in cui la
domanda è determinata dai soggetti sottoposti all’obbligo e l’offerta è costituita dai produttori di
energia elettrica con impianti aventi diritto ai certificati verdi.
Le quote obbligatorie sono riportate nella seguente tabella:
Tabella 1.1.4 Incremento annuale della quota d’obbligo introdotta dal D.Lgs. 79/1999 (fonte:
GSE)
Anno di
riferimento
Quote
d’obbligo
Anno di
assolvimento
2001 2% 2002
2002 2% 2003
2003 2% 2004
2004 2,35% 2005
2005 2,70% 2006
2006 3,05% 2007
2007 3,80% 2008
2008 4,55% 2009
2009 5,30% 2010
2010 6,05% 2011
2011 6,80% 2012
2012 7,55% 2013
La taglia dei certificati verdi è stata progressivamente ridotta da 100 MW in vigore nel 2002 ad 1
MW introdotto dalla Legge Finanziaria del 2008.
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Dal primo gennaio 2009, dunque, il numero di CV che un soggetto obbligato deve possedere per
dimostrare di aver adempiuto l’obbligo introdotto dal D.Lgs. 79/1999, è uguale al proprio obbligo
espresso in MWh.
Modalità di calcolo
Un concetto fondamentale è rappresentato dall’Energia netta prodotta dall’impianto (E
A
), che
rappresenta la base per calcolare l’energia incentivabile ed i relativi prezzi di vendita dei certificati
verdi. L’energia netta prodotta dall’impianto (E
A
) rappresenta l’energia lorda misurata ai morsetti
dei gruppi di generazione, diminuita dell’energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari, delle perdite
nei trasformatori e delle perdite di linea fino al punto di consegna dell’energia elettrica alla rete con
obbligo di connessione di terzi.
In termini piø semplici, il valore di E
A
che i produttori devono indicare nella documentazione
necessaria per ottenere la qualifica (IAFR), rappresenta una stima della produzione annua attesa
dall’impianto.
Il rapporto tra l’energia netta prodotta (E
A
) e quella incentivata (E
I
) non è univoco tra tutti gli
impianti ed è in relazione con il tipo di intervento effettuato.
In base al D.M. 18/12/2008 sono definiti gli interventi impiantistici che danno diritto agli incentivi e
le equazioni per il calcolo dell’energia incentivata E
I
.
Nel dettaglio gli impianti qualificabili per il successivo rilascio dei certificati verdi sono quelli
entrati in esercizio in data successiva al 1/4/1999 a seguito di interventi di potenziamento,
rifacimento totale, rifacimento parziale, riattivazione, nuova costruzione, nonchØ gli impianti
termoelettrici entrati in esercizio prima del 1/4/1999 ma che successivamente a tale data operino
come centrali ibride.
In base a quanto previsto dalla normativa antecedente la Legge Finanziaria 2008, per gli impianti
entrati in esercizio prima del 31/12/2007, l’energia corrispondente al numero di certificati verdi
riconosciuti (E
CV
) coincide esattamente con l’energia riconosciuta come incentivabile (E
I
), la quale,
come detto, dipende dall’energia netta prodotta (E
A
) in modo differente a seconda dell’intervento
realizzato.
La Legge Finanziaria 2008 ha introdotto un nuovo sistema per gli impianti entrati in servizio dopo il
31/12/2007, in base alla quale si associa ad E
A
un coefficiente K relativo al settore di produzione, in
modo che:
Ecv = K
X
E
I
. (1)
I coefficienti K sono riportati nella seguente tabella:
Tabella 1.1.5 Coefficienti moltiplicativi per il calcolo del numero di CV (fonte: L. Finanziaria
2008)
Fonte Coeficiente
K
Eolica on-shore 1,00
Eolica off-shore 1,5
Geotermia 0,90
Moto ondoso e maremotrice 1,80
Idraulica 1,00
Rifiuti biodegradabili e Biomasse diverse dal punto
successivo
1,30
Biomasse o biogas derivanti da prodotti agricoli, di
allevamento e forestali, ottenuti nell’ambito di intese di filiera,
contratti quadro o filiere corte
1,80
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