Quadro normativo

Il sistema incentivante di cui al provvedimento CIP6

Fino all’entrata in vigore del c.d. “decreto Bersani” di liberalizzazione del sistema elettrico (decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999), che ha definito un nuovo meccanismo di incentivazione in attuazione della direttiva 96/92/CE, la politica di supporto alle energie rinnovabili si è basata su un sistema di incentivazione tariffaria meglio noto come “CIP6” (delibera del Comitato interministeriale prezzi n. 6 del 29 aprile 1992), consistente in un incentivo diretto ai produttori di energie rinnovabili e assimilate che, avvalendosi di una apposita convenzione[1], cedevano all’ENEL (ai sensi dell’art. 22, comma 3, della legge 9 gennaio 1991 n. 9) l’energia prodotta in eccedenza ad un prezzo fisso superiore a quello di mercato. L’ENEL da parte sua recuperava la differenza di prezzo attraverso un’apposita voce di costo nella bolletta degli utenti.

L'articolo 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9 ha fissato il regime giuridico degli impianti di produzione di energia elettrica a mezzo di fonti rinnovabili e assimilate demandando ad un provvedimento del CIP (Comitato interministeriale prezzi) la definizione dei prezzi relativi alla cessione all'ENEL, alla produzione per conto dell'ENEL, al vettoriamento, nonché dei parametri relativi allo scambio.

Nello specifico l’articolo, che ha liberalizzato la produzione di energia elettrica a mezzo di impianti utilizzanti fonti di energia considerate rinnovabili o assimilate, stabiliva che tale energia - prodotta anche da altri operatori nazionali in deroga alla riserva di legge in capo all’ENEL[2] - non utilizzata dalla stessa impresa produttrice, dovesse essere venduta all'ENEL a prezzi incentivanti. La cessione doveva avvenire tramite apposite convenzioni stipulate tra l'impresa produttrice e l'ENEL, in conformità di una convenzione tipo predisposta dal Ministero dell'industria, sentite le regioni interessate. Lo stesso art. 22 al comma 5 affidava al CIP il compito di definire sia i prezzi relativi alla cessione,includendo un corrispettivo aggiuntivo a copertura dei maggiori costi delle tecnologie, alla produzione per conto dell'Enel ed al vettoriamento, sia i parametri relativi allo scambio per l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ed assimilate. La medesima disposizione affidava altresì al CIP il compito di aggiornare, con cadenza almeno biennale, i prezzi e i parametri, "assicurando prezzi e parametri incentivanti" alla nuova produzione di energia elettrica ottenuta dalle fonti energetiche rinnovabili. L'aggiornamento almeno biennale, di cui alle disposizioni sopra richiamate, non è mai stato adottato né dal CIP né dal Ministero dell'industria, il quale era subentrato al CIP (soppresso) in tale competenza.

I prezzi ed i parametri sono stati determinati per la prima volta con il provvedimento CIP n. 6/92^{^[3]}.

In particolare la delibera CIP (Comitato interministeriale prezzi) n. 6 del 29 aprile 1992 ha provveduto a fissare i prezzi di cessione all’ENEL dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e assimilate[4], per gli impianti entrati in esercizio dopo il 30 gennaio 1991, seguendo i due criteri stabiliti dalla legge n. 9/91:

§ criterio dei "costi evitati" (per cui il ritiro dell'energia elettrica non doveva comportare per l'ENEL costi superiori a quelli che essa avrebbe sostenuto se avesse prodotto direttamente lo stesso ammontare di energia).

Nel costo evitato rientrano:

- i costi evitati d'impianto;

- i costi evitati di esercizio, manutenzione e spese generali connesse;

- i costi evitati di combustibile.

I valori dei primi due vengono aggiornati annualmente dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico in base alle variazioni dell'indice ISTAT dei prezzi al consumo per l'intera collettività registrata nell’anno solare precedente, mentre il valore del costo evitato di combustibile è aggiornato annualmente in base al prezzo del gas naturale per la produzione di energia elettrica secondo l’accordo di lungo termine Snam-Confindustria (la titolarità del contratto è stata poi riconosciuta da Confindustria ad Unapace[5]).

§ criterio dei "prezzi incentivanti" (incentivazione specifica a copertura dei maggiori costi delle tecnologie di produzione utilizzate, per un rapido recupero del capitale investito).

L'incentivo specifico per tecnologia di produzione, assicurato alla "nuova energia"[6] prodotta da fonti rinnovabili ed assimilate, differenziato per tipologia di impianto, rappresenta la quota incentivante che permette la copertura dei maggiori costi di investimento ed è corrisposto per i primi otto anni di esercizio (tempo di avviamento dell’impianto) al fine del rapido recupero del capitale investito.

Il prezzo di cessione varia in relazione alla tipologia di fonte a seconda che si tratti di :

- impianti che mettono a disposizione l’intera potenza o una quota prefissata (tipo A);

- impianti che cedono le eccedenze (tipo B).

Dal punto di vista delle fonti di energia, il provvedimento CIP n. 6/92 considerava le seguenti tre classi di impianti:

a) impianti alimentati da fonti rinnovabili: il sole, il vento, l'energia idraulica, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici o di prodotti vegetali;

b) impianti alimentati da fonti assimilate a quelle rinnovabili, come, ad esempio: gli impianti che fanno riferimento alla cogenerazione, ossia produzione combinata di energia elettrica e di calore; quelli che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico ed altre forme di energia recuperabile in processi e in impianti; quelli che utilizzano gli scarti di lavorazione e/o di processi, nonché quelli che utilizzano fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati;

c) impianti alimentati da fonti convenzionali: quelli che utilizzano combustibili fossili commerciali ed altri impianti non rientranti nelle lettere precedenti.

La legge n. 481/95, recante norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi energetici nonché istitutiva dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), ha trasferito a quest’ultima le funzioni in materia di energia elettrica precedentemente attribuite al CIP soppresso nel 1998. Da tale anno l’AEEG è diventata competente in materia di determinazione delle tariffe incentivanti.

Successivamente il DM 24 gennaio 1997 ha ridefinito gli impianti sottoposti a incentivazione, riconoscendo il sostegno agli impianti già realizzati, a quelli in corso di realizzazione e alle iniziative e alle proposte presentate all’Enel (di cui al comma 7, art. 3 della legge n. 481/95) entro il 19 novembre 1995.

Tra i provvedimenti più significativi adottati dall’Autorità in materia di determinazione dei prezzi e di incentivi ex CIP6 si segnalano:

§ la deliberazione n. 108/97 di modifica dei prezzi di cessione delle eccedenze;

§ le delibere n. 82/99 e n. 62/02 determinanti i prezzi di cessione dell’energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW;

§ la delibera n. 81/99 di aggiornamento dei prezzi di cessione e dei contributi di cui al provvedimento CIP n. 6/92 relativamente agli impiantientrati in esercizio dopo il 1° gennaio 1997 (ad esclusione dei c.d. “impianti prescelti”, ex art. 3, comma 7, L. 481/95).

Con l’entrata in vigore del “decreto Bersani” (D.Lgs. n. 79/99), in base a quanto ivi previsto dall’art. 3, comma 12, è stata disposta la cessione, da parte dell'ENEL spa al GRTN spa (ora GSE spa)[7], dei diritti e delle obbligazioni relative all'acquisto di energia elettrica prodotta da altri operatori nazionali.

Il GSE è dunque subentrato nei rapporti contrattuali in essere tra ENEL ed altri operatori nazionali e dal 1°gennaio 2001 ritira le cosiddette “eccedenze” di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui alla citata legge n. 9/91, offerta dai produttori ai prezzi determinati dall'Autorità per l’energia elettrica e il gas in applicazione del criterio del costo evitato (più la quota incentivante per il periodo in cui è dovuta).

Si ricorda che le convenzioni CIP6, precedentemente siglate con ENEL e oggi passate nella titolarità del GSE, hanno una durata variabile, che può arrivare fino a 15 o 20 anni, durante i quali come detto il GSE ritira l’energia elettrica prodotta da impianti CIP6 ai prezzi di cessione stabiliti in base al criterio del costo evitato, ferma restando la corresponsione della quota incentivante specifica per tecnologia per otto anni a partire dalla messa in esercizio degli impianti.

L’energia elettrica ritirata viene poi rivenduta dal GSE sul mercato elettrico, secondo modalità definite anno per anno con decreto del Ministro dello sviluppo economico[8]. La differenza tra i costi sostenuti dal GSE per ritirare l’energia elettrica dai produttori e i ricavi derivanti dalla rivendita della medesima energia sul mercato costituisce un costo per il sistema, alla cui copertura si provvede tramite la componente tariffaria elettrica A3[9].

L'art. 13, co. 4, del D.Lgs. n. 387/2003 recante Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità, ha previsto che, dopo la scadenza delle suddette convenzioni, la relativa energia elettrica venga destinata al mercato, ad eccezione delle fonti rinnovabili non in grado di partecipare al sistema delle offerte (impianti di potenza fino a 10 MVA e impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili di potenza qualsiasi), per le quali l'Autorità per l’energia elettrica e il gas definisce le relative modalità di ritiro facendo riferimento a “condizioni economiche di mercato”.

L’art. 3, comma 12, del D.Lgs. n. 79/99, richiamato dalla disposizione in esame, dispone, al terzo periodo, che, con apposite convenzioni - previa autorizzazione del Ministro delle attività produttive, sentita l'Autorità per l'energia elettrica e il gas - siano ceduti al GRTN, da parte delle imprese produttrici - distributrici, l'energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate ed i relativi diritti alle contribuzioni di cui al titolo IV, lettera B), del provvedimento CIP n. 6/1992.

In relazione al tipo di convenzione regolante la cessione dell’energia al GSE e alla corrispondente tariffa riconosciutasi sono individuate le seguenti tipologie di impianti incentivati:

- impianti titolari di convenzione di cessione c.d. “destinata” ai quali viene riconosciuta la tariffa CIP6 ovvero la tariffa prevista dalla delibera AEEG n. 81/99 per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici-distributrici soggetti al titolo IV lettera B del Provvedimento CIP n. 6/92;

- impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali viene riconosciuta la tariffa prevista dalla deliberazione AEEG n. 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 viene riconosciuta la tariffa prevista dalla deliberazione AEEG n. 62/02 (provvedimento in vigore fino al 2004).

In applicazione di quanto previsto all’articolo 3, comma 13, del D.Lgs. n. 79/99, l’energia CIP6 viene destinata dal GSE agli operatori del mercato libero e del mercato tutelato (ex vincolato) secondo modalità, definite di anno in anno, con decreto del Ministero dello sviluppo economico.

Per quanto attiene alle modalità di ritiro dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili e non, va ricordato come l’articolo 1, comma 41, della legge n. 239/04, di riordino del settore energetico, confermando quanto disposto dall’ articolo 13 del D.Lgs. n. 387/03, abbia previsto che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas determini, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato, le modalità per il ritiro dell’ “energia elettrica prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MVA” e dell’energia elettrica “di cui al secondo periodo del comma 12 dell’articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999 n. 79” (ossia le eccedenze da fonti rinnovabili e assimilate). Ai sensi dell’ultimo periodo del medesimo comma 41 della legge n. 239/04, dopo la scadenza delle convenzioni in essere, l’energia elettrica prodotta da impianti CIP6 di potenza eguale o maggiore a 10 MVA deve essere ceduta al mercato.

Gli incentivi CIP6 nelle leggi finanziarie 2007 e 2008

La legge 27 dicembre 2006, n. 296 (legge finanziaria per il 2007), con la disposizione di cui all’articolo 1, comma 1117, ha fatti salvi gli incentivi agli impianti CIP6 alimentati da fonti assimilate in deroga a quanto stabilito dalla stessa legge che ha escluso le fonti “assimilate” dall’incentivazione destinata all’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili.

La legge, intervenuta per rendere la normativa nazionale in materia maggiormente aderente alla direttiva comunitaria 2001/77/CE, ha infatti previsto, in primo luogo, che gli incentivi pubblicia favore delle fonti rinnovabili vengano destinati esclusivamente alla produzione di energia elettrica prodotta da fonti di energia rinnovabile così come definite dalla direttiva stessa[10], escludendo dall’incentivazione le fonti “assimilate”. In particolare, i commi da 1117 a 1120 dell’articolo 1, hanno escluso la possibilità di qualificare e rilasciare certificati verdi ai rifiuti e ai combustibili da rifiuti, prevedendo in particolare che i finanziamenti e gli incentivi statali a favore delle fonti rinnovabili siano concessi esclusivamente per la produzione di energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili, facendo tuttaviasalvi (secondo periodo del comma 1117) i finanziamenti e gli incentivi concessi, ai sensi della previgente normativa, ai soli impianti già autorizzati e di cui fosse stata avviata concretamente la realizzazione anteriormente all’entrata in vigore della medesima legge finanziaria, ivi comprese le convenzioni CIP6[11] destinate al sostegno delle fonti energetiche assimilate.

La legge finanziaria per il 2008 è successivamente intervenuta (comma 136 dell’art. 2) con una norma correttiva della disposizione di cui all’articolo 1, comma 1117, della legge finanziaria dell’anno precedente, che, come ricordato, aveva fatti salvi gli incentivi agli impianti CIP6 alimentati da fonti assimilate. Proponendosi di impedire l’utilizzo di gran parte dei finanziamenti destinati a promuovere le fonti rinnovabili da parte di impianti alimentati per converso da fonti non rinnovabili, la finanziaria 2008 ha provveduto a restringere il campo di applicazione della deroga di cui al secondo periodo del comma 1117 ai “soli impianti già realizzati ed operativi”[12]., allo scopo di dare piena attuazione alla direttiva sulle fonti rinnovabili (2001/77/CE) e di assicurare coerenza piena con il diritto comunitario. Risulterebbero dunque esclusi gli impianti solo autorizzati, in costruzione o in collaudo.

La procedura del riconoscimento in deroga del diritto agli incentivi è stata disciplinata dal comma 1118 dell’art. 1 della legge finanziaria per il 2007 che (così come modificato dal comma 154 dell'art. 2 della finanziaria 2008), ha demandato a successivi decreti del Ministro dello sviluppo economico:

§ la definizione delle condizioni e delle modalità per l'eventuale riconoscimento in deroga del diritto agli incentivi a specifici impianti già autorizzati e non ancora in esercizio all'entrata in vigore della medesima legge;

§ la ridefinizione dell'entità e della durata dei sostegni alle fonti energetiche non rinnovabili assimilate alle fonti energetiche rinnovabili utilizzate da impianti già realizzati ed operativi alla data di entrata in vigore della presente legge.

Gli incentivi CIP6 per i termovalorizzatori

Il DL 172/2008[13] è intervenuto, da ultimo, sulla controversa questione degli incentivi per le fonti rinnovabili riconosciuti ai termovalorizzatori. In particolare, l'articolo 9 novella l’art. 2, comma 137, della legge finanziaria 2008 (legge 27 dicembre 2007, n. 244).

L’art. 2, comma 137, della legge finanziaria 2008 (n. 244/2007), come modificato dall’art. 4-bis, comma 7, del DL n. 97/2008, prevedeva che la procedura del riconoscimento in deroga del diritto agli incentivi prevista dal comma 1118 della legge n. 296/2006 per gli impianti autorizzati e non ancora in esercizio (cfr supra) dovesse essere:

- attivata in via prioritaria per gli impianti in costruzione, con riferimento alla parte organica dei rifiuti;

- completata dal Ministro dello sviluppo economico col parere delle Commissioni parlamentari competenti inderogabilmente entro il 31 dicembre 2008.

Le lettere a) e b) del citato articolo 9 del DL 172/2008 modificano la procedura prevista dall’art. 2, comma 137, della legge n. 244/2007, per il riconoscimento in deroga degli incentivi, al fine di:

a) includere, nel novero degli impianti per i quali deve essere attivata in via prioritaria la procedura, non solo quelli in costruzione, ma anche quelli entrati in esercizio fino alla data del 31 dicembre 2008;

b) prorogare di un anno (cioè sino al 31 dicembre 2009) il termine per la conclusione della procedura stessa;

La lettera c) interviene, invece, sugli incentivi disciplinati dal secondo periodo del comma 1117.

Tale lettera introduce una disposizione, alla fine del comma 137 dell’art. 2 della legge n. 244/2007, volta a fare salvi i finanziamenti e gli incentivi di cui al secondo periodo del comma 1117 dell'art. 1 della legge n. 296/2006 (cd. incentivi CIP6) per gli impianti, senza distinzione fra parte organica ed inorganica, ammessi ad accedere agli stessi per motivi connessi alla situazione di emergenza rifiuti dichiarata (con provvedimento del Presidente del Consiglio dei ministri) prima dell’entrata in vigore della medesima legge.

L’approvazione della disposizione consente l’ammissione agli incentivi CIP6, ad esempio, degli impianti siciliani[14].

Si ricorda, infine, che la norma in questione non riguarda il termovalorizzatore di Acerra (NA), per il quale non si applicano le norme recate dai commi 1117-1118 dell’art. 1 della legge n. 296/2006 e dal comma 137 dell’art. 2 della legge n. 244/2007, in ragione delle deroghe contenute nell’articolo 33, comma 1-octies, del decreto-legge 31 dicembre 2007, n. 248[15] - al quale quindi è possibile riconoscere gli incentivi statali previsti dalle Convenzioni CIP6.

Successivamente l’art. 8-bis del DL n. 90/2008 è intervenuto al fine di estendere i finanziamenti e gli incentivi cd. CIP6 ai termovalorizzatori di Salerno, Napoli e Santa Maria La Fossa. Tale estensione è stata limitata alla sola frazione organica. Tuttavia, tale limitazione è venuta meno nell’art. 4-novies del DL n. 97/2008 che ha demandato ad apposito decreto interministeriale la definizione delle modalità per concedere gli incentivi pubblici di competenza statale cd. CIP6 agli impianti di termovalorizzazione localizzati nel territorio delle province di Salerno, Napoli e Caserta.

A tale ultima disposizione è stata data attuazione con il recente decreto 31 ottobre 2008 del Ministro dello sviluppo economico[16].

Dati statistici e quantitativi

Produzione incentivata: energia CIP6 e altri ritiri obbligati

L’energia prodotta da impianti di generazione a fonti rinnovabili e assimilate che gode di forme di remunerazione incentivata (comunemente chiamata “energia CIP6”[17]) viene ritirata dal GSE[18] a partire dal 2001.

La relazione annuale Autorità per l’energia elettrica e il gas evidenzia che nel 2007 l’energia CIP6 è risultata pari a 46.577 GWh, corrispondente al 15,4% della produzione nazionale.

In relazione al tipo di convenzione che regola la cessione dell’energia al GSE e alla corrispondente tariffa riconosciuta si individuano le seguenti tipologie di impianti incentivati:

- impianti titolari di convenzione di cessione c.d. “destinata” ai quali viene riconosciuta la tariffa CIP6 ovvero la tariffa prevista dalla delibera AEEG n. 81/99 per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici-distributrici soggetti al titolo IV lettera B del Provvedimento CIP n. 6/92;

- impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali viene riconosciuta la tariffa prevista dalla deliberazione AEEG n. 108/97;

Si riporta di seguito l’ammontare dell’energia elettrica ritirata dal GSE nel periodo 2001 – 2007 suddivisa per tipologia di remunerazione.

Tab. 1 - Ritiri di energia del GSE

(GWh) anni 2001-2007

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
CIP6	47.153	49.765	50.361	52.399	50.296	48.340	46.462
di cui assimilata	38.789	41.183	40.723	42.268	40.463	39.068	38.268
di cui rinnovabile	8.365	8.583	9.638	10.131	9.833	9.272	8.194
Mini idro (deliberazione n. 62/02)^{^[19]}	2.769	2.897	2.411	3.064	0	0	0
Eccedenze (deliberazione n. 108/97)	3.603	1.347	1.140	1.218	966	689	115
Totale ritiri	53.525	54.009	53.912	56.681	51.262	49.029	46.577

Fonte: Elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GRTN/GSE.

I ritiri obbligati, che hanno riguardato quasi interamente energia prodotta in impianti in convenzione CIP6, si sono ridotti nel 2007 di circa 2,5 TWh rispetto all’anno precedente, a seguito di una diminuzione di energia in convenzione per circa 1,9 TWh e di una diminuzione di circa 0,6 TWh di energia ritirata ai sensi della delibera n. 108 del 28 ottobre 1997.

Fonti rinnovabili e fonti assimilate

L’energia ritirata dal GSE deriva non solo dalla produzione di impianti a fonti rinnovabili (fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati da processi di depurazione e biogas, così come definite dalla direttiva 2001/77/CE e dal D.Lgs. 387/2003 di adozione della direttiva), ma anche da impianti a fonti c.d. assimilate (la cogenerazione, il calore recuperabile dai fumi di scarico e da impianti termici, elettrici o da processi industriali, impianti che usano gli scarti di lavorazione o di processi e che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati, così come definite dalla legge n. 9/1991).

Di seguito si riportano i dati relativi ai ritiri di energia da fonti assimilate (tab. 2) e rinnovabili (tab. 3) in convenzione CIP 6.

Tab. 2 - Dettaglio dei ritiri di energia da fonti assimilate in convenzione CIP6

(GWh) anni 2001- 2007

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Combustibili di processo, residui o recuperi di energia	15.902	17.100	16.530	17.773	12.891	13.290	12.929
Combustibili fossili	20.054	18.200	17.433	16.409	12.206	7.175	4.006
Totale	35.956	35.300	33.963	34.182	25.097	20.465	16.935
Impianti esistenti[20]	2.833	5.877	6.760	8.086	15.366	18.603	21.333
Totale	38.789	41.177	40.723	42.268	40.463	39.068	38.268

Fonte: Elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GRTN/GSE

L’analisi di dettaglio dell’energia assimilata che beneficia dell’incentivazione CIP6 effettuata dall’AEEG nella relazione annuale evidenzia come la riduzione complessiva registrata nel 2007, pari a 0,8 TWh, sia stata determinata in gran parte dalla diminuzione dell’energia elettrica prodotta da impianti nuovi che utilizzano combustibili fossili con idrocarburi, mentre l’energia generata da impianti esistenti risulta essere aumentata di circa 2,7 TWh nel corso dell’anno.

L’energia assimilata in convenzione CIP6 ha rappresentato nel 2007 il 15% circa della produzione termoelettrica nazionale.

Tab. 3 - Dettaglio degli impianti rinnovabili in convenzione CIP6

(GWh) anni 2001- 2007

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Impianti idroelettrici a serbatoio, a bacino e ad acqua fluente > 3 MW	640	1.385	1.450	1.397	1.181	987	591
Impianti ad acqua fluente < 3 MW	550	526	383	334	184	137	88
Impianti eolici e geotermici	2.880	3.117	3.850	3.418	3.040	2.566	2.217
Impianti fotovoltaici, a biomasse, RSU	2.023	2.682	3.666	4.648	5.084	5.198	4.949
Impianti idroelettrici potenziati	735	205	199	234	196	70	13
Totale impianti nuovi	6.828	7.915	9.547	10.031	9.685	8.958	7.858
Impianti esistenti[21]	1.537	667	90	100	148	314	337
Totale ritiri rinnovabili CIP6	8.365	8.583	9.638	10.131	9.833	9.272	8.195

Fonte: Elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GRTN/GSE

La relazione annuale dell’AEEG osserva che la riduzione della produzione CIP6 da fonti rinnovabili registrata nel 2007, pari a circa 1,1 TWh, è invece stata determinata in prevalenza da una diminuzione della generazione da impianti nuovi idroelettrici a serbatoio, a bacino e fluenti con potenza oltre 3 MW (–0,4 TWh) e della generazione da impianti nuovi eolici e geotermici (–0,3 TWh).

Le convenzioni CIP6 relative a impianti per la produzione di energia rinnovabile hanno ricoperto il 16,7% della generazione complessiva da fonti rinnovabili, in diminuzione rispetto al 18% circa del 2006.

Per l’anno 2007, si riportano nel seguito i dati sui ritiri per tipologia di fonte, con il valore della remunerazione in milioni di euro.

Tab. 4 - Dettaglio costi e quantità per fonte dell’energia CIP6 incentivata nel 2007

	REMUNERAZIONE TOTALE (milioni di euro)	QUANTITÀ (GWh)	REMUNERAZIONE UNITARIA (€/mwH)
Fonti assimilate	3.746,5	38.268	97,9
Fonti assimilate nuove	1.949,7	16.935	115,1
di cui impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia	1.565,0	12.929	121,0
di cui impianti che utilizzano combustibili fossili con idrocarburi	384,6	4.006	96,0
Fonti assimilate esistenti	1.796,8	21.333	84,2
Fonti rinnovabili	1.476,7	8.194	180,2
Fonti rinnovabili nuove	1.447,2	7.858	184,2
di cui impianti idroelettrici a serbatoio; a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW	81,6	591	138,1
di cui impianti ad acqua fluente fino a 3 MW	10,8	88	123,4
di cui impianti eolici e geotermici	323,2	2.217	145,8
di cui impianti fotovoltaici, a biomasse, a RSU e impianti equiparati	1.030,3	4.949	208,2
di cui impianti idroelettrici potenziati	1,3	13	100,1
Fonti rinnovabili esistenti	29,5	337	87,4
TOTALE	5.223,2	46.462	112,4

Fonte: Elaborazione AEEG su dati GSE.

La tabella 4, come si è detto, riporta il dettaglio dei costi sostenuti dal GSE relativi alle fonti assimilate e rinnovabili incentivate dal meccanismo CIP6, per tipologia di produzione.

La relazione annuale dell’AEEG segnala che, rispetto al 2006, i costi dei ritiri relativi alle fonti assimilate nel 2007 sono diminuiti di oltre 600 milioni di euro, in buona parte attribuibili alla diminuzione dei costi per i ritiri di energia prodotta da impianti che utilizzano combustibili fossili con idrocarburi, dell’ordine di 400 milioni di euro; tale riduzione è scaturita tanto da una diminuzione delle quantità ritirate, quanto da una diminuzione della remunerazione unitaria.

Anche per quanto concerne le fonti rinnovabili si è registrata una riduzione dei costi di ritiro (di poco inferiore a 300 milioni di euro), che ha riguardato in prevalenza i ritiri di energia da impianti fotovoltaici, a biomasse, a RSU (rifiuti solidi urbani) e impianti a questi equiparati, per un ammontare di circa 100 milioni di euro, e i ritiri di energia idroelettrica, per circa 90 milioni di euro. Anche in questo caso tale riduzione è derivata sia da una diminuzione delle quantità ritirate, sia da una diminuzione della remunerazione unitaria.

Per quanto riguarda la remunerazione unitaria, la tabella seguente contiene la serie storica dei valori negli anni 2001-2006.

Tab. 5 – Costi totali e unitari per acquisto energia CIP6

Fonte: Rapporto GSE 2007

Con riferimento ai costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell’energia prodotta da impianti incentivati, nel 2001 il costo medio unitario è stato pari a 87,81 euro per MWh, con un onere complessivo di 4.700 milioni di euro, mentre nel 2006 il costo medio unitario è aumentato a 126,43 euro per MWh e l’onere complessivo a 6.199 euro.

L’aumento del costo medio unitario di ritiro dell’energia è dovuto:

§ all’aggiornamento delle componenti tariffarie (nel periodo dal 2001 al 2006 si è verificato un incremento dell’11% circa per il costo evitato di impianto e per la componente incentivante, e del 39% circa per il costo evitato di combustibile);

§ alla progressiva entrata in esercizio degli impianti a più elevato livello di remunerazione (in particolare quelli alimentati a biomasse, biogas e rifiuti).

Si può osservare che il costo medio di ritiro dell’energia prodotta da impianti alimentati a fonti rinnovabili è cresciuto significativamente nel periodo considerato (+93,2%), mentre quello relativo all’energia prodotta da fonti assimilate è cresciuto in misura inferiore (+31,8%).

Su questa differenza incide il fatto che tra gli impianti alimentati a fonti assimilate rientrano gli impianti meno recenti, di maggiori dimensioni e caratterizzati da una durata delle convenzioni di 15-20 anni, per i quali si sta registrando il progressivo raggiungimento del termine dei primi 8 anni di esercizio per il riconoscimento dell’incentivo. Viceversa, nella categoria delle rinnovabili si concentrano gli impianti di taglia più piccola, di più recente realizzazione e caratterizzati generalmente da una durata delle convenzioni di 8 anni, per i quali la scadenza del periodo incentivante coincide con la scadenza della convenzione, oltre al fatto che, come si è detto, il mix si sta spostando a favore degli impianti a più elevata remunerazione (biomasse e rifiuti).

Fig. 1 – Costi totali e unitari per acquisto energia CIP6

Oneri per il finanziamento degli impianti CIP6: la componente A3 della bolletta

La differenza tra i costi riconosciuti ai produttori per l’energia ritirata dal GSE (stabiliti sulla base dei prezzi riconosciuti e degli incentivi calcolati ex CIP6 e delibere dell’AEEG) e i ricavi derivanti dalla vendita di CV da energia CIP6 e dalle procedure di allocazione è coperta dalla componente A3 della tariffa elettrica.

Secondo quanto stabilito dallo stesso art. 3, comma 13, del D.Lgs. 79/99, la parte residua dell’onere viene inclusa dall’AEEG tra gli oneri di sistema e posta a carico della componente tariffaria A3, che grava direttamente sui consumatori finali.

Tab. 6 - Costi e ricavi dei ritiri obbligati nel 2007

Milioni di euro

COSTI E RICAVI	VALORE
Remunerazione impianti assimilati	3.746,5
Remunerazione impianti rinnovabili	1.476,7
Totale remunerazione energia CIP6	5.223,2
Altri costi di misura e trasporto per energia CIP6	13,9
Costi delibera n. 34/05 (acquisti GSE)	9,0
Remunerazione energia delibera n. 108/97	11,5
Totale costi ritiri	5.257,7
Ricavi da cessione energia	2.834,6
Ricavi da cessione certificati verdi	-0,1
Totale ricavi	2.834.5
Costo da recuperare in tariffa (componente A3)	2.423,2

Fonte: Elaborazione AEEG su dati GSE.

Come si è visto, nel 2007 i costi totali dei ritiri obbligati del GSE, evidenziati nella tabella 6, sono stimabili in 5,3 miliardi di euro, in gran parte (circa il 71%) legati alla remunerazione dell’energia CIP6 prodotta da impianti assimilati.

I costi totali dei ritiri obbligati risultano in diminuzione, registrando un’inversione di tendenza rispetto agli anni precedenti. Nel 2007 la riduzione di energia ritirata dal GSE per effetto della progressiva scadenza delle convenzioni di cessione[22] è divenuta più sensibile. Inoltre, la delibera n. 249/2006 ha introdotto, a partire dal 2007, una nuova modalità per l’aggiornamento annuale del costo evitato di combustibile fissando per lo stesso anno un valore di acconto pari a 60,5 euro per MWh, di circa 13 euro/MWh inferiore rispetto al valore definitivo 2006. Grazie a tale intervento, è dunque possibile un contenimento degli oneri per il finanziamento degli impianti di produzione ammessi alle agevolazioni CIP6 a partire dal 2007 rispetto al meccanismo di aggiornamento precedentemente in vigore.

I ricavi connessi, derivanti principalmente dalla vendita dell’energia elettrica sul mercato del giorno prima (MGP) al netto dei corrispettivi inerenti i contratti per differenze e gli oneri di sbilanciamento, sono risultati pari a circa 2,8 miliardi di euro, in aumento di poco meno di 100 milioni di euro rispetto all’anno precedente.

Oltre ai ricavi derivanti dalla vendita di energia al mercato, a partire dal 2003 si sono aggiunti quelli derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi di titolarità del GSE (certificati associati alla produzione di impianti CIP6 a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999).

Il costo da recuperare in tariffa, pari alla differenza tra costi e ricavi legati ai ritiri obbligati, è risultato pari a circa 2,4 miliardi di euro, in significativa diminuzione rispetto al 2006, anno in cui si è raggiunto il valore massimo in termini assoluti (3,7 miliardi di euro).

La collocazione geografica della produzione incentivata

Di seguito viene riportata, con riferimento al 2007, la ripartizione per regione e per tipologia di fonte dell’energia ritirata dal GSE.

Tab. 7 – Acquisto di energia CIP6 per regione e tipologia di fonte

Fonte: Rapporto GSE 2007

Le regioni alle quali spetta il primato della produzione incentivata da fonti assimilate sono la Toscana, la Sicilia, il Veneto, la Sardegna e la Puglia per effetto della concentrazione di impianti incentivati collocati rispettivamente nei poli produttivi di Piombino, Livorno, Priolo, Marghera, Sarroch e Taranto.

Per quanto concerne la produzione da fonti rinnovabili il primato spetta alla Lombardia per la presenza di termovalorizzatori di rilevanti dimensioni (nell’ambito del CIP6 la produzione di energia da combustione dei rifiuti è inclusa tra le fonti rinnovabili), seguita dalla Toscana per il notevole apporto della produzione da impianti geotermici e, in misura minore, dalla Puglia per la concentrazione di impianti eolici e dalla Calabria per la presenza di impianti a biomasse.

La tabella seguente, infine, rappresenta la quota della generazione CIP 6 per tipologia di fonte, riferita alle principali società di produzione.

Tab. 8 - Quota delle prime 10 società di produzione nella generazione CIP6

Anno 2006

Fonti assimilate	%	Fonti rinnovabili	%
Gruppo Edison	52,0	Enel Produzione	24,8
Gruppo Saras	11,3	Gruppo ASM Brescia	6,4
Gruppo ERG	10,1	Trinergy Limited	6,0
Gruppo Electrabel/Acea	5,7	Gruppo Apienergia	4,8
Gruppo Apienergia	5,4	Amsa	3,8
Gruppo Endesa	4,8	IVPC	3,8
Elettra	3,3	Gruppo Edison	3,7
Gruppo Eni	3,1	Ital Green Energy Holding	2,9
Gruppo Siram	0,9	HERA	2,6
Degussa AG	0,1	Gruppo Electrabel/Acea	1,5
Altri produttori	3,1	Altri produttori	39,7
Totale GSE (39.500 GWh)	100,0	Totale GSE (9.400 GWh)	100,0

Fonte: elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori

Gli scenari futuri

Il volume dell’energia ritirata dal GSE ai sensi dell’art. 3, comma 12, del D.Lgs. 79/99 varia in funzione del numero di impianti provvisti di convenzione di cessione destinata CIP6, della relativa potenza contrattualizzata e della durata delle convenzioni (che, fermo restando il riconoscimento della tariffa incentivata per i primi otto anni di esercizio dell’impianto, in alcuni casi arriva fino a 15 o 20 anni).

Il grafico seguente, tratto dal Rapporto GSE 2007, effettua una proiezione della produzione CIP6 attesa per gli anni futuri, prendendo a riferimento il numero delle convenzioni in essere alla fine del 2007, la produzione storica degli impianti e le date di scadenza delle rispettive convenzioni (non vengono dunque considerati gli effetti della futura realizzazione degli impianti già autorizzati in seguito alla c.d. “emergenza rifiuti”).

Fig. 2 - Produzione attesa CIP6 2008-2020

Il Rapporto GSE effettua anche una proiezione del fabbisogno della componente A3 (sia in termini di costo, che in termini di aliquota), che riflette l’andamento decrescente del volume di energia CIP6 legato alla scadenza delle convenzioni, così come la progressiva riduzione del costo medio unitario di acquisto per effetto della scadenza del periodo incentivante nelle convenzioni con durata eccedente i primi otto anni di esercizio.

Fig. 3 – Proiezione fabbisogno A3 2008 – 2020

Fig. 4 – Proiezione aliquota media A3 2008 – 2020

Analisi e valutazioni relative al provvedimento Cip n. 6/92, come successivamente modificato e integrato
(sito web AEEG)

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Tratto dal sito www.autorita.energia.it

1. Schema incentivante di cui al provvedimento Cip n. 6/92

Il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi (di seguito: Cip) 29 aprile 1992, n. 6/92, come modificato e integrato dal decreto del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato 4 agosto 1994 (di seguito: provvedimento Cip n. 6/92) è un provvedimento attuativo della legge 9 gennaio 1991, n. 9/91 (di seguito: legge n. 9/91), orientata a liberalizzare la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili o assimilate, in deroga quindi alla riserva di legge in capo ad Enel, anche al fine di risolvere il problema della carenza di generazione nei primi anni ‘90. La legge n. 9/91 prevedeva un particolare regime giuridico per la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate, definendo, in capo a Enel, l’obbligo di ritiro dell’energia elettrica prodotta e dando mandato al Cip per la determinazione del prezzo di cessione dell’energia elettrica prodotta, includendo un corrispettivo aggiuntivo a copertura dei maggiori costi delle diverse tecnologie.

Il Cip, con il provvedimento Cip n. 6/92 ha quindi definito i prezzi di cessione secondo il principio del costo evitato, oltre che i corrispettivi aggiuntivi, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate entrati in esercizio dopo il 30 gennaio 1991 da erogare per i primi otto anni di esercizio. I prezzi di cessione sopra richiamati sono costituiti dalle seguenti componenti:

§ costo evitato di impianto;

§ costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse;

§ costo evitato di combustibile;

§ ulteriore componente. Quest’ultima è una componente incentivante correlata ai maggiori costi delle diverse tipologie di impianto e riconosciuta solo per i primi otto anni di esercizio al fine di coprire i maggiori costi di investimento. Il valore unitario di tale componente è mediamente più elevato per le fonti rinnovabili (in particolare per le biomasse) rispetto alle fonti assimilate.

Il provvedimento Cip n. 6/92 definisce altresì i criteri di aggiornamento dei suddetti prezzi di cessione, prevedendo, in particolare, che:

§ il costo evitato di impianto, il costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse e l’ulteriore componente siano aggiornati sulla base della variazione dell’indice ISTAT dei prezzi al consumo per l’intera collettività nazionale registrata nell’anno solare precedente;

§ il costo evitato di combustibile sia aggiornato sulla base della variazione percentuale registrata tra il valore medio del prezzo del gas naturale di tale anno, riferito a forniture continue per centrali termoelettriche a ciclo combinato con consumo superiore a 50 milioni di metri cubi, e quello dell’anno precedente, facendo riferimento all’accordo Snam/Confindustria;

§ i prezzi di cessione vengano aggiornati anche a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi o costi aggiuntivi (Titolo II, punto 7bis).

Successivamente, il decreto del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato 24 gennaio 1997 ha definito che l’ammissibilità al provvedimento Cip n. 6/92 è limitata:

§ per quanto riguarda le iniziative delle ex imprese produttrici-distributrici, agli impianti in corso di realizzazione alla data di entrata in vigore del medesimo decreto (22 febbraio 1997);

§ per quanto riguarda le iniziative di privati (c.d. iniziative prescelte), agli impianti gi à realizzati, a quelli in corso di realizzazione e alle iniziative e alle proposte presentate all’Enel entro il 30 giugno 1995.

Nel frattempo, l’articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, in relazione a quanto previsto dall’articolo 2, comma 14, della medesima legge, ha trasferito all’Autorità le funzioni in materia di energia elettrica e gas attribuite dall’articolo 5, comma 2, lettera b), del decreto del Presidente della Repubblica 20 aprile 1994, n. 373, al Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, tra cui quelle attribuite in precedenza al Cip.

Con la stessa legge n. 481/95, inoltre, all’articolo 3, comma 7, veniva sancita l’applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 per tutta la durata del contratto, alle iniziative prescelte, ai fini della stipula delle convenzioni, anche preliminari, con l’Enel.

Con l’avvio della liberalizzazione del settore elettrico in Italia a seguito dell’approvazione del decreto legislativo n. 79/99, il GRTN, oggi GSE, è subentrato all’Enel nella titolarità dei diritti e degli obblighi relativi all’acquisto di energia elettrica prodotta da altri produttori nazionali. Pertanto le convenzioni per la cessione dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 vengono attualmente gestite dal GSE alla luce del nuovo quadro regolamentare e nel nuovo scenario del mercato elettrico. In particolare, il GSE ritira commercialmente l’energia elettrica ceduta nell’ambito di convenzioni ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 fino alla loro scadenza riconoscendo ai produttori i prezzi definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 per le iniziative prescelte (o quelli definiti dalla deliberazione n. 81/99 per gli impianti nella titolarità di ex imprese produttrici – distributrici, vds. paragrafo 2). L’energia elettrica ritirata viene rivenduta dal GSE sul mercato elettrico, secondo modalità che, ogni anno, vengono definite con decreto del Ministro dello sviluppo economico. La differenza tra ci ò che il GSE riconosce ai produttori e i ricavi derivanti dalla rivendita della medesima quantità di energia elettrica sul mercato è coperta dalla componente A3 della tariffa elettrica.

Con riferimento all’anno 2006, l’energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 è stata pari a 48,9 TWh (circa il 16% dell’intera produzione nazionale), generando costi, sostenuti dai clienti del sistema elettrico tramite la componente tariffaria A3, pari a circa 3,5 miliardi di euro.

In termini unitari, il predetto costo del provvedimento Cip n. 6/92, riferito all’anno 2006, è pari a:

§ circa 72 €/MWh se riferito ad ogni MWh prodotto e in particolare pari a circa 108 €/MWh per ogni MWh prodotto da fonti rinnovabili e circa 63 €/MWh per ogni MWh prodotto da fonti assimilate;

§ circa 11 €/MWh se riferito ad ogni MWh prelevato dalla rete con obbligo di connessione di terzi (di cui poco pi ù di 3 €/MWh riferiti alle fonti rinnovabili).

La tabella 1 evidenzia i dati relativi all’applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 nell’anno 2006.

Dati relativi all'applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 nell'anno 2006

In sintesi:

a) la “produzione Cip 6 ” è ritirata dal GSE a prezzi (prezzi di cessione) la cui struttura, livello e modalità di aggiornamento sono stati stabiliti dal provvedimento Cip n. 6/92. Tale attività di ritiro costituisce un costo per il sistema;

b) il GSE vende al mercato la produzione ritirata con modalità economiche stabilite su base annuale dal MSE. In particolare il decreto 14 dicembre 2006, attualmente vigente per l’anno 2007, ha definito - per il primo trimestre 2007 e ha previsto che l’Autorità definisca per i trimestri successivi - condizioni di cessione che riflettano il prezzo medio dell’energia elettrica come risultante dal sistema delle offerte, mantenendo rispetto a tale prezzo condizioni di approvvigionamento vantaggiose, senza incidere in maniera rilevante sulle tariffe. Tale attività di vendita costituisce un ricavo per il sistema;

c) i prezzi di vendita di cui alla lettera b) sono inferiori ai prezzi di cessione di cui alla predente lettera a) (di norma sono anche inferiori alle condizioni di approvvigionamento nel mercato dell’energia elettrica) e, quindi, l’insieme delle due attività costituisce un costo per il sistema che trova copertura mediante la componente tariffaria A3;

d) l’operatività della produzione Cip 6 è regolata mediante convenzioni bilaterali tra produttori e GSE concluse sulla base di una convenzione tipo approvata con decreto del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato 25 settembre 1992. Al riguardo l’Autorità, con deliberazione n. 138/06, ha gi à avviato un procedimento seguito da un documento per la consultazione finalizzato a ottimizzare le condizioni di funzionamento degli impianti e a promuovere una gestione di tali impianti coerente con l’attuale assetto del sistema elettrico, nel rispetto delle convenzioni di cessione destinata vigenti.

Gli effetti economici che si riflettono sui clienti finali per effetto dell’operatività dello schema di incentivazione Cip n. 6/92 possono quindi essere controllati agendo sulle citate componenti.

2. Aggiornamento dei prezzi di cessione

In forza del predetto articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, l’Autorità, con la deliberazione n. 61/98, ha avviato un procedimento per l’aggiornamento dei prezzi di ritiro dell’energia elettrica inizialmente definiti dal provvedimento Cip n. 6/92. In esito a tale procedimento, con la deliberazione n. 81/99, l’Autorità ha aggiornato i prezzi di cessione di cui al provvedimento Cip n. 6/92 unicamente per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate nella titolarità delle ex imprese produttrici – distributrici, ritenendo opportuno, per quanto concerne invece le iniziative prescelte (vale a dire per gli impianti di produzione Cip 6 realizzati da privati), richiedere al Consiglio di Stato un parere circa il significato da attribuire alla disposizione di cui all’articolo 3, comma 7, secondo periodo, della legge n. 481/95, in base alla quale il provvedimento Cip n. 6/92 deve applicarsi alle iniziative prescelte per tutta la durata del contratto. Nel 1999, il Consiglio di Stato, investito della richiesta di interpretazione dell’articolo 3, comma 7, secondo periodo, della legge n. 481/95 ha affermato che, in forza di tale disposizione, le “iniziative prescelte” sono, per tutta la durata delle relative convenzioni, “congelate” nella struttura e nel regime dei prezzi incentivanti all’epoca fissati con il provvedimento Cip n. 6/92, e quindi poste al riparo dal generale potere di revisione tariffaria riconosciuto all’Autorità dal primo periodo dello stesso articolo 3, comma 7, della legge n. 481/95.

Pertanto l’Autorità non ha potuto aggiornare i prezzi di ritiro dell’energia elettrica inizialmente definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 anche per le iniziative prescelte.

Con riferimento all’aggiornamento del costo evitato di combustibile (CEC), il provvedimento Cip n. 6/92 prevede una regola che, attraverso il rinvio all’accordo Snam/Confindustria, ha avuto scadenza il 31 dicembre 2006, limitando i suoi effetti per l’aggiornamento della medesima componente sino all’anno 2006 compreso. Pertanto l’Autorità, ai sensi dell’articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, ha dovuto dar corso ad un aggiornamento della componente costo evitato di combustibile a decorrere dall’ 1 gennaio 2007. In particolare, l’Autorità, con deliberazione n. 249/06, ha aggiornato la componente costo evitato di combustibile utilizzando il prezzo medio del combustibile convenzionale coerente con l’attuale struttura del mercato del gas naturale, tenendo conto delle riforme dell’assetto del settore del gas naturale e degli interventi dell’Autorità. Ci ò al contempo dovrebbe anche consentire un significativo risparmio sul CEC anche per gli anni a venire (stimato pari a 600 milioni di euro l’anno per il 2007 e il 2008).

Con riferimento all’aggiornamento dei prezzi di cessione a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi o costi aggiuntivi, ai sensi del Titolo II, punto 7bis, del provvedimento Cip n. 6/92, l’Autorità intende chiedere un parere al Consiglio di Stato circa l’applicazione di tale disposizione normativa nell’attuale contesto. Si evidenzia che, ad oggi, le potenziali applicazioni del Titolo II, punto 7bis, del provvedimento Cip n. 6/92 derivano dal fatto che:

a) i produttori da fonti assimilate che cedono l’energia elettrica al GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 e che sono assoggettati all’obbligo di acquisto dei certificati verdi previsto dall’articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99 sostengono costi aggiuntivi conseguenti a successive modifiche normative (oneri stimabili in circa 10 milioni di euro l’anno);

b) la direttiva 2003/87/CE prevede che gli impianti che emettono gas serra debbano possedere un permesso all’emissione in atmosfera di tali gas. Nel caso in cui il numero delle quote inizialmente assegnate a titolo gratuito risulti inferiore alle necessità, i produttori si trovano a dover sostenere costi aggiuntivi derivanti dall’approvvigionamento di quote di emissione sufficienti a coprire tale difetto (oneri stimabili in circa 40 milioni di euro l’anno per il periodo 2005-2007 e 700 milioni di euro l’anno - qualora il Governo italiano dovesse decidere di non assegnare quote di emissione agli impianti Cip n. 6/92 – per il periodo 2008-2012).

3. Situazione evolutiva del ritiro dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92

Per quanto attiene alla situazione evolutiva del ritiro dell’energia Cip 6, è da rilevare che il volume dell’energia ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 varia in funzione del numero di impianti con convenzione vigente, della relativa potenza contrattualizzata e della durata delle convenzioni (che, fermo restando il riconoscimento dell’ulteriore componente per i primi otto anni di esercizio dell’impianto, pu ò arrivare fino a 15 o 20 anni). Sulla base dei dati trasmessi dal GSE, si rileva quanto segue.

In termini di quantità di energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 (grafici 1 e 2):

§ nel 2004 è stato raggiunto il valore massimo di energia elettrica ritirata (52 TWh) cheè destinato a mantenersi intorno ai 50 TWh fino al 2007;

§ la quantità annua di energia elettrica prodotta da fonti assimilate e ritirata dal GSE risulta costante pari a circa 40 TWh e inizierà a diminuire solo a partire dall’anno 2008 (36 TWh), rimanendo su livelli superiori a 20 TWh fino al 2013 e a 10 TWh fino al 2019;

§ la quantità annua di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e ritirata dal GSE risulta in lieve crescita per effetto delle previsioni di entrata in esercizio di alcuni impianti alimentati da biomasse e rifiuti e inizierà a diminuire significativamente a decorrere dall’anno 2012. Va evidenziato che questo insieme comprende impianti alimentati da rifiuti che rispettavano la definizione di impianti alimentati da fonti rinnovabili vigente nel 1992 ma che oggi non sarebbero classificabili come tali ai sensi della direttiva 2001/77/CE e del decreto legislativo n. 387/03, come modificato dalla legge n. 296/06. L’incidenza dell’energia elettrica ritirata da fonti rinnovabili sul predetto totale, pari al 19% nel 2006, raggiunge un valore circa pari al 25% tra il 2009 e il 2016 e si riduce al 4% circa dal 2017;

In termini di numero e potenza degli impianti per i quali si applica il provvedimento Cip n. 6/92 (grafici 3 e 4):

§ gli impianti alimentati da fonti rinnovabili sono molto numerosi e di taglie piccole. Tali impianti, ad eccezione degli impianti geotermoelettrici nella titolarità di Enel Produzione, sono per lo pi ù nella titolarità di piccole società;

§ gli impianti alimentati da fonti assimilate sono poche decine ma di taglia elevata. Tali impianti sono per lo pi ù nella titolarità del gruppo Edison (circa 2.700 MW nel 2006), API (255 MW), ISAB gruppo Erg (507 MW), Sarlux, gruppo Saras (548 MW);

§ il mix tecnologico delle fonti rinnovabili evidenzia una presenza sempre più rilevante di impianti alimentati da biomasse e rifiuti, il che sconta l’assunzione che tutti gli impianti programmati ed autorizzati di incenerimento rifiuti trovino realizzazione, oltre che la progressiva scadenza delle convenzioni relative a impianti idroelettrici;

§ il mix tecnologico delle fonti assimilate risulta equamente ripartito tra impianti alimentati da idrocarburi convenzionali e impianti alimentati da combustibili di processo, residui e recuperi fino al 2012, mentre fino al 2020 rimangono attivi prevalentemente impianti alimentati da combustibili di processo, residui e recuperi;

§ mentre le ultime convenzioni relative a impianti rinnovabili scadranno nel 2019 (con riferimento a piccoli impianti alimentati da rifiuti o biomasse), fino al 2020 sussisteranno convenzioni relative ad impianti alimentati da fonti assimilate: in particolare, l’ultima convenzione in scadenza è relativa all’impianto denominato Sarlux, alimentato da combustibili di processo, residui e recuperi.

In termini di costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 risulta che (grafici 5 e 6):

§ pur in presenza di una contenuta riduzione della quantità di energia ritirata, i costi annui di ritiro rimarranno a livelli molto elevati almeno fino all’anno 2010, per effetto dell’aumento dei costi unitari di ritiro a seguito degli aggiornamenti e della possibile entrata in esercizio futura di numerosi impianti alimentati da biomasse e rifiuti, che godono delle componenti incentivanti più elevate;

§ l’incidenza dei costi di ritiro dell’energia elettrica da fonti rinnovabili sul totale Cip 6, pari al 30% nel 2005, raggiunge un valore massimo del 44% nel 2016, per effetto della possibile entrata in esercizio futura di numerosi impianti alimentati da biomasse e rifiuti.

Si noti che i costi di ritiro evidenziati sono stimati dal GSE ipotizzando, a partire dall’anno 2007, un aumento dei costi evitati di esercizio, di impianto e dell’ulteriore componente pari al 2% all’anno ed ipotizzando che, per il costo evitato di combustibile, si possa applicare la deliberazione n. 249/06. Qualora quest’ultima deliberazione venga definitivamente annullata, si stima che i costi di ritiro evidenziati aumentino di circa 600 milioni di euro l’anno (almeno per gli anni 2007 e 2008).

I grafici di seguito allegati sono costruiti nell’ipotesi in cui tutti gli impianti alimentati da rifiuti e realizzabili nell’ambito dell’emergenza rifiuti nelle regioni commissariate vengano effettivamente realizzati. Si noti che tali impianti, nell’ambito del provvedimento Cip n. 6/92, pur essendo alimentati da rifiuti, percepiscono i medesimi prezzi riconosciuti agli impianti alimentati da biomasse e vengono classificati tra gli impianti alimentati da fonti rinnovabili. Per gli impianti alimentati da rifiuti e realizzabili nell’ambito dell’emergenza rifiuti nelle Regioni con Commissario ad hoc sono state concesse proroghe, per la realizzazione, fino al 31 dicembre 2008, per cui, se verranno realizzati, è verosimile che inizieranno a beneficiare del provvedimento Cip n. 6/92 a decorrere dal 2009. Si stima che tali impianti abbiano complessivamente una potenza convenzionata pari a circa 536 MW. In assenza di tali impianti, si stima che la quantità di energia elettrica ritirata dal GSE si riduca di circa 4 - 4,5 TWh per il periodo compreso tra il 2009 e il 2016, e che, per il medesimo periodo, il costo sostenuto dal GSE per il ritiro dell’energia elettrica Cip n. 6/92 si riduca di oltre 900 – 1.000 milioni di euro l’anno.

Autorità Garante della concorrenza e del Mercato, Relazione annuale
(paragrafo, energia elettrica)

(omissis)

ENERGIA ELETTRICA

Nel corso del 2006, l’Autorità ha concluso un procedimento istruttorio ai sensi dell’articolo 82 del Trattato CE nei mercati all’ingrosso di energia elettrica, accettando gli impegni proposti dalle imprese, senza accertare l’infrazione (Comportamenti restrittivi sulla borsa elettrica). Ha inoltre avviato due procedimenti per inottemperanza all’obbligo di comunicazione preventiva di operazioni di concentrazione (AceaElectrabel Elettricità-AlpEnergie Italia; Aar e Ticino di Elettricità-En Plus/Mirant Generation San Severo). Infine, l’Autorità ha effettuato due interventi di segnalazione (Segnalazione sulle modalità di alienazione delle partecipazioni azionarie di Enel in Eurogen, Elettrogen e Interpower; Segnalazione sulla disciplina attinente le incentivazioni alla produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate). Al 31 marzo 2007, è in corso di svolgimento un’indagine conoscitiva sul grado di apertura dei mercati dell’energia elettrica e del gas naturale (Stato della liberalizzazione dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale).

ABUSI

Comportamenti restrittivi sulla borsa elettrica

Nel dicembre 2006,l’Autorità ha concluso un procedimento istruttorio, ai sensi dell’articolo 82 del Trattato CE, nei confronti della società Enel Spa e della sua controllata Enel Produzione Spa in relazione a taluni comportamenti posti in essere nei mercati all’ingrosso dell’energia elettrica, accettando gli impegni proposti dalle medesime società ai sensi dell’articolo 14-ter, comma 1, della legge n. 287/90 e chiudendo il procedimento senza accertare l’infrazione. L’istruttoria era stata avviata a seguito di una segnalazione inviata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, in merito ad alcune anomalie, riscontrate nel giugno 2004 e nel gennaio 2005, sia nel livello dei prezzi di acquisto dell’energia elettrica (PUN) nel mercato del giorno prima, sia nei vari prezzi zonali corrisposti ai produttori o grossisti in relazione al luogo di immissione dell’energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale. A seguito di tale inconsueto andamento del PUN e della volatilità geografica dei prezzi di equilibrio dal lato dell’offerta, si erano venute a creare delle anomalie nel corrispettivo associato all’ utilizzo della capacità di trasporto (CCT). L’Autorità ha considerato che gli elementi forniti dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas inducessero a ritenere che, al di là delle condotte specifiche tenute nei cosiddetti giorni critici, Enel, a partire dall’avvio della borsa elettrica (1° aprile 2004), avesse posto in essere condotte abusive volte a estendere tale potere su più aree geografiche rilevanti, limitando la capacità competitiva dei terzi, in particolare nei due mercati rilevanti del Nord e della Sardegna, aumentando i costi dei concorrenti e ostacolando, in definitiva, l’instaurarsi di assetti competitivi nel settore. In particolare, l’istruttoria era volta ad accertare se Enel, tramite la propria controllata Enel Produzione, avesse utilizzato la posizione di assoluta indispensabilità detenuta nella macroarea Sud al fine di determinare i flussi in importazione da o esportazione verso altre macroaree, in maniera tale da sfruttare il proprio ruolo di potenzialità attiva o passiva in queste ultime ed estendere la propria capacità di fissare il prezzo nei vari ambiti zonali. Tale strategia avrebbe avuto l’effetto di penalizzare i concorrenti di Enel in un duplice modo: in via diretta, attraverso l’instaurarsi di prezzi zonali particolarmente differenziati, Enel avrebbe abbassato i ricavi da generazione percepiti dai concorrenti che cedevano energia sul mercato del giorno prima nelle zone a basso prezzo rispetto a quelle percepibili nelle altre zone del territorio (su cui Enel era molto più presente); in via indiretta, attraverso la determinazione di un elevato corrispettivo di capacità di trasporto (CCT), Enel avrebbe aumentato i costi dei propri concorrenti sui mercati rilevanti e avrebbe reso loro più difficile l’attuazione di politiche aggressive verso la clientela finale.

Da un punto di vista merceologico, l’Autorità ha considerato rilevante il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica, il quale risulta definito dall’insieme dei contratti di compravendita di energia elettrica stipulati i) nella borsa elettrica (anche detto “sistema delle offerte”, il cui accesso è facoltativo), ovvero ii) tramite un sistema di scambi decentrati basati su una contrattazione bilaterale tra produttori/grossisti e clienti idonei (intermediari o finali). In tale mercato sono attivi dal lato dell’offerta gli operatori, produttori o grossisti, che dispongono di fonti primarie di energia, sia generata sul territorio nazionale, sia di origine estera, immessa in Italia attraverso la capacità di interconnessione transfrontaliera esistente; dal lato della domanda, si approvvigionavano invece i) i grandi clienti industriali, direttamente o tramite grossisti intermediari, e ii) l’Acquirente Unico che centralizza gli acquisti all’ingrosso di energia elettrica per il soddisfacimento del fabbisogno del mercato vincolato.

Da un punto di vista geografico, l’Autorità ha individuato quattro distinti mercati rilevanti, corrispondenti alle macroaree Nord, Sud, Sicilia e Sardegna. La suddivisione in mercati zonali è derivata dall’operare congiunto di un meccanismo di formazione dei prezzi dell’energia elettrica nella borsa legato alla presenza di vincoli di capacità di trasmissione tra zone limitrofe. Più in particolare, la necessità di veicolare flussi di energia elettrica tra le diverse zone del territorio, da quelle in eccedenza a quelle deficitarie, nella misura in cui satura la capacità di trasposto, genera il fenomeno delle cosiddette “congestioni di rete” e, quindi, la valorizzazione dell’energia immessa a prezzi zonali distinti. La peculiarità del sistema elettrico nazionale è dunque quella di garantire una remunerazione dell’energia elettrica ceduta a prezzi diversi di equilibrio, a seconda della zona geografica in cui viene immessa l’energia stessa, a fronte di un unico prezzo di acquisto su tutto il territorio nazionale (PUN), corrisposto dai consumatori a prescindere dalla zona un cui viene prelevata l’energia elettrica.

Nel corso del procedimento l’Autorità ha rilevato innanzitutto come, nel 2004, tali mercati zonali fossero estremamente concentrati, molto vicini a situazioni di monopolio, fatta eccezione per la macrozona Nord; in ciascuno di essi Enel, tramite Enel Produzione, deteneva un significativo potere di mercato derivante i) dall’indispensabilità, assoluta o relativa, nella determinazione dei prezzi di equilibrio zonali, con indici di frequenza nella fissazione del prezzo mai inferiori all’80-90% delle ore nelle diverse macroaree; ii) dalla quota di mercato sulle offerte accettate in borsa, stabilmente superiore, in misura pari al doppio, a quella dei principali concorrenti in tutte le macroaree; iii) dalla disponibilità, a differenza di tutti gli altri operatori presenti sui mercati rilevanti, di capacità di generazione uniformemente ripartita sul territorio nazionale e comprendente tutte le tipologie di impianti che concorrono alla definizione dell’ordine di merito tecnologico; infine, iv) dalla percezione, da parte del mercato, del ruolo di Enel Produzione quale operatore dominante e, specificamente, quale operatore in grado di influenzare la formazione dei prezzi di equilibrio in borsa. Tali elementi caratterizzavano, nel 2004, il modello di concorrenza nella borsa elettrica del tipo leader-followers, in cui Enel Produzione rivestiva nelle quasi totalità delle ore il ruolo di operatore marginale (ossia che fissa il prezzo) in tutte le macroaree, contribuendo a rendere stabile l’asimmetria fra Enel e i concorrenti e la sua situazione di potenza economica.

In risposta alle criticità di natura concorrenziale emerse nel corso del procedimento, Enel ed Enel Produzione hanno presentato nell’ottobre 2006 impegni, successivamente modificati e integrati, ai sensi dell’articolo 14-ter della legge n. 287/90. Essi si sostanziavano principalmente nell’offerta a cedere capacità virtuale per il biennio 2007-2008 nella macrozona Sud nella forma di contratti di copertura finanziaria. In particolare, Enel si è impegnata a cedere capacità virtuale pari a 1.000 MW nel 2007 e a 700 MW nel 2008, previa verifica della pivotalità detenuta nei mercati rilevanti, singolarmente e congiuntamente, nelle macrozone Nord e Sud.

L’Autorità ha ritenuto che gli impegni offerti da Enel per l’anno 2007 fossero tali da ridurre sensibilmente il livello di pivotalità nei mercati rilevanti e quindi, nel breve termine, l’incentivo a esercitare unilateralmente il potere di determinazione dei prezzi sul mercato a livelli superiori a quelli contrattuali, facendo venire meno i profili anticoncorrenziali oggetto dell'istruttoria. L’Autorità ha inoltre considerato che, con riferimento all’anno 2008, l’impegno a cedere 700 MW di capacità virtuale dovrà tenere conto delle effettive condizioni strutturali e concorrenziali nei mercati rilevanti e in particolare dell’effettivo ingresso di capacità di generazione e di transito e del livello di pivotalità di Enel.

INOTTEMPERANZE

AceaElectrabel Elettricità – AlpEnergie Italia

Nel febbraio 2007, l’Autorità ha avviato un procedimento istruttorio nei confronti della società AceaElectrabel Elettricità Spa, attiva nella commercializzazione e vendita di energia elettrica e gas, per violazione dell’obbligo di comunicazione preventiva delle operazioni di concentrazione. L’operazione non comunicata consisteva nell’acquisizione da parte di AceaElectrabel Elettricità dell’intero capitale della società AlpEnergie Italia Spa, in precedenza controllata in via esclusiva dalla società belga Electrabel SA. Poiché AceaElectrabel Elettricità é controllata congiuntamente, seppure indirettamente, da Acea Spa e da Electrabel SA, l’operazione ha determinato l’acquisizione del controllo congiunto di Acea Spa su AlpEnergie Italia.

L’Autorità ha considerato che l’operazione, comportando l’acquisizione del controllo di un’impresa, costituiva una concentrazione ai sensi dell’articolo 5, comma 1, lettera b) della legge n. 287/90 e risultava altresì soggetta all’obbligo di comunicazione preventiva, in quanto il fatturato totale realizzato nell’ultimo esercizio a livello nazionale dalle imprese interessate è risultato superiore alla soglia di cui all’articolo 16, comma 1, della stessa legge. Al 31 marzo 2007, l’istruttoria è in corso.

Aar e Ticino di Elettricità/En Plus - Mirant Generation San Severo

Nel gennaio 2007, l’Autorità ha avviato un procedimento istruttorio nei confronti della società En Plus Srl e della sua controllante Aar e Ticino di Elettricità SA per violazione dell’obbligo di comunicazione preventiva delle operazioni di concentrazione. L’operazione, tardivamente comunicata, consisteva nell’acquisizione, da parte di En Plus, dell’intero capitale sociale di Mirant Generation San Severo Srl, attiva nella produzione, importazione, esportazione e commercializzazione di energia elettrica.

L’Autorità ha considerato che l’operazione, comportando l’acquisto del controllo esclusivo di un’impresa, costituiva una concentrazione ai sensi dell’articolo 5, comma 1, lettera b) della legge n. 287/90 e risultava altresì soggetta all’obbligo di comunicazione preventiva, in quanto il fatturato totale realizzato nell’ultimo esercizio a livello nazionale dalle imprese interessate è risultato superiore alla soglia di cui all’articolo 16, comma 1, della stessa legge. Al 31 marzo 2007, l’istruttoria è in corso.

ATTIVITÀ DI SEGNALAZIONE

Modalità di alienazione delle partecipazioni azionarie di Enel in Eurogen, Elettrogen e Interpower

Nel luglio 2006, l’Autorità ha inviato al Governo e al Parlamento una segnalazione, ai sensi degli articoli 21 e 22 della legge n. 287/90, contenente alcune osservazioni in ordine alle distorsioni della concorrenza che possono derivare dall’attuale formulazione del decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8 novembre 2000, recante “Modalità di alienazione delle partecipazioni azionarie di Enel S.p.A. in Eurogen S.p.A., Elettrogen S.p.A. e Interpower S.p.A.”, che limita al 30% la misura della partecipazione di enti pubblici o imprese pubbliche, italiane o estere, in tali società, per un periodo di almeno cinque anni. Tale limite fu introdotto, coerentemente con la filosofia ispiratrice del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, al fine di accompagnare il processo di liberalizzazione del settore dell’energia elettrica con un’effettiva privatizzazione dei soggetti imprenditoriali, permettendo così l’entrata di nuovi operatori privati in un mercato tradizionalmente riservato all’imprenditoria pubblica. Ciò avrebbe stimolato la creazione di un’effettiva concorrenza nel mercato della generazione, con effetti benefici sul sistema in generale. In seguito all’acquisizione del controllo congiunto da parte di Electricité de France (EdF) e AEM su Edison, tuttavia, tale limite è stato superato. Edison infatti, in seguito alla dismissione delle cosiddette GenCo da parte di Enel, possiede la totalità delle azioni di EdiPower, ex Eurogen. Di conseguenza, quest’ultima è controllata in via indiretta da AEM, controllata dal Comune di Milano, e da EdF, controllata dal governo francese.

A tale riguardo, l’Autorità ha evidenziato che il superamento del limite del 30% posto dal citato decreto rappresenta una distorsione dell’assetto del mercato suscettibile di pregiudicarne l’evoluzione concorrenziale, in quanto avvantaggia in maniera discriminatoria AEM ed EdF, mentre altre imprese pubbliche che si sono attenute alle disposizioni del decreto non sono potute crescere tramite acquisizioni e fusioni.

L’Autorità ha rilevato che la situazione venutasi a creare è in parte riconducibile al fatto che il superamento di tale limite non è associato ad alcun meccanismo correttivo. In considerazione di ciò, l’Autorità ha sollecitato la rapida adozione di tutte le iniziative che possano risultare idonee a far cessare la violazione della norma e a ripristinare una situazione di mercato tale da garantire il corretto svolgimento della concorrenza tra gli operatori.

Disciplina attinente le incentivazioni alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate (il cosiddetto regime CIP 6/92)

Nel luglio 2006, l’Autorità, nell’esercizio dei poteri di cui all’articolo 21 della legge n. 287/90, ha inviato al Governo, al Parlamento e all’Autorità per l’energia elettrica e il gas una segnalazione riguardante i possibili effetti distorsivi della concorrenza derivanti dal meccanismo di incentivazione delle fonti di energia rinnovabili previsto all’articolo 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9, riguardante “Norme per l'attuazione del nuovo Piano energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali” e attuato dal Comitato Interministeriale Prezzi con delibera n. 6 del 29 aprile 1992 (di seguito CIP 6/92).

Il sistema previsto da tale provvedimento, in realtà, non era finalizzato esclusivamente alla mera promozione dell’energia elettrica derivanti da fonti rinnovabili e assimilate, ma più in generale mirava a stimolare l’autoproduzione di energia elettrica in deroga alla riserva legale di Enel Spa nella generazione, e a offrire una soluzione alla carenza di capacità di produzione di energia elettrica manifestata in quel periodo. Erano infatti ammessi al regime sia gli impianti alimentati da fonti rinnovabili che assimilate e, fra queste ultime, erano ricompresi gli impianti che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico e altre forme di energia recuperabile in processi e impianti, quelli che usano gli scarti di lavorazione e/o di processi e quelli che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati. Il regime incentivante riguardava le eccedenze di produzione non autoconsumate. Laddove l’impianto fosse stato ammesso ai benefici del programma CIP 6/92, le quantità eccedenti venivano remunerate da Enel sulla base di una convenzione basata su parametri incentivanti, tali da permettere una remunerazione maggiore rispetto a quella di mercato per gli investimenti effettuati in tali impianti. Il prezzo pagato da Enel si riferiva al costo evitato di produzione più una componente incentivante correlata ai maggiori costi della specifica tecnologia dell’impianto di produzione, legata a una rata di ammortamento annua variabile per ciascuna tipologia di impianto, della durata di otto anni e remunerata a un tasso del 7%. Infine, l’onere derivante dalla gestione di tale sistema di remunerazione dell’energia elettrica incentivata era posto a carico dei clienti elettrici soggetti a regime tariffario.

A tale riguardo, l’Autorità ha rilevato che, nella sua concreta applicazione, il regime di incentivazione presentava talune ambiguità relative al quadro regolatorio di riferimento e alla scelta di mantenere inalterate alcune posizioni acquisite non sempre coerenti con l’interesse generale alla base del sistema.

In primo luogo, il sistema di aggiornamento dei prezzi di remunerazione dell’energia elettrica incentivata si è cristallizzato nel tempo, non tenendo conto dei reali guadagni di efficienza avvenuti con l’evoluzione tecnologica. Al tempo stesso la durata delle convenzioni è stata estesa ben oltre il “ragionevole e congruo” lasso temporale necessario per il recupero degli investimenti (nella prassi i contratti CIP 6/92 hanno una durata fra i 15 e i 20 anni). L’effetto della mancata revisione della remunerazione garantita fa sì che i beneficiari vengono di fatto favoriti al di là delle finalità incentivanti del regime. Inoltre, tale effetto è amplificato dall’attribuzione di tali benefici anche agli impianti alimentati da fonti assimilate, che in realtà dal punto di vista tecnologico e dei costi non differiscono di molto dagli impianti tradizionali. In questa maniera vengono posti in una situazione di svantaggio proprio gli impianti più competitivi o innovativi, in quanto gli impianti sovvenzionati, a prescindere dal loro grado di efficienza, trovano comunque uno sbocco nel mercato a condizioni economicamente sostenibili. L’energia prodotta dai generatori sovvenzionati viene infatti obbligatoriamente ritirata e destinata a soddisfare una quota della domanda di energia nazionale.

Nonostante il decreto legislativo n. 79/99 abbia profondamente modificato il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili, l’Autorità ha rilevato che le distorsioni sopra descritte non sono state sanate. In particolare, l’energia elettrica incentivata viene acquistata dai clienti idonei a prezzi, stabiliti annualmente dal Ministero, più bassi di quelli di mercato, a fronte di una remunerazione dei generatori convenzionati ben superiore. Questo effetto è assicurato dalla previsione del decreto di liberalizzazione secondo la quale tale energia viene dispacciata in via prioritaria nel sistema elettrico, in maniera da assicurarne il completo assorbimento. Insieme alla elevata remunerazione garantita, questo sistema si traduce nel soddisfacimento di una buona parte della domanda nazionale di energia elettrica (circa il 20% a oggi) con impianti di generazione la cui logica di produzione non è guidata da meccanismi di mercato. Infine, il mantenimento di questo sistema di incentivazione, sebbene destinato a esaurirsi nel medio periodo (6-7 anni) con la scadenza delle concessioni, può avere un impatto negativo sugli incentivi alla realizzazione di nuovi investimenti nella generazione. Infatti, un impianto con una tecnologia produttiva paragonabile a quella oggetto di incentivazione risulterebbe oggi sfavorito sia in termini di remunerazione dell’energia elettrica prodotta che di accesso al mercato. L’Autorità ha infine rilevato che un meccanismo di incentivazioni più vicino a logiche di mercato appare essere quello dei Certificati Verdi che, dall’avvio della liberalizzazione del settore, affianca il regime CIP 6/92 per la promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. La componente incentivante, infatti, non è determinata in via amministrativa, ma dallo stesso mercato, che determina il valore dei diritti di produzione di energia riconosciuti agli impianti alimentati da energia rinnovabile.

In conclusione, l’Autorità, anche in vista della completa liberalizzazione della vendita di energia elettrica, che avverrà il 1° luglio 2007, ha auspicato un’urgente revisione del regime di incentivazione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate, sia per attenuare le distorsioni evidenziate che per ridurre di conseguenza l’onere in capo ai consumatori che tale sistema comporta.

(omissis)

Segnalazione/Parere
DISCIPLINA ATTINENTE LE INCENTIVAZIONI ALLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI E ASSIMILATE (IL COSIDDETTO REGIME CIP6/92)

DATI GENERALI

articolo (L.287/90)		21-Attività di segnalazione al Parlamento e al Governo
rif		AS349
decisione		12/07/2006
invio		13/07/2006

PUBBLICAZIONE

bollettino n.		26/2006
serie attività di segnalazione n.		24

SEGNALAZIONE/PARERE

mercato		(401) Produzione e distribuzione di energia elettrica (E) ENERGIA ELETTRICA, GAS E ACQUA
destinatari		Presidente del Senato della Repubblica Presidente della Camera dei Deputati Presidente del Consiglio dei Ministri Ministro per lo Sviluppo Economico Autorità Per l’Energia Elettrica e il Gas

Testo Segnalazione/Parere

Nell’esercizio del potere di segnalazione di cui all'articolo 21 della legge 10 ottobre 1990, n. 287, l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato intende formulare alcune osservazioni in merito al complesso della disciplina attinente il regime di incentivazioni alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate, nonché alla sua applicazione nel corso degli anni.

Con il presente intervento si intende richiamare l’attenzione sull’impatto distorsivo della predetta normativa, rivelatasi vièppiù inadeguata alla luce del processo di liberalizzazione che ha investito il settore elettrico dal 1999 in poi. L’Autorità è dell’avviso, infatti, che il complesso delle incentivazioni riconosciute, oltre a generare un onere che grava in primo luogo sui consumatori finali di energia elettrica soggetti a tariffa, infici il pieno dispiegamento di condizioni di efficienza nel sistema elettrico nazionale.

L’assetto regolatorio del regime di incentivazione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate trae origine dal disposto dall’art 22 della Legge 9 gennaio 1991, n. 9 (di seguito legge 9/91)¹¹ [“Norme per l'attuazione del nuovo Piano energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali”, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 16 gennaio 1991, n. 13 - supplemento ordinario. Sul punto si sottolinea come già la delibera CIP 12 luglio 1983, n. 15/1983 (GU 19 luglio 1989, n. 167) disciplinava “Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, da con generazione e da altre fonti assimilate; cessioni all’ENEL ed incentivazione della nuova produzione”.] la cui concreta applicazione è stata demandata al successivo provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi n. 6 del 29 aprile 1992 (di seguito CIP6/92)²² [“Prezzi dell'energia elettrica relativi a cessione, vettoriamento e produzione per conto dell'Enel, parametri relativi allo scambio e condizioni tecniche generali per l'assimilabilità a fonte rinnovabile”, pubblicato in GU n.109 del 12 maggio 1992.] e al DM 25 settembre 1992³³ [Gazzetta Ufficiale n. 235 del 6 ottobre 1992.].

Gli obiettivi della legge n. 9/91 erano più ampi della mera promozione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate, in quanto orientati a stimolare la produzione in proprio di energia elettrica in deroga alla riserva legale di ENEL Spa nella generazione, e ad offrire una soluzione alla carenza di capacità di produzione di energia elettrica manifestata in quel periodo.

L’articolo 22 della legge 9/91, riconosceva infatti la possibilità a coloro che ne avessero manifestato interesse di procedere alla realizzazione di impianti di generazione da fonti rinnovabili o assimilate per autoconsumo o per cessione delle cosiddette eccedenze di produzione alla stessa ENEL Spa. La remunerazione delle eccedenze di produzione era ispirata dal criterio generale di assicurare prezzi e parametri incentivanti, ad impianti di generazione nuovi o non ancora in grado di essere realizzati a prezzi di mercato, ma non era avulsa da principi di mercato. La remunerazione riconosciuta ai generatori incentivati doveva, infatti, fondarsi sulla nozione di costo evitato di produzione mentre l’incentivazione doveva essere garantita tramite la quantificazione di una componente di incentivazione correlata ai maggiori costi della specifica tecnologia dell’impianto produttivo convenzionato. La componente, sebbene modulata a seconda proprio della tipologia di tecnologia produttiva, era determinata in base ad una rata annua di ammortamento su otto anni e ad un tasso di remunerazione standard del 7%. La finalità era di garantire il recupero accelerato del capitale investito.. . Come detto, il regime di incentivi era concesso sia agli impianti alimentati da fonti rinnovabili⁴⁴ [Tra cui la fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica.] sia a quelli alimentati da fonti assimilate. In quest’ultima categoria, oltre ad essere compresi gli impianti di cogenerazione era anche prevista l’inclusione di impianti che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico e altre forme di energia recuperabile in processi e impianti, di quelli che usano gli scarti di lavorazione e/o di processi e di quelli che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati.La modalità di ritiro dell’energia elettrica convenzionata era regolata da convenzioni sottoscritte in conformità ad una convenzione tipo, approvata per via ministeriale, la cui durata era demandata alla libera determinazione delle parti e non era stabilita alcuna conseguenza in caso di ritardata realizzazione degli investimenti produttivi. Da ultimo, l’onere derivante dalla remunerazione dell’energia elettrica incentivata era posto a carico dei clienti elettrici soggetti a regime tariffario.

Nella sua concreta applicazione il regime di incentivazione presenta alcune ambiguità che manifestano, da un lato, lacune del quadro regolatorio di riferimento e, dall’altro, la scelta di mantenere inalterate posizioni acquisite non sempre coerenti con la finalità di interesse generale di incentivare forme di generazione alternative e che ne avevano, invece, giustificato l’iniziale riconoscimento.

Gli elementi di distorsione attengono alla modalità di aggiornamento della remunerazione garantita, alla durata delle convenzioni in essere e al riconoscimento di incentivi anche ad impianti di generazione da fonti assimilate, la cui tutela in termini di interesse generale appare dubbia.

In merito alla remunerazione dell’energia elettrica incentivata si è, infatti, registrato un ingiustificato cristallizzarsi nel tempo di vantaggi di natura economica a beneficio dei generatori convenzionati. Tali benefici sono la conseguenza, da un lato, di un aggiornamento dei prezzi di remunerazione garantiti che non riflette l’adeguamento alle mutate condizioni di efficienza e di sviluppo tecnologico degli impianti convenzionati, rispetto ai parametri fissati nel provvedimento attuativo CIP6/92. Dall’altro, della durata delle convenzioni stesse che, per prassi, è andata ben oltre il “ragionevole e congruo” lasso temporale di recupero degli investimenti (le convenzioni hanno infatti una estensione temporale di 15–20 anni).

Nel 1995, la legge istitutiva dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, pur attribuendole un potere di intervenire sull’aggiornamento della remunerazione dell’energia incentivata⁵⁵ [Cfr. Art. 3 della legge 481/95.], non si è spinta fino a prevedere chiaramente la possibilità di adeguare ai costi effettivi di produzione anche le convenzioni in essere a tale data. Il Consiglio di Stato, intervenuto a più riprese sulla materia, ha poi riaffermato il principio di garantire ai generatori convenzionati a tale data la stabilità delle remunerazioni determinate dal provvedimento attuativo CIP6/92⁶⁶ [Si veda parere 9 dicembre 1999, n. 996; e anche le sentenze del Consiglio di Stato, Sez. VI, del 11 dicembre 2001, n. 155/02; e del 27 novembre 2001, n. 960/02].

L’effetto della mancata revisione della remunerazione è risultato amplificato dall’attribuzione di incentivi ad impianti alimentati da fonti assimilate la cui tecnologia produttiva non si differenziava significativamente rispetto alle fonti tradizionali termoelettriche. La scarsa attenzione nella selezione sotto il profilo tecnologico delle iniziative ammesse alle sovvenzioni, non ha sempre canalizzato questo ultime verso tecnologie genuinamente alternative (sotto il profilo di un minor impatto ambientale o di minori costi di generazione) o verso la diversificazione delle fonti energetiche.

Del resto, anche quando le sovvenzioni si sono indirizzate verso nuove tecnologie (ad esempio nel caso della cogenerazione), una mancata revisione dei livelli di remunerazione in linea con lo sviluppo tecnologico non ha certo costituito il contesto più adeguato all’ammodernamento degli impianti.

Da ciò deriva sotto il profilo concorrenziale una distorsione a svantaggio di impianti produttivi più competitivi, posto che l’energia prodotta dai generatori sovvenzionati, a prescindere dal loro livello di efficienza, viene obbligatoriamente ritirata e destinata poi a soddisfare una quota della domanda di energia nazionale.

In tal senso, il sistema degli incentivi CIP6/92 non appare certo nella sua attuazione lo strumento idoneo ad orientare gli operatori verso scelte di mercato ispirate alla maggiore efficienza tecnologica ed economica.

Il Decreto Legislativo n. 79/99⁷⁷ [Attuazione della Direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, pubblicato nella GU 31 marzo 1999, n. 75.], di liberalizzazione del settore elettrico, ha posto rimedio ad alcune carenze del quadro di riferimento, tra cui la decadenza dal diritto all’incentivazione a fronte di una tardiva realizzazione degli investimenti, senza tuttavia sanare pienamente le distorsioni sopra descritte, che sono anzi risultate più evidenti proprio alla luce dell’apertura del mercato elettrico alla libera concorrenza, in termini di vantaggi economici a quegli operatori ammessi alle convenzioni, di allocazione dei fondi pubblici e di onere sostenuto dai clienti elettrici vincolati.

Va considerato preliminarmente che il decreto di liberalizzazione ha previsto la cessione ai clienti idonei che si approvvigionano nel mercato liberalizzato dell’energia elettrica incentivata. Tale previsione ha per effetto quello di contribuire a ridurre l’onere sostenuto dai clienti vincolati, tuttavia il grado di partecipazione alla copertura dei costi da remunerazione dell’energia elettrica incentivata soddisfatto dal mercato libero dipende dal prezzo di cessione definito annualmente per via ministeriale. Nella sua concreta attuazione sia la modalità tecnica che le condizioni economiche di cessione hanno evidenziato la scelta istituzionale di prediligere condizioni di approvvigionamento più vantaggiose per chi acquistava questa energia, rispetto a quelle che sono prevalse in concreto nel sistema centralizzato delle offerte (la borsa elettrica).

Nel 2005, la remunerazione media garantita per l’energia elettrica incentivata è stata di circa 113 euro/MWh a fronte di un prezzo di cessione dell’energia elettrica incentivata di 50 euro/MWh. In aggregato, l’onere complessivo per la remunerazione degli impianti oggetto di ritiri obbligatori è stata di circa 5,8 miliardi di euro con un fabbisogno residuo da recuperare in tariffa elettrica superiore al 53% (3,1 miliardi di euro).

In altri termini, la remunerazione garantita ai generatori convenzionati risultava, nel 2005, molto più elevata sia rispetto ai prezzi di cessione della stessa energia elettrica incentivata ai clienti idonei che si possono approvvigionare nel mercato liberalizzato, fissati come detto per via ministeriale, sia ai prezzi medi registrati nella borsa elettrica. Da notare, inoltre, che seppure il prezzo medio nel sistema centralizzato delle offerte abbia registrato un andamento crescente nel 2005 e nei primi mesi del 2006, la remunerazione garantita risulta, in media, sempre largamente superiore.

Il decreto di liberalizzazione ha inoltre previsto che l’energia elettrica convenzionata sia dispacciata in via prioritaria nel sistema elettrico, come d’altronde avviene per tutta l’energia elettrica oggetto di contrattazione bilaterale tra generatori e clienti idonei finali. In altri termini tale energia è esclusa da qualunque confronto nell’ordine di merito economico. Pertanto anche successivamente al decreto di liberalizzazione, la certezza di una congrua remunerazione e della immissione nel sistema di tutta l’energia generata, si traduce nel soddisfacimento di una parte della domanda elettrica nazionale con impianti di generazione la cui logica di produzione non è guidata da meccanismi di mercato. Ciò può comportare effetti di discriminazione nei confronti di eventuali impianti di generazione alternativi economicamente più efficienti.

Un’analoga considerazione riguarda il potenziale impatto negativo sugli incentivi alla realizzazione di nuovi investimenti in generazione che ne potrebbero essere limitati. Infatti un impianto con una tecnologia produttiva paragonabile a quella oggetto di incentivazione ad oggi risulterebbe sfavorito sia in termini di remunerazione dell’energia elettrica prodotta sia di accesso al mercato.

Giova rammentare che l’energia elettrica incentivata rappresenta, ancora, quasi il 20% della produzione e della domanda di energia elettrica nazionale. Sebbene i ritiri obbligatori siano destinati ad esaurirsi con lo scadere delle convenzioni, nel medio periodo (6–7 anni), essi si manterranno superiori ai 30TWh circa, che a domanda constante del 2004 rappresentano il 10% circa dei consumi. In ogni caso, questo rappresenta anche il lasso temporale su cui insistono le convenzioni per cui è ancora in essere la componente incentivante.

Un sistema di incentivazioni che mostra di essere più vicino a logiche di mercato è quello dei Certificati Verdi che, dall’avvio della liberalizzazione del settore, affianca il regime CIP6/92 per la promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (articolo 11 del D.Lgs. 79/99). In primo luogo l’inclusione al sistema di incentivi è giustamente circoscritta alle sole fonti rinnovabili, quindi esclusivamente ad impianti di generazione propriamente compatibili con l’obiettivo di contenere le emissioni di gas inquinanti⁸⁸ [Cfr, vedi anche art. 11 D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387 e il DM 24 ottobre 2005.]. In secondo luogo, la componente incentivante è determinata dal valore assegnato dallo stesso mercato ai diritti di produzione di energia riconosciuti a tali impianti. La durata della partecipazione al mercato dei cosiddetti certificati verdi è limitata a 12 anni dall’attivazione dell’impianto. Poiché i diritti alla produzione di energia da fonti rinnovabili sono acquisitati dai generatori che producono energia elettrica da fonti tradizionali, l’incentivazione risulta gravare, in ultima istanza, sul prezzo dell’energia in vendita al mercato liberalizzato.

Sulla base del complesso delle considerazioni sopra esposte, e tenuto conto anche della previsione di una completa liberalizzazione della fase della vendita dell’energia elettrica al 1 luglio 2007, l’Autorità auspica una urgente revisione del regime di incentivazioni dell’energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate, nell’ottica di realizzare pienamente i principi ispiratori della disciplina e attenuare le distorsioni evidenziate nonché e soprattutto ridurre l’onere a carico dei consumatori.

IL PRESIDENTE
Antonio Catricalà

[1] Con Il decreto ministeriale 25 settembre 1992 è stata approvata la convenzione tipo in base alla quale i produttori terzi stipulano le convenzioni per la cessione, lo scambio, il vettoriamento e la produzione conto terzi con Enel.

[2] Si ricorda, inoltre che, in base all’articolo 22, comma 1, della legge n. 9/91, la produzione di energia elettrica a mezzo di impianti alimentati a FER o assimilate, non era soggetta alla riserva disposta in favore dell'Enel dalla legge di nazionalizzazione, L. 1643 del 6 dicembre 1962 (articolo 1). Ragion per cui, la suddetta energia era prodotta anche da altri operatori nazionali.

[3] Il provvedimento CIP n. 6/92 (GU n. 109 del 12 maggio 1992) è stato successivamente modificato ed integrato dal decreto del Ministro dell'industria 25 settembre 1992 (GU n. 235 del 6 ottobre 1992) dal decreto del Ministro dell'industria 4 agosto 1994 (GU n. 186 del 10 agosto 1994) e dal decreto del Ministro dell'industria 24 gennaio 1997 (GU n. 44 del 22 febbraio 1997).

[4] Si ricorda che ai sensi dell’art. 1, comma 3, della legge 9 gennaio 1991, n. 10, per fonti energetiche assimilate si intendono le risorse energetiche di origine fossile, che vengono assimilate alle fonti rinnovabili in virtù degli elevati rendimenti energetici.

[5] Attualmente: Assoelettrica (Associazione Nazionale delle Imprese Elettriche).

[6] Per "nuova energia" o "nuova produzione" il provvedimento CIP n. 6/92 si riferiva a quella prodotta da impianti entrati in servizio dopo il 30 gennaio 1991 e quella considerata tale dai precedenti provvedimenti CIP n. 15 del 12 luglio 1989 (GU n. 167 del 19 luglio 1989) e n. 34 del 14 novembre 1990 (GU n. 270 del 19 novembre 1990). Il provvedimento CIP n. 15/89 successivamente modificato dal provvedimento CIP n. 34/90, concerne l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, da cogenerazione e da altre fonti assimilate, i prezzi di cessione all’ENEL ed i contributi di incentivazione alla nuova produzione.

[7] Si ricorda che dal 1° novembre 2005 è diventato operativo il Gestore del sistema elettrico – GRTN spa (ora Gestore dei Servizi Elettrici - GSE spa). Tale società, in seguito al trasferimento dal GRTN (Gestore della Rete di trasmissione Nazionale) a Terna spa del ramo d’azienda relativo alle attività di dispacciamento, trasmissione e sviluppo della rete di trasmissione, si focalizza sulla gestione delle fonti rinnovabili. L’attività di promozione, incentivazione e sviluppo delle fonti rinnovabili e assimilate, e la gestione di tutte le attività di natura pubblicistica del settore elettrico, rappresenta la nuova missione del Gestore del sistema elettrico, che diventa il punto di riferimento nel settore per l’attuazione della politica energetica nel Paese. Il GSE promuove lo sviluppo delle fonti rinnovabili sia attraverso l’erogazione di incentivi agli impianti di generazione, sia con campagne di sensibilizzazione per un consumo di energia elettrica responsabilee compatibile con le tematiche dello sviluppo sostenibile in coerenza con la politica di risparmio energetico nazionale.

[8] Da ultimo, per l’anno 2009, le modalità di vendita sul mercato elettrico dell’energia CIP6 ritirata dal GSE sono stabilite dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 25 novembre 2008, in corso di registrazione presso la Corte dei Conti.

[9] Le componenti tariffarie sono poste a copertura di oneri sostenuti nell'interesse generale del sistema elettrico (quali ad esempio i costi di ricerca, i costi per l'incentivazione dell'utilizzo di fonti energetiche rinnovabili ecc.), individuati dal Governo con decreto o dal Parlamento tramite legge. Tali oneri vengono generalmente identificati come oneri impropri in quanto rappresentano costi che ricadono in tariffa senza essere giustificati da ragioni di efficienza, in quanto si tratta di oneri sostenuti nell'interesse della collettività. I costi gravano sia sui clienti vincolati, sia sui clienti liberi e sono posti a maggiorazione dei corrispettivi per il servizio di trasporto. I valori delle componenti tariffarie A2-A6 sono determinati dall'Autorità e sono differenziati per tipologia di utenza. La gestione del gettito delle componenti A avviene attraverso appositi conti istituiti presso la Cassa conguaglio per il settore elettrico. In particolare, la componente A3 è posta a copertura dei costi sostenuti dal GSE per l'acquisto e la rivendita di energia CIP6 (da fonti rinnovabili e assimilate).

[10] Ai sensi dell’art. 2 della direttiva sono definite "fonti energetiche rinnovabili", le fonti energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas). Inoltre lo stesso art. 2 dispone che per “biomassa” debba intendersi “la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall'agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”: ne conseguirebbe l’impossibilità di concedere gli incentivi destinati alle fonti rinnovabili per la parte non biodegradabile dei rifiuti.

[11] Il testo della delibera CIP 29 aprile 1992 può essere consultato sul sito dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, all’indirizzo http://www.autorita.energia.it/docs/riferimenti/CIP_6.htm.

[12] Con tale norma si è cercato di porre rimedio all’errore che, come ammesso dallo stesso Governo, era stato compiuto dal Governo nella redazione del comma 1117, rispetto a quelle che erano le intenzioni, ma che non era stato possibile correggere nel corso dell’iter.

Si ricorda, infatti, che nel corso della seduta n. 87 del 14 dicembre 2006 (http://www.senato.it/service/PDF/PDFServer/BGT/230412.pdf), il Sottosegretario di Stato per l'economia e le finanze, Sartor, ricordò all’Assemblea del Senato che “il ministro Chiti ieri ha segnalato due ulteriori errori materiali di testo che sono i seguenti: al comma 1119 le parole: «già autorizzati e di cui sia stata avviata concretamente la realizzazione», andrebbero sostituite con le seguenti: «già realizzati e operativi»…”.

[13] Il decreto-legge 6 novembre 2008, n. 172, recante Misure urgenti per lo smaltimento dei rifiuti nella regione Campania e di tutela ambientale, è stato convertito con modificazioni dalla legge 30 dicembre 2008, n. 210 (pubblicata nella GU n. 2 del 3 gennaio 2009).

[14] Si veda in proposito la notizia riportata dall’ANSA il 2 ottobre scorso all’indirizzo internet http://www.ansa.it/ambiente/notizie/notiziari/energia/20081002190634741298.html. La notizia è relativa all’emendamento 16-quater.502 presentato (e poi ritirato) dal Governo nel corso dell’esame dell’AC 1441-ter (ddl collegato alla manovra di finanza pubblica, ora all’esame del Senato- AS 1195). Il testo di tale emendamento è stato fedelmente trasposto nell’articolo 9 del DL 172/08.

[15] Convertito con modificazioni dalla legge 28 febbraio 2008, n. 31.

[16] Il DM 31 ottobre 2008, recante Modalità per concedere gli incentivi pubblici di competenza statale, previsti dal provvedimento CIP 6/92, agli impianti di termovalorizzazione localizzati nel territorio delle province di Salerno, Napoli e Caserta, è stato pubblicato nella GU n. 261 del 7 novembre 2008.

[17] In tale aggregato rientra l’energia elettrica prodotta dalle famiglie di impianti di cui agli artt. 20 e 22 della legge n. 9/1991.

[18] Ai sensi dell’articolo 3, comma 12, del D.Lgs. 79/99 (cd. decreto Bersani).

[19] Dal 2005 il dato relativo al mini-idro risulta azzerato in base a quanto disposto dall'art. 13 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 che ha dato origine alla delibera n. 34/05 abrogando la precedente delibera n. 62/02.

[20] Gli impianti esistenti sono quelli per i quali è scaduto il periodo di incentivazione (8 anni), ma sono ancora valide la convenzioni di ritiro con il GRTN.

[21] Gli impianti esistenti sono quelli per i quali è scaduto il periodo di incentivazione (8 anni), ma sono ancora valide la convenzioni di ritiro con il GRTN.

[22] Le convenzioni valide al 31 dicembre 2006 erano 448 (57 per le fonti assimilate e 391 per le rinnovabili), mentre al 31 dicembre 2007 si erano ridotte a 374 (46 da assimilate e 328 da rinnovabili).

[23] Il documento è stato trasmesso dal Governo nell’ambito dell’esame, presso la Commissione Ambiente della Camera, del decreto-legge n. 172/2008, recante “Misure urgenti straordinarie per fronteggiare l’emergenza nel settore dello smaltimento dei rifiuti nella regione Campania, nonché misure urgenti di tutela ambientale”. Si ricorda tale decreto-legge è stato convertito con modificazioni dalla legge 30 dicembre 2008, n. 210 (pubblicata nella GU n. 2 del 3 gennaio 2009).

N°	UBICAZIONE	SOCIETÁ	COMBUSTIBILE	AUTORIZZAZIONE (tipo, soggetto, data)	POTENZA (MW)
N°	UBICAZIONE	SOCIETÁ	COMBUSTIBILE	AUTORIZZAZIONE (tipo, soggetto, data)	POTENZA (MW)
1	PARONA (PV) LOMBARDIA	LOMELLINA ENERGIA	SCR, RSU, rifiuti speciali non pericolosi	Autorizzazione alla costruzione ed esercizio dell’impianto con decreto Regione Lombardia n. 14140 del 12.08.2004	20
TOTALE LOMBARDIA					20

2	Ponte Galeria (RM) LAZIO	COLARI	Syngas da CDR	Ordinanza della Presidenza del Consigli dei Ministri n. 2992 del 23.6.99, n. 3109 del 28.2.2001, n. 3249 del 8.11.2002. Ordinanza del Commissario Ambientale nel territorio della regione Lazio n. 16 del 25.3.2005.	36
3	S.Vittore (FR) LAZIO	E.A.L.L.	C.D.R.	Approvazione progetto con decreto n. 146 del 28.12.07 del Commissario Delegato per l'emergenza ambientale regione Lazio. Decreto n. 72 del 25.7.2007 del Commissario Delegato per l'Emergenza ambientale regione Lazio.	13
TOTALE LAZIO					49

4	Pozzilli (IS) MOLISE	ENERGONUT (ex SOLVIC)	CDR/rifiuti	Autorizzazione MICA del 22.12.1993 (non necessita rinnovo delle autorizzazioni per rifacimento impianto a parità di potenza) Permesso a costruire del comune di Pozzilli del 22..9.2005	12,5
TOTALE MOLISE					12,5

5	Manfredonia (FG) PUGLIA	E.T.A.	biomasse/rifiuti	Presentazione istanza di valutazione di impatto ambientale (aprile 2007). In attesa del giudizio di impatto ambientale positivo da parte della competente Amministrazione regionale.	16,2
TOTALE PUGLIA					16,2

6	Gioia Tauro (RC) CALABRIA	T.E.C. Termomeccanica Ecologia	rifiuti	Ordinanze n. 2850 del 9.2.2004 e n. 2885 del 17.3.2004 del Commissario delegato per l'emergenza ambientale nel territorio della regione Calabria	25
TOTALE CALABRIA					25,0

7	Palermo SICILIA	PALERMO ENERGIA AMBIENTE	rifiuti	Ordinanza della Presidenza del Consiglio dei Ministri n. 2983 del 31.5.1999, n. 3048 del 31.3.2000, n. 3072 del 21.7.2000, n. 3136 del 25.5.2001, n. 3190 del 22.3.02	61,2
8	Casteltermini (AG) SICILIA	PLATANI ENERGIA AMBIENTE	rifiuti	Ordinanza della Presidenza del Consiglio dei Ministri n. 2983 del 31.5.1999, n. 3048 del 31.3.2000, n. 3072 del 21.7.2000, n. 3136 del 25.5.2001, n. 3190 del 22.3.02	35,6
9	Paternò (CT) SICILIA	SICIL POWER	rifiuti	Ordinanza della Presidenza del Consiglio dei Ministri n. 2983 del 31.5.1999, n. 3048 del 31.3.2000, n. 3072 del 21.7.2000, n. 3136 del 25.5.2001, n. 3190 del 22.3.02	53,8
10	Augusta (SR) SICILIA	TIFEO ENERGIA AMBIENTE	rifiuti	Ordinanza della Presidenza del Consiglio dei Ministri n. 2983 del 31.5.1999, n. 3048 del 31.3.2000, n. 3072 del 21.7.2000, n. 3136 del 25.5.2001, n. 3190 del 22.3.02	55
TOTALE SICILIA					205,6