Gli incentivi all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili

Le vecchie forme di incentivazione basate sul CIP 6/92

La deliberazione CIP del 29 aprile 1992, n. 6, ha generato delle disposizioni in materia di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti convenzionali, rinnovabili ed assimilabili.

La delibera identifica 3 classi di impianti:

1. alimentati da fonti rinnovabili: il sole, il vento, l’energia idraulica, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso, la trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici o di prodotti vegetali;
2. alimentati da fonti assimilate a quelle rinnovabili: cogenerazione, impianti che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico, scarti di lavorazione e/o di processi, fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati;
3. alimentati da fonti convenzionali: quelli per la sola produzione di energia elettrica che utilizzano combustibili fossili ed altri impianti non rientranti nelle categorie precedenti.

Un impianto è considerato assimilabile agli impianti che utilizzano le fonti di energia rinnovabili quando il suo indice energetico Ien è maggiore di un valore limite (0,51).

Il provvedimento definisce il prezzo di cessione per gli impianti di nuova realizzazione ed entrata in servizio utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate. Per impianti di nuova realizzazione si intende quelli la cui data di entrata in servizio è successiva al 30 gennaio 1991. Per tali impianti il prezzo di cessione dell’energia elettrica prodotta è differenziato sia per tipologia di fonte sia a seconda che gli impianti

• mettano a disposizione l’intera potenza o una quota di potenza prefissata (impianti di tipo A)
• cedano solo le eccedenze (impianti di tipo B).

La metodologia di formazione dei prezzi di cessione si basa sul concetto di costo evitato cioè il mancato costo che l’ENEL avrebbe dovuto sostenere per la produzione dell’energia generata dall’impianto privato. Il prezzo di cessione, espresso il L/kWh, è formato da due voci: la componente di costo evitato ed una componente di incentivazione (Figura 1).

La componente di costo evitato risulta a sua volta composta da tre voci: il costo di impianto, il costo di esercizio, manutenzione e spese generali connesse, il costo del combustibile.

La componente di incentivazione viene aggiunta alla voce di costo evitato ma solamente per i primi 8 anni di esercizio dell’impianto. La componente è commisurata al grado di competitività tecnologica della singola tecnologia: per questo motivo assume valori diversi a seconda del tipo di impianto secondo la classificazione seguente:

• impianti idroelettrici a serbatoio, a bacino, ad acqua fluente oltre 3MW;
• impianti idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW;
• impianti eolici e geotermici;
• impianti fotovoltaici, a biomasse, a RSU nonché, previo accertamento, impianti equiparati;
• impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia;
• impianti che utilizzano combustibili fossili (idrocarburi o carbone) aventi Ien > 0,51;
• impianti idroelettrici potenziati.

Il riconoscimento dei suddetti prezzi di cessione è alternativo ai contributi previsti dalla legge 9 gennaio 1991, n. 10, e segue i criteri di cumulo previsti per la stessa legge nella delibera CIPE del 26 novembre 1991.

La deliberazione fissa inoltre i prezzi di cessione dall’ENEL alle imprese distributrici acquirenti dell’energia elettrica prodotta con impianti esistenti sia che utilizzino fonti rinnovabili o assimilate sia che si avvalgano di fonti convenzionali. I costi evitati di impianto, di esercizio, manutenzione e spese generali connesse sono a carico dell’impresa distributrice acquirente, mentre il costo evitato di combustibile, per ogni kWh ceduto all’impresa acquirente, è a carico del conto per l’onere termico della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE). La restante quota di prezzo è a carico del conto sovrapprezzo termico per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate.

Per nuovi impianti utilizzanti fonti rinnovabili ed assimilate viene riconosciuto un contributo pari alla somma del costo evitato di combustibile e della componente relativa alla specifica tipologia di impianto. Le attività istruttorie per gli accertamenti sono effettuate dal Comitato Tecnico per l’energia elettrica da fonti rinnovabili ed assimilate.

E’ istituito un conto sovrapprezzo termico a carico dell’utente finale per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilabili che è alimentato applicando sulle forniture di energia elettrica un’aliquota differenziata per forniture con consumo a diversa tensione. E’ esonerata dal sovrapprezzo termico:

• l’energia prodotta e consumata dalle imprese autoproduttrici nei propri stabilimenti per le destinazioni consentite dalla legge 9 gennaio 1991, n. 9, articoli 20, 22 e 23
• quella ceduta alle imprese distributrici
• quella ceduta da imprese produttrici - distributrici a titolo di permuta ad altre imprese nazionali sino a concorrenza dei ritiri di energia effettuati dalla stessa impresa nel corso di ciascun periodo contrattuale
• quella che le imprese municipalizzate cedono ai Comuni per uso esclusivo dei servizi comunali obbligatori nei limiti della produzione non ammessa a contributo per l’onere termico
• quella destinata da società cooperative al soddisfacimento dei fabbisogni dei propri soci nei limiti delle loro disponibilità di autoproduzione.

(*) I sensi delle frecce indicano i flussi monetari.

Vengono quindi riportate le disposizioni generali per la cessione quali:

• gli oneri di allacciamento alla rete pubblica da parte dei produttori di energia da fonte rinnovabile o assimilata. Tali oneri sono ripartiti in parti uguali tra il produttore cedente e l’impresa acquirente per gli impianti di tipo A realizzati in regioni aventi un deficit di produzione di energia elettrica rispetto alla domanda, mentre nel caso di impianti da fonti rinnovabili, gli oneri sono ripartiti per 1/3 a carico del cedente e per 2/3 a carico dell’impresa acquirente. In tutti gli altri casi, gli oneri relativi sono a carico del produttore cedente;
• la copertura finanziaria.

All’energia elettrica vettoriata, prodotta da impianti esistenti o nuovi alimentati con fonti convenzionali e da impianti esistenti alimentati con fonti rinnovabili o assimilate, si applicano i pedaggi e si detraggono le perdite indicati nelle tabelle della deliberazione. I pedaggi sono riferiti:

• ai livelli di tensione;
• al percorso misurato in linea d’aria tra il punto di consegna e il punto di riconsegna;
• al numero convenzionale di trasformazioni della tensione addebitate per un numero massimo di tre consecutive;
• alla potenza massima convenzionale vettoriata.

Le perdite sono riferite:

• al percorso misurato in linea d’aria;
• al numero di trasformazioni.
• applicando le medesime norme che regolano i pedaggi.

L’impresa che deve effettuare il vettoriamento provvede all’installazione delle necessarie apparecchiature di misura i cui oneri sono a carico:

• del richiedente il vettoriamento nel punto di consegna dell’energia;
• dell’impresa nel punto di riconsegna.

All’energia elettrica scambiata, prodotta da impianti alimentati con fonti convenzionali e da impianti esistenti alimentati con fonti rinnovabili o assimilate, si applicano i coefficienti che tengono conto delle fasce orarie di consegna e riconsegna (come definiti dal provvedimento CIP n. 45/90) e delle perdite sulla rete (che sono funzione della distanza e della tensione di riconsegna). Al rapporto di scambio deve essere associato un contratto separato di fornitura di integrazione.

Gli oneri di collegamento alla rete pubblica sono a carico del richiedente del servizio.

Successivamente, con la deliberazione dell’A.E.E.G. del 26 giugno 1997, n. 70/1997, sono stati inglobati nella tariffa il sovrapprezzo termico ordinario, l’aliquota del recupero dell’imposta di fabbricazione sugli oli combustibili impiegati per generare direttamente o indirettamente l’energia elettrica, l’aliquota aggiuntiva provvisoria di sovrapprezzo per il ripianamento del conto per l’onere termico relativo agli anni dal 1994 al 1996, la maggiorazione straordinaria di cui all’art. 33, comma 1, della legge 9 gennaio 1991, n. 9, per la parte relativa alla reintegrazione degli oneri derivanti dalla sospensione e interruzione dei lavori per la realizzazione di centrali nucleari e il sovrapprezzo per i nuovi impianti di cui al titolo VI del provvedimento CIP n. 6/1992, relativo alla energia leettrica nuova prodotta con fonti rinnovabili e assimilate.

A seguito dell’inglobamento sono state individuate nella tariffa le due variabili:

A: avente come componenti:

A1: l’aliquota aggiuntiva provvisoria di sovrapprezzo per il ripianamento del conto per l’onere termico relativo agli anni dal 1994 al 1996;

A2: la maggiorazione straordinaria di cui all’art. 33, comma 1, della legge 9 gennaio 1991, n. 9, per la parte relativa alla reintegrazione degli oneri derivanti dalla sospensione e interruzione dei lavori per la realizzazione di centrali nucleari;

A3: il sovrapprezzo termico ordinario, per la quota necessaria alla copertura del costo evitato di combustibile di cui al punto 2, titolo II, del provvedimento CIP n. 6/1992, nonché il sovrapprezzo dei nuovi impianti di cui al titolo VI, dello stesso provvedimento, relativo alla energia elettrica nuova prodotta con fonti rinnovabili ed assimilate;

B: avente per componenti:

B1 : il sovrapprezzo termico ordinario al netto della quota inglobata nella parte A;

B2: l’aliquota di recupero dell’imposta di fabbricazione sugli oli combustibili impiegati per generare direttamente o indirettamente l’energia elettrica.

Non vengono inglobate nella tariffa le imposte e la maggiorazione straordinaria di cui all’art. 33, comma 1, della legge 9 gennaio 1991, n. 9, per la parte necessaria ad assicurare il reintegro delle minori entrate dello Stato.

Lo stesso provvedimento riporta le condizioni a regime della tariffazione e gli esoneri.

La deliberazione dell’A.E.E.G. del 28 ottobre 1997, n. 108/1997 definisce i prezzi di cessione delle eccedenze di energia elettrica di cui agli art. 20 e 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9.

Relativamente ai nuovi impianti:

• per le ore piene, tale prezzo è composto dalla componente di prezzo, di cui al titolo II, comma 3, del provvedimento CIP n. 6/92 e successive integrazioni e modificazioni, riconosciuta per i primi otto anni dalla data di entrata in servizio dell’impianto e da una componente di prezzo relativa al costo evitato d’impianto, di esercizio, manutenzione e spese generali connesse;
• per le ore vuote, tale prezzo è composto, dalla data di entrata in vigore del provvedimento a tutto il 1998, al costo riconosciuto dell’energia elettrica prodotta con impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, come definito dal comma 6.5 della deliberazione dell’Autorità n. 70/97, e dal 1 gennaio 1999 al valore medio nazionale della parte B della tariffa, come definito dal comma 6.11 della deliberazione dell’Autorità n. 70/97.

Relativamente agli altri impianti:

• per le ore piene, tale prezzo è composto da una componente di prezzo relativa al costo evitato di impianto, di esercizio, manutenzione e spese generali connesse che, dalla data di entrata in vigore del provvedimento a tutto il 1999, è pari alla componente di costo evitato e dalla componente di prezzo, di cui al titolo II, comma 3 del provvedimento CIP n. 6/92 e successive integrazioni e modificazioni, riconosciuta per i primi otto anni dalla data di entrata in servizio dell’impianto;
• per le ore vuote, tale prezzo è composto, dalla data di entrata in vigore del provvedimento a tutto il 1998, al costo riconosciuto dell’energia elettrica prodotta con impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, come definito dal comma 6.5 della deliberazione dell’Autorità n. 70/97, e dal 1 gennaio 1999 al valore medio nazionale della parte B della tariffa, come definito dal comma 6.11 della deliberazione dell’Autorità n. 70/97.

Al fine dell’applicazione del provvedimento:

• gli impianti idroelettrici potenziati sono equiparati agli impianti nuovi, per la quota di energia ceduta pari al rapporto tra l’aumento della producibilità in ore piene e la producibilità totale nelle stesse ore piene, oppure all’analogo rapporto calcolato nelle ore di punta, qualora risulti maggiore, solo nei casi definiti al titolo II, comma 8, del provvedimento CIP n. 6/92 e successive modificazione e integrazioni, quando il potenziamento sia ultimato entro il 30 giugno 1998;
• gli impianti non idroelettrici sono equiparati agli impianti nuovi, per la quota di energia elettrica ceduta pari al rapporto tra l’aumento di potenza e la potenza totale solo nei casi previsti dal titolo II, comma 9, del provvedimento CIP n. 6/92 e successive integrazioni e modificazioni, quando il potenziamento sia ultimato entro il 30 giugno 1998;
• i rifacimenti di cui al titolo II, comma 10 del provvedimento CIP n. 6/92 e successive integrazioni e modificazioni sono equiparati agli impianti nuovi, se ultimati entro il 30 giugno 1998.

Vengono inoltre definite le nuove componenti del prezzo di cessione a carico della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico e i contributi alle imprese produttrici - distributrici.

Le nuove forme di incentivazione all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili

L’11 novembre 1999 il Ministero dell’Industria ha emesso il testo del decreto attuativo dell’articolo 11 del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n.79 (Decreto Bersani) riguardante le nuove forme di incentivazione previste per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.

La nuova normativa del settore elettrico prevede fondamentalmente due tipi di incentivi per l’energia da fonti rinnovabili:

• procedure di gara per l’attribuzione di incentivi da parte delle Regioni e delle Provincie Autonome (DL 79/99, art.11, comma 6);
• introduzione dei "Certificati Verdi".

La forma di incentivazione attraverso gare regionali attualmente non è operativa sia perché non sono ancora stati stanziati dal Governo i fondi a supporto di tali iniziative sia perché manca a livello nazionale qualsiasi indicazione per la stesura dei relativi bandi. Si è dunque in attesa di maggiori specificazioni in merito.

L’istituzione dei Certificati Verdi è, invece, stata oggetto di uno specifico decreto del MICA (DM 11 novembre 1999, pubblicato sulla G.U. 14 dicembre 1999, n. 292).

I Certificati Verdi raccolgono l’eredità e le funzioni del vecchio CIP 6/92. Una importante differenza con gli incentivi previsti dal CIP 6/92 è però che, mentre questi ultimi venivano assegnati solo in seguito a specifiche autorizzazioni e graduatorie, i Certificati Verdi saranno emissibili a chiunque ne faccia regolare domanda, dimostrandone di avere i requisiti richiesti.

I Certificati Verdi sono dei titoli annuali che vengono attribuiti all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili utilizzando impianti entrati in esercizio dopo il 1 aprile 1999. Sono dei titoli "al portatore" cioè totalmente disgiunti dalla corrispondente energia elettrica "verde" prodotta e potranno perciò essere negoziati liberamente cambiando proprietario più volte prima del loro annullamento.

Gli impianti che avranno diritto a ricevere i Certificati Verdi saranno quelli che fanno uso di fonti rinnovabili secondo la definizione stabilita dall’art.2 del DL 79/99 ma solo se sono entrati in esercizio (anche a seguito di potenziamenti, riattivazioni o rifacimenti) dopo il 1 aprile 1999. Per un impianto è possibile richiedere i Certificati Verdi solo per i primi 8 anni di piena produzione.

Gli impianti ammessi nelle graduatorie del CIP 6/92 non riceveranno i Certificati Verdi corrispondenti che saranno invece attribuiti al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN).

Per poter richiedere al GRTN l’emissione dei Certificati Verdi, il proprietario dell’impianto dovrà precedentemente ottenere il riconoscimento di impianto da fonti rinnovabili. Una volta ottenuto tale riconoscimento, il titolare dell’impianto potrà richiedere, sempre al GRTN, l’emissione dei Certificati. La richiesta dei Certificati Verdi può essere di due tipi:

• richiesta a consuntivo: il titolare richiede al GRTN l’emissione dei Certificati Verdi relativi alla produzione di energia elettrica verde nell’anno precedente;
• richiesta a preventivo: il titolare richiede al Gestore l’emissione di Certificati Verdi relativi all’anno in corso o per il successivo su un quantitativo di energia elettrica verde ancora da produrre, in base ad una producibilità attesa.

In tutti i casi, ogni Certificato è relativo alla produzione effettuata in un determinato anno di riferimento e può quindi riferirsi o ad una quantità di energia elettrica già prodotta o ancora da prodursi.

Entro il 31 marzo dell’anno successivo a quello di riferimento, il titolare dell’impianto depositerà presso il Gestore della Rete un quantitativo di Certificati Verdi pari al 2% dell’energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili, come prova di aver soddisfatto, nell’anno precedente, il Portafoglio Verde richiesto. Il Gestore provvederà ad annullare tali Certificati Verdi che non saranno quindi più utilizzabili.

Dal momento in cui il Certificato Verde viene emesso dal Gestore della Rete e consegnato al titolare dell’impianto, al momento in cui lo stesso Certificato viene riconsegnato al Gestore per l’annullamento, esso è liberamente negoziabile sia tramite accordi diretti tra le parti sia collocandolo sul mercato attraverso l’istituenda Borsa dell’Energia. Non sono state poste normative specifiche per i trasferimenti.

In base alle disposizioni del DM 11 novembre 1999, gli operatori di impianti da fonti rinnovabili che vorranno avvalersi dei Certificati Verdi dovranno seguire il seguente calendario di azioni:

• dal 1 gennaio 2001: i titolari degli impianti possono richiedere al GRTN l’emissione di Certificati Verdi a preventivo sulla base della producibilità attesa del loro impianto per l’anno 2002;
• dal 1 gennaio 2001: i Certificati Verdi saranno liberamente negoziabili sia tramite accordi diretti tra le parti sia collocandoli sul mercato attraverso la Borsa dell’Energia;
• dal 1 gennaio 2001: il Gestore del Mercato provvederà a rilevare le quotazioni dei certificati sulla Borsa dell’Energia;
• dal 1 gennaio 2002: i titolari degli impianti potranno richiedere l’emissione dei Certificati Verdi per la produzione relativa all’anno 2003;
• dal 1 gennaio al 31 marzo 2003: i produttori e gli importatori di energia elettrica dovranno depositare presso il GRTN:
• la dichiarazione presentata all’UTF (Ufficio Tecnico di Finanza) che dimostra la produzione effettiva nel 2002;
• una quantità di Certificati Verdi 2002 pari al 2% dell’energia imponibile del 2001;
• dal 1 gennaio al 31 marzo 2004: i produttori e gli importatori di energia elettrica dovranno depositare per l’annullamento presso il GRTN i Certificati Verdi 2003 pari al 2% dell’energia imponibile del 2002.

I Certificati Verdi, così come definiti dal DM 19 novembre 1999, avranno una taglia minima di 100 MWh. Il loro valore verrà determinato sul mercato dal gioco della domanda e dell’offerta e sarà indifferenziato per fonte. Unica eccezione riguarda i Certificati legati ad impianti in CIP 6/92: in questo caso i Certificati Verdi corrispondenti verranno immessi sul mercato dal GRTN che fisserà il loro valore in base alla media delle quote di incentivo riconosciute, nel corso dell’anno precedente, ai progetti in CIP 6. I Certificati Verdi associati a progetti CIP 6 saranno dunque negoziati (ed eventualmnte venduti) solo dal Gestore.

L’energia rinnovabile associata ai Certificati Verdi emessi può seguire una destinazione diversa da questi ultimi. Mentre i Certificati Verdi possono essere conservati oppure venduti sul mercato, la corrispondente energia elettrica potrà essere autoconsumata o ceduta alla rete come eccedenza o immessa nel mercato elettrico tramite la Borsa dell’Energia. L’unico vincolo riguarda le esportazioni: solo ed unicamente in questo caso l’energia esportata dovrà essere accompagnata dai corrispondenti Certificati Verdi. Il Certificato Verde è negoziabile disgiuntamente dall’energia solo se l’energia viene consumata in Italia.

I Certificati Verdi sono pienamente compatibili, e dunque cumulabili, con qualsiasi altra forma di contributo o incentivazione prevista, sia Regionale che Nazionale che Europea. L’unica incompatibilità, per gli operatori privati, riguarda i contributi del CIP 6/92.

Prof. ing. Dario Pozzetto

ing. Adriano Tommasi