Politica energetica nazionale

Nella legislatura in corso la politica del Governo e del Parlamento in materia energetica si è posta principalmente l’obiettivo di ridurre la dipendenza energetica dall’estero del nostro Paese.

A tal fine, sono stati programmati e adottati interventi volti alla diversificazione delle aree di approvvigionamento, alla predisposizione di terminali di rigassificazione in grado di consentire un approvvigionamento indipendente e diversificato, allo sviluppo delle interconnessioni e di nuovi collegamenti esterni alla UE e adozione di misure di medio e lungo periodo riguardanti lo sviluppo della capacità dei gasdotti interni agli Stati membri e degli stoccaggi, alla diversificazione delle fonti energetiche, con le fonti rinnovabili, il carbone pulito e l’energia nucleare, nonché allo sviluppo dell’efficienza energetica.

Con riferimento alla necessità di diversificazione delle fonti energetiche, il Parlamento ha previsto, con la legge 99/2009, una delega al Governo per la disciplina della localizzazione nel territorio nazionale di centrali nucleari e dei sistemi di stoccaggio dei rifiuti radioattivi. A tale delega è stata data recentemente attuazione con il decreto legislativo 31/2010. Quale autorità nazionale per la regolamentazione tecnica, il controllo e l'autorizzazione ai fini della sicurezza nel settore nucleare viene istituita, dalla legge 99/2009, l'Agenzia per la sicurezza nucleare.

Con la medesima legge, in attuazione di impegni assunti in sede comunitaria, il legislatore nazionale e il Governo hanno portato avanti la politica di incentivazione delle fonti rinnovabili, prevedendo svariate misure in tal senso.

Gli interventi in materia energetica sono stati indirizzati anche ad incrementare il grado di liberalizzazione ed efficienza dei mercati energetici, per ottenere dei benefici in termini di costo dell’energia per le imprese e le famiglie. Difatti, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, intervenendo in sede parlamentare in merito allo stato di avanzamento dei processi di liberalizzazione nei due principali mercati energetici del nostro Paese, elettricità e gas, ne ha rilevato il diverso livello di concorrenza, molto maggiore nel mercato dell’elettricità rispetto a quello del gas, auspicando il completamento del processo di liberalizzazione in particolare del mercato del gas.

Per la suddetta finalità in primo luogo sono state introdotte modifiche nell’organizzazione e funzionamento del mercato elettrico volte a garantire minori oneri per le famiglie e le imprese riducendo il prezzo dell’energia elettrica. Ulteriori misure volte ad incrementare l’efficienza del settore energetico, introdotte dalla citata legge 99/2009, sono quelle relative all’assegnazione in esclusiva al Gestore del mercato elettrico della gestione economica del mercato del gas e l’istituzione di un fornitore di ultima istanza anche nel settore del gas, ampliando a tal fine i compiti dell’Acquirente unico operante nel settore elettrico.

Ulteriori misure approvate dal legislatore riguardano l’incentivazione del risparmio e dell’efficienza energetica. Innanzitutto, si è prevista l’elaborazione di un piano straordinario, da trasmettere alla Commissione europea, volto ad accelerare l'attuazione dei programmi per l'efficienza e il risparmio energetico. Si è inoltre intervenuti sui requisiti tecnici e costruttivi degli impianti termici civili, con la finalità dell’adeguamento della normativa nazionale in tema di risparmio energetico a quella comunitaria. Sono state inoltre emanate dal Governo le Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici.

Strategia energetica nazionale

Con l’art. 7 del decreto-legge 112/2008, convertito con modificazioni dalla legge 133/2008, è stato attribuito al Governo il compito di definire una “Strategia energetica nazionale” intesa quale strumento di indirizzo e programmazione a carattere generale della politica energetica nazionale, cui pervenire a seguito di una Conferenza nazionale dell’energia e dell’ambiente.

Il suddetto piano energetico ha lo scopo di indicare le priorità per il breve ed il lungo periodo per conseguire, anche attraverso meccanismi di mercato, gli obiettivi della diversificazione delle fonti di energia e delle aree di approvvigionamento, del potenziamento della dotazione infrastrutturale, della promozione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica, della realizzazione nel territorio nazionale di impianti di produzione di energia nucleare, del potenziamento della ricerca nel settore energetico e della sostenibilità ambientale nella produzione e negli usi dell'energia.

Nel solco della Strategia energetica si collocano anche le varie misure in materia di energia contenute nella legge 99/2009, attinenti in particolare al rilancio del nucleare, al risparmio e all’efficienza energetica, alla promozione delle fonti rinnovabili, alla sicurezza e al potenziamento delle infrastrutture e alla semplificazione delle procedure autorizzative. Tra le varie disposizioni che si muovono nella direzione della semplificazione delle procedure di autorizzazione si segnalano quelle relative alla costruzione e all’esercizio di terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto e delle opere connesse, nonché agli interventi di sviluppo ed adeguamento della rete elettrica di trasmissione nazionale.

Al riguardo si ricorda che l’art. 4 del D.L. 78/2009, convertito con modificazioni dalla legge 102/2009, ha previsto l’individuazione, da parte del Governo, degli interventi relativi alla trasmissione ed alla distribuzione dell'energia, nonché, d'intesa con le regioni interessate, degli interventi relativi alla produzione dell'energia, per i quali ricorrono particolari ragioni di urgenza e che devono essere effettuati con mezzi e poteri straordinari attribuiti ad uno o più Commissari straordinari del Governo.

Inoltre il decreto-legge 3/2010, convertito con modificazioni dalla legge 41/2010, reca disposizioni volte a far fronte alle crescenti criticità di funzionamento del sistema elettrico nazionale in Sicilia e in Sardegna in attesa della messa in esercizio delle nuove infrastrutture di rete programmate e, a seguito dell'esame parlamentare, ulteriori disposizioni riguardanti più in generale le opere relative alla rete elettrica di trasmissione nazionale e agli impianti di energia elettrica.

Fonti rinnovabili

L'Unione europea ha adottato il pacchetto legislativo "energia-clima" contenente misure volte a combattere i cambiamenti climatici e a promuovere le energie rinnovabili, che consentirà alla UE di ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra, di conseguire un risparmio energetico del 20% e di aumentare al 20% la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia da qui al 2020. Tra le misure, oltre alla decisione n. 406/2009/CE diretta a ridurre i livelli delle emissioni anche tramite una maggiore efficienza energetica, rientra anche la direttiva 2009/28/CE sulla promozione delle energie rinnovabili, con la quale si intende fissare obiettivi giuridicamente vincolanti per ciascuno Stato membro, tali da incrementare l’attuale quota complessiva di energie rinnovabili sul consumo energetico finale della UE fino al 20% nel 2020. Per l’Italia l’incremento finale, entro il 2020, dovrà essere non inferiore al 17%. Il disegno di legge comunitaria 2009, approvato definitivamente e in attesa di pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale (A.S. 1781-B), delega il Governo al recepimento della predetta direttiva 2009/28/CE.

Misure di sostegno

Il principale meccanismo di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è costituito dai certificati verdi, introdotti nell’ordinamento nazionale dall’articolo 11 del decreto legislativo 79/1999 per superare il vecchio criterio di incentivazione noto come CIP6 .

La legge 244/2007 (finanziaria 2008) ha delineato una nuova disciplina di incentivazione per gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007 che prevede in alternativa ai certificati verdi, titoli emessi dal Gestore dei servizi elettrici (GSE) attestanti la produzione di energia da fonti rinnovabili per gli impianti di potenza superiore a 1MW, una tariffa fissa onnicomprensiva, variabile a seconda delle fonte utilizzata, per gli impianti di potenza elettrica non superiore a 1MW.

Le prime direttive generali per regolare la transizione dal vecchio meccanismo di incentivazione (certificati verdi) al nuovo (tariffa onnicomprensiva in alternativa ai certificati verdi) e dal quale rimane esclusa la tecnologia fotovoltaica che gode di una forma di incentivazione specifica, sono state emanate, in attuazione della legge 244/2007, con il D.M. 18 dicembre 2008.

I certificati verdi possono essere utilizzati per assolvere all’obbligo, posto a carico dei produttori ed importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili, di immettere nella rete elettrica, a decorrere dal 2002, una quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999. La legge 99/2009 trasferisce tale obbligo, a decorrere dal 2011, dai produttori e importatori ai soggetti che concludono con la società Terna Spa (responsabile del servizio di dispacciamento) uno o più contratti di dispacciamento di energia elettrica in prelievo. A partire da tale data, quindi, la quota obbligatoria di produzione di energia da fonti rinnovabili sarà calcolata sul consumo e non più in base alla produzione e all'import come precedentemente previsto. L'art. 7, comma 2-bis, del decreto-legge 135/2009, convertito dalla legge 166/2009, dispone che il termine in questione decorre dal 2012 anziché dal 2011. La suddetta previsione della legge 99/2009, tuttavia, è abrogata dall'art. 2, comma 3, del decreto-legge 72/2010, in corso di conversione (A.C. 3496).

Tra le misure incentivanti le fonti rinnovabili contenute nella legge 99/2009, si segnalano inoltre quelle che consentono ai comuni fino a 20.000 residenti di usufruire del servizio di “scambio sul posto” per gli impianti di potenza non superiore a 200 Kw di cui sono proprietari, a copertura dei consumi di proprie utenze, e a tutti i comuni di destinare aree del proprio patrimonio disponibile alla realizzazione di impianti per l'erogazione in “conto energia” e di servizi di “scambio sul posto” dell'energia elettrica prodotta, da cedere a privati cittadini.

La legge contiene anche misure di semplificazione per l’installazione e l’esercizio di impianti di cogenerazione, prevedendo la semplice comunicazione all’autorità competente ai sensi del Testo Unico in materia edilizia (D.P.R. 380/2001) per le unità di microcogenerazione, fino a 50 kWe, e una denuncia di inizio attività (DIA) per gli impianti di piccola cogenerazione, fino a 1 MWe.

Il provvedimento interviene anche in materia di geotermia, con una delega al Governo finalizzata al riassetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche in modo da garantire un regime concorrenziale per l'utilizzo delle risorse ad alta temperatura e semplificare i procedimenti amministrativi per l'utilizzo delle risorse a bassa e media temperatura. In attuazione di tale delega è stato recentemente emanato il decreto legislativo 22/2010 (pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 45 del 24 febbraio 2010).

Il meccanismo dei certificati verdi non rappresenta l’unica forma nazionale di sostegno al settore delle energie rinnovabili.

In attuazione del disposto dell’articolo 7 del D.Lgs. 387/2003 di recepimento della direttiva 2001/77/CE, il DM 28 luglio 2005 del Ministero delle attività produttive di concerto con il Ministero dell’ambiente (come integrato dal DM 6 febbraio 2006 e, successivamente, dal DM 19 febbraio 2007) ha definito icriteri di incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica da fonte solare coerenti con le disposizioni le disposizioni comunitarie, introducendo una nuova modalità di incentivazione per la produzione di energia da impianti fotovoltaici con taglie comprese tra 1 kW e 1000 kW di potenza elettrica, il c.d. cosiddetto “conto energia” (in sostituzione del precedente sistema di incentivazione basato esclusivamente su contributi in conto capitale per la costruzione degli impianti – erogati, sotto varie forme, a livello regionale, nazionale o comunitario - e idoneo a finanziare il 50-75% del costo di investimento).

A differenza delle incentivazioni in conto capitale, questo meccanismo incentiva l’energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica, il cui surplus potrà essere venduto alla rete stessa a tariffe incentivanti. In sostanza, con l’attivazione del “conto energia”, a partire dal mese di settembre 2005 anche i privati, le famiglie e i condomini possono connettersi alla rete nazionale e vendere a tariffe incentivanti la propria energia elettrica prodotta da pannelli fotovoltaici. Ai DM del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006 è poi subentrato il DM 19 febbraio 2007, (pubblicato nella GU del 23 febbraio 2007) disciplinante il “Nuovo conto energia”.

Le modifiche più significative, rispetto alla precedente disciplina, apportate dal DM 19 febbraio 2007 riguardano:

§ la semplificazione delle procedure di accesso alle tariffe incentivanti con l’eliminazione delle graduatorie e con la possibilità di richiesta dell’incentivazione al GSE dopo l’entrata in esercizio degli impianti fotovoltaici;

§ l’abolizione del limite annuo di potenza incentivabile, sostituito da un limite massimo cumulato della potenza incentivabile;

§ tariffe differenziate in base al grado di integrazione architettonica;

§ maggiorazioni delle tariffe per particolari tipologie di soggetti responsabili (piccoli Comuni, autoproduttori, scuole e strutture sanitarie pubbliche, ecc).

§ l’introduzione di un premio per impianti fotovoltaici abbinati all’uso efficiente dell’energia.

Mercati energetici

In relazione allo stato di avanzamento dei processi di liberalizzazione nei due principali mercati energetici del nostro Paese, occorre anzitutto evidenziare il diverso livello di concorrenza risultante da una serie di asimmetrie esistenti sia in termini di peso dell’operatore dominante che di proprietà e gestione degli impianti produttivi e delle attività necessarie allo sviluppo dei mercati, come risulta da una “memoria” presentata nel corso dell’audizione del 12 novembre 2008 presso la Commissione Industria del Senato, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, intervenendo

Con riferimento al mercato elettrico l’Autorità ha rilevato l’esistenza effettiva di numerosi produttori e la riduzione del peso del maggior operatore (ENEL) a meno di un terzo (27,9%) del totale della produzione. Inoltre, al riguardo ha posto in rilievo l’operato in piena concorrenza con gli altri operatori senza vantaggi di natura normativa dell’Acquirente unico Spa, la società interamente pubblica che di fatto costituisce il più grande grossista (30% circa della domanda nazionale) che acquista l’energia per soddisfare la domanda dei clienti domestici tutelati che ancora non hanno scelto di acquistare sul mercato libero.

Relativamente al settore del gas l’Autorità ha evidenziato che si tratta di un mercato caratterizzato da un’offerta che a stento riesce a far fronte alla domanda e a garantire la sicurezza e che risulta privo di caratteristiche di competizione in quanto controllato direttamente o indirettamente dall’ENI. L’assenza di una rete di trasporto indipendente disincentiva gli investimenti di operatori terzi in quanto l’imparzialità dell’accesso alla rete e della gestione del dispacciamento non è garantita dall’indipendenza dell’operatore ma solo dal controllo ex post dell’Autorità stessa e dell’Antitrust. Manca inoltre nel mercato all’ingrosso del gas la presenza di un unico soggetto che acquisti per i clienti tutelati.

Disciplina del mercato elettrico

Con il decreto-legge 185/2008 (“decreto anti-crisi”), convertito dalla legge 2/2009, sono stati previsti interventi in materia di disciplina del mercato elettrico e di servizi di dispacciamento, ossia della gestione dei flussi di energia sulla rete in modo che l'offerta e la domanda siano sempre in equilibrio (articolo 3, commi 10 e 11).

Al fine di garantire minori oneri per le famiglie e le imprese riducendo il prezzo dell’energia elettrica, il decreto-legge ha dettato i principi ai quali il Ministro dello sviluppo economico ha poi conformato la disciplina relativa al mercato elettrico, promuovendone la concorrenzialità, con D.M. 29 aprile 2009 adottato previa consultazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Tale Autorità dovrà adeguare ai medesimi fini le proprie deliberazioni in materia di servizi di dispacciamento. In attuazione degli indirizzi e direttive di cui al D.M. 29 aprile 2009 il Ministro dello sviluppo economico ha modificato il testo integrato della Disciplina del mercato elettrico, da ultimo, con D.M. 16 ottobre 2009 e D.M. 24 novembre 2009.

Il disegno di legge comunitaria 2009, approvato definitivamente e in attesa di pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale, delega il Governo al recepimento della direttiva 2009/72/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica.

Mercato del gas

L'articolo 30 della legge 99/2009, nell’ambito di misure per l'efficienza del settore energetico:

§ affida la gestione economica del mercato del gas naturale in esclusiva al Gestore del mercato elettrico (GME), che dovrà organizzarlo secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e concorrenza (la disciplina del mercato del gas naturale, predisposta dal GME, è approvata con decreto del Ministro dello sviluppo economico).

Nella Gazzetta Ufficiale del 5 maggio 2010 è stato pubblicato il D.M. 18 marzo 2010 che, in attesa della definizione della disciplina del mercato del gas naturale, dà avvio alla prima fase della Borsa del gas affidata al GME (ora Gestore dei mercati energetici);

§ assegna all'Acquirente unico Spa, quale fornitore di ultima istanza, il compito di garantire la fornitura di gas ai clienti finali domestici in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio;

§ per garantire la competitività dei clienti finali industriali caratterizzati da elevato e costante utilizzo di gas, prevede una delega legislativa volta alla revisione dei tetti antitrust al fine di rendere il mercato del gas naturale maggiormente concorrenziale e all'adozione di misure che garantiscano l’effettivo trasferimento dei benefici della maggiore concorrenzialità nel mercato anche agli stessi clienti finali industriali.

In attuazione di tale previsione è stato recentemente approvato e trasmesso alle Camere uno schema di decreto legislativo (atto n. 213 ).

Precedentemente l'articolo 3, commi 1-4, del decreto-legge 78/2009, convertito con modificazioni dalla legge 102/2009, nella prospettiva della revisione della normativa sul mercato del gas, ha introdotto disposizioni aventi la finalità di promuovere l'efficienza e la concorrenza nel mercato all'ingrosso del gas naturale, favorendo la conseguente riduzione del costo dell'energia per imprese e famiglie per l'anno termico 2009-2010.

Infine si segnala che il citato disegno di legge comunitaria 2009 delega il Governo al recepimento della direttiva 2009/73/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale.

Approvvigionamento di energia elettrica nelle isole maggiori

Il decreto-legge 3/2010, convertito con modificazioni dalla legge 41/2010, reca misure necessarie per porre rimedio alle crescenti criticità di funzionamento del sistema elettrico nazionale sulle isole maggiori Sicilia e Sardegna e garantire la sicurezza di approvvigionamento di energia elettrica nelle due isole. Tale necessità permarrà fino all’apprestamento e alla messa in esercizio delle nuove infrastrutture di rete programmate, che porranno una soluzione strutturale a tali criticità.

In primo luogo, il decreto-legge (articolo 1) istituisce un servizio di riduzione istantanea dei prelievi di energia elettrica in Sicilia e in Sardegna, per il triennio 2010-2012, al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nelle due isole. Il nuovo servizio per la sicurezza garantisce la possibilità di ridurre la domanda elettrica nelle isole maggiori secondo le istruzioni della società Terna Spa.

Viene attribuita all'Autorità per l'energia elettrica e il gas la definizione delle condizioni del nuovo servizio per la sicurezza, con propri provvedimenti adottati, sentito il Ministero dello sviluppo economico, sulla base di specifici principi e criteri stabiliti dalla decreto-legge. L'Autorità ha dato attuazione a tale previsione con deliberazione ARG/elt 15/10.

Il provvedimento reca inoltre (articolo 2) disposizioni volte ad incrementare la capacità di interconnessione con l’estero di cui all'articolo 32 della legge 99/2009. Il possibile incremento della capacità di interconnessione con l'estero, determinato da Terna, non deve essere superiore a 500 MW, e deve sommarsi alla capacità attualmente prevista dall'articolo 32 della legge 99/2009, pari a 2000 MW.

Terna organizza le procedure concorsuali (ai sensi dei commi 3, 4, e 5 dell'articolo 32 della legge 99/2009) per la selezione dei clienti finali che intendono sostenere il finanziamento delle infrastrutture per l'incremento della capacità di interconnessione con l'estero di cui sopra. Tali procedure riguardano altresì i clienti finali che subentrino nelle quote di partecipazione già assegnate per le quali si sia verificata la rinuncia degli assegnatari. Nell'ambito delle menzionate procedure si prevede un'assegnazione prioritaria a determinati soggetti indicati dal provvedimento.

Nel corso dell'esame parlamentare sono state introdotte ulteriori disposizioni che allargano il campo di intervento del provvedimento.

In particolare, l'articolo 2-bis prevede che, al fine di garantire la continuità del servizio di trasmissione di elettricità quale attività di preminente interesse nazionale, sono autorizzate in via definitiva le opere facenti parte della rete elettrica di trasmissione nazionale (individuata dal D.M. 25 giugno 1999) già in esercizio alla data di entrata in vigore della legge di conversione del provvedimento in esame e per le quali ad oggi non sia possibile accertare il titolo autorizzativo.

Al fine di garantire la sicurezza del sistema energetico anche in Sicilia ed in Sardegna, l’articolo 2-ter dispone che gli interventi di riclassamento fino a 380 kV degli elettrodotti di interconnessione con l'estero facenti parte della rete nazionale di trasporto dell'energia elettrica, possono essere realizzati mediante la denuncia di inizio attività con le modalità previste dall'art. 1-sexies, commi 4-sexies e seguenti del decreto-legge 239/2003.

L’articolo 2-quater, attraverso alcune modifiche all’art. 1-sexies del decreto-legge 239/2003, prevede che si possano realizzare mediante denuncia di inizio attività anche aumenti volumetrici degli impianti di energia elettrica di potenza superiore a 300 MW termici e delle relative varianti, ma nel rispetto di determinate condizioni.

L’articolo 2-quinquies dispone la disapplicazione delle disposizioni recate dall’art. 11 della legge 400/1988 ai Commissari straordinari previsti dall’art. 4 del D.L. 78/2009 per interventi urgenti per le reti dell'energia.

L’articolo 2-sexies dispone che le tariffe incentivanti per l’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici, di cui al D.M. 19 febbraio 2007, spettano a tutti i soggetti che, nel rispetto della procedura per l'accesso alle tariffe incentivanti prevista dallo stesso decreto, abbiano concluso l’installazione dell’impianto fotovoltaico entro la data del 31 dicembre 2010 e abbiano inoltre provveduto all’invio della richiesta di connessione alla rete elettrica entro l’ultima data utile per poter consentire la realizzazione della connessione medesima entro il 31 dicembre 2010.

Rilancio del nucleare

Il rilancio del nucleare rientra tra gli obiettivi della Strategia energetica nazionale.

Intesa come strumento di indirizzo e programmazione energetica a carattere generale la “Strategia energetica nazionale ”, delineata dall’art. 7 del decreto-legge 112/2008, convertito con modificazioni dalla legge 133/2008, contempla infatti la realizzazione sul territorio nazionale di impianti di produzione di energia nucleare e la promozione della ricerca sul nucleare di quarta generazione o da fusione.

In linea con la Strategia energetica nazionale l'art. 25 della legge 99/2009 ha disposto una delega al Governo per la disciplina della localizzazione nel territorio nazionale di impianti di produzione di energia elettrica nucleare e di fabbricazione del combustibile nucleare nonché dei sistemi di stoccaggio e per il deposito definitivo dei rifiuti radioattivi, e per la definizione delle misure compensative in favore delle popolazioni interessate. La delega ha altresì previsto che vengano stabiliti le procedure autorizzative e i requisiti soggettivi per lo svolgimento delle attività di costruzione, di esercizio e di disattivazione dei citati impianti.

A tale delega il Governo ha recentemente dato attuazione con il decreto legislativo 31/2010.

Tra i punti più significativi del decreto si ritiene di porre in evidenza: la definizione di una Strategia del Governo in materia nucleare, propedeutica all’avvio delle procedure localizzative ed autorizzative, alla quale queste ultime devono aderire; la previsione di un ruolo rilevante delle Regioni interessate, chiamate ad esprimere un’intesa, propedeutica all'intesa con la Conferenza unificata, fin dalla fase di localizzazione, e poi anche nell’ambito della procedura di autorizzazione per gli impianti nucleari e per il deposito nazionale dei rifiuti radioattivi; la possibilità di concludere i procedimenti delle intese, sia con le Regioni sia con la Conferenza unificata, attraverso le forme di sussidiarietà già previste dalla normativa vigente e nel rispetto del principio di leale collaborazione; la fissazione di appositi requisiti tecnici, professionali e organizzativi per gli operatori autorizzati alla realizzazione e all'esercizio di impianti nucleari; l’istituzione di “Comitati di confronto e trasparenza” per ciascun sito, finalizzati a garantire alla popolazione l’informazione, il monitoraggio ed il confronto pubblico sull’attività concernente il procedimento autorizzativo, la realizzazione, l’esercizio e la disattivazione del relativo impianto nucleare, nonché sulle misure adottate per garantire la protezione sanitaria dei lavoratori e della popolazione e la salvaguardia dell’ambiente; la previsione di uno stretto coinvolgimento dell’Agenzia per la sicurezza nucleare - quale autorità nazionale per la regolamentazione tecnica, il controllo e l'autorizzazione ai fini della sicurezza nel settore nucleare, istituita dalla legge 99/2009 - in ogni passaggio procedurale, al fine di garantire i massimi livelli di sicurezza per l’ambiente, la popolazione ed i lavoratori; la fissazione di tempi procedurali che contemperino le esigenze di sicurezza sopra richiamate e di celere attuazione della Strategia nucleare.

Inoltre, per la promozione dell’innovazione nel settore energetico, con particolare riferimento allo sviluppo del nucleare di nuova generazione, la suddetta legge 99/2009 contempla la predisposizione, da parte del CIPE, di un Piano operativo.

L’articolo 32, in considerazione dei particolari profili di necessità ed urgenza, prevede che la campagna di informazione sia realizzata mediante procedura negoziata ai sensi dell'art. 57 del D.Lgs. 163/2006.

Si ricorda che il citato art. 57 del D.Lgs. 163/2006 (Codice dei contratti pubblici) disciplina i casi in cui i contratti pubblici possono essere aggiudicati mediante procedura negoziata senza previa pubblicazione di un bando di gara.

Ai sensi del comma 40 dell’art. 3 del medesimo decreto le procedure negoziate sono “le procedure in cui le stazioni appaltanti consultano gli operatori economici da loro scelti e negoziano con uno o più di essi le condizioni dell'appalto”.

Accordo Italia-Francia sul nucleare

Il Ministro dello sviluppo economico ha riferito alle Commissioni riunite X Camera e 10a Senato, nella seduta dell’11 marzo 2009, in merito ai contenuti del Protocollo di Accordo , firmato durante il vertice di Villa Madama del 24 febbraio 2009, tra i Governi italiano e francese sulla cooperazione nel settore dell’energia nucleare.

Grazie a tale accordo il progetto nucleare italiano potrà avvalersi della consolidata esperienza della Francia la cui dotazione di centrali nucleari attive è la più consistente a livello mondiale, dopo gli USA.

Il Protocollo, avente carattere di “accordo-quadro”, rimette a successivi accordi operativi la definizione dei singoli aspetti concreti della cooperazione tra i due Stati ed inoltre lascia impregiudicata la scelta delle tipologie di impianti nucleari da realizzare nel territorio nazionale e non contiene clausole che introducono vincoli di “esclusiva”.

Si ricorda inoltre che presso la X Commissione della Camera ha avuto luogo, nella seduta del 4 novembre 2009, l'audizione dell'amministratore delegato dell'ENEL, Fulvio Conti, in relazione all'evoluzione dell'accordo di cooperazione tra Italia e Francia sull'energia nucleare.

Accettabilità sociale e impatto ambientale degli impianti nucleari

Nell’ambito della nuova strategia energetica nazionale delineata dall’art. 7 del decreto-legge 112/2008, convertito dalla legge 133/2008, uno dei punti cardine è rappresentato dalla realizzazione sul territorio nazionale di impianti di produzione di energia nucleare e dalla promozione della ricerca sul nucleare di quarta generazione o da fusione.

In linea con la citata strategia energetica, l'art. 25 della legge 99/2009 ha disposto una delega al Governo per la disciplina della localizzazione nel territorio nazionale di impianti di produzione di energia elettrica nucleare e di fabbricazione del combustibile nucleare nonché dei sistemi di stoccaggio e per il deposito definitivo dei rifiuti radioattivi, e per la definizione delle misure compensative in favore delle popolazioni interessate. La delega prevede altresì che vengano stabiliti le procedure autorizzative e i requisiti soggettivi per lo svolgimento delle attività di costruzione, di esercizio e di disattivazione dei citati impianti.

Tale delega è stata esercitata dal Governo con l’emanazione del D.Lgs. 15 febbraio 2010, n. 31.

Un aspetto su cui tale decreto insiste particolarmente è sicuramente l’accettabilità sociale dei nuovi impianti, che a sua volta necessità di procedure idonee a garantire la minimizzazione dell’impatto ambientale derivante dalle nuove installazioni, procedure che devono garantire un’adeguata pubblicità e partecipazione del pubblico.

Si tratta, in poche parole, della cosiddetta sindrome NIMBY (Not In My BackYard), un aspetto cruciale, che in passato ha impedito l’attuazione di una normativa per il deposito dei residui radioattivi presenti sul territorio nazionale; si pensi alla vicenda di Scanzano Jonico, quando le proteste della popolazione indussero il legislatore ad eliminare - in sede di conversione - l’indicazione del sito per il deposito dal testo del decreto-legge 314/2003, in luogo di una procedura, mai attuata, per addivenire all’indicazione di un tale sito.

Nonostante all’emanazione del decreto-legge abbia fatto seguito un’ulteriore produzione normativa (commi 98-106 dell’articolo 1 della legge 23 agosto 2004, n. 239, cd. legge Marzano) finalizzata alla sistemazione dei rifiuti radioattivi, negli anni successivi non si è pervenuti all’individuazione di un sito di deposito nazionale[1].

Tali ritardi si spiegano anche in relazione alla presentazione da parte della Regione Basilicata del ricorso n. 40 del 2004 alla Corte Costituzionale, con cui sono stati impugnati in via principale il decreto-legge 14 novembre 2003, n. 314 e la relativa legge di conversione.

La Corte Costituzionale, con la sentenza del 29 gennaio 2005, n. 62, ha parzialmente accolto il ricorso della Regione Basilicata, affermando in particolare la necessità, nella localizzazione del sito per la costruzione del deposito nazionale, di un maggior coinvolgimento delle Regioni interessate.

La Corte Costituzionale ha infatti censurato la previsione recata dall’articolo 1, comma 4-bis, che non prevede «forme di partecipazione», della Regione interessata dal deposito nazionale, alla fase di «validazione». Questa fase viene descritta come quella della «specifica localizzazione e realizzazione dell’impianto», che avviene «una volta individuato il sito». Nell’attuale formulazione del decreto, alla fase di validazione «provvede» il Consiglio dei ministri, «sulla base degli studi della Commissione tecnico-scientifica, sentiti i soli pareri di enti nazionali (APAT, CNR ed Enea). Per la Corte è necessario far partecipare a «questo procedimento» anche la Regione, «fermo restando che in caso di dissenso irrimediabile possono essere previsti meccanismi di deliberazione definitiva da parte di organi statali, con adeguate garanzie procedimentali».

L’altra obiezione avanzata dalla Regione Basilicata e accolta dalla Corte riguarda la dichiarazione di incostituzionalità dell’art. 2, comma 1, lettera f), del decreto, laddove affida esclusivamente al Commissario statale «l’approvazione dei progetti, anche in deroga alla normativa vigente». Anche in questo caso - ad avviso dei giudici costituzionali - è necessario coinvolgere la Regione sul cui territorio sarà realizzato il deposito. Ma anche in questo caso vale quanto già detto prima: se il «dissenso» della Regione è «irrimediabile» la legge può in ogni caso prevedere meccanismi di deliberazione definitiva.

Con la medesima sentenza, nonché con la successiva sentenza n. 247 del 28 giugno 2006 la Corte ha inoltre dichiarato l’illegittimità costituzionale di quattro leggi regionali (approvate nel corso del 2003 dalle regioni Sardegna, Basilicata e Calabria e nel 2005 dalla regione Molise) che avevano dichiarato “denuclearizzato” il proprio territorio impedendo sul medesimo il transito e la presenza di materiale radioattivo non prodotto in loco. In proposito la Corte ha affermato che “la comprensibile spinta, spesso presente a livello locale, ad ostacolare insediamenti che gravino il rispettivo territorio degli oneri connessi (secondo il noto detto “not in my backyard”), non può tradursi in un impedimento insormontabile alla realizzazione di impianti necessari per una corretta gestione del territorio e degli insediamenti al servizio di interessi di rilievo ultraregionale”.

Si segnala, infine, che il problema della gestione dei rifiuti radioattivi rappresenta una tematica di grande rilevanza sia nell’ambito dell’Unione europea che a livello internazionale.

Con la legge n. 282/2005 si è provveduto alla ratifica della Convenzione congiunta in materia di sicurezza della gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi, conclusa a Vienna il 5 settembre 1997.

In un contesto di questo tipo non sorprende che ben 12 regioni (Calabria, Toscana, Liguria, Piemonte, Emilia Romagna, Lazio, Basilicata, Umbria, Marche, Puglia, Campania, Molise) abbiano sollevato ricorso presso la Corte costituzionale contro la legge 23 luglio 2009, n. 99, in cui gli artt. 25 (Delega al Governo in materia nucleare), 26 (Energia nucleare) e 29 (Agenzia perla sicurezza nucleare), sanciscono di fatto il ritorno al nucleare in Italia, dopo l’abbandono sancito con il referendum del 1987, votato con larga maggioranza sull’onda emotiva dell’incidente nella centrale di Chernobyl.

Al fine di superare questi forti ostacoli contro lo sviluppo del nucleare, il Governo ha quindi cercato, con il D.Lgs. 31/2010, di emanare una normativa in grado di garantire la massima partecipazione degli enti locali e delle popolazioni interessate, nonché di limitare l’impatto ambientale delle installazioni.

Si ricorda, in particolare, l’articolo 9 del citato decreto, che assoggetta la Strategia nucleare, insieme ai parametri sulle caratteristiche ambientali e tecniche delle aree idonee, a valutazione ambientale strategica (VAS) – dettando altresì disposizioni volte ad integrare quelle previste in via generale per la VAS dal D.Lgs. 152/2006 - e al rispetto del principio di giustificazione di cui alla direttiva 96/29/EURATOM.

Lo stesso articolo affida al Ministero dell’ambiente lo svolgimento della consultazione pubblica relativa alla procedura di VAS, secondo i principi e le disposizioni di cui al D.Lgs. 152/2006, nonché la realizzazione di iniziative volte a consentire la partecipazione al procedimento delle popolazioni.

Lo stesso decreto prevede poi un’articolata procedura di autorizzazione unica degli impianti, per consentire sia la valutazione ambientale del progetto (VIA, VAS e AIA) che la partecipazione degli enti e dei soggetti coinvolti (art. 13).

Una procedura ancora più dettagliata ed articolata viene poi prevista (dall’art. 27) per l’individuazione del sito destinato ad accogliere il deposito nazionale dei residui radioattivi e per la successiva autorizzazione alla sua costruzione e al suo esercizio, proprio per garantire la massima partecipazione degli enti locali e dei soggetti interessati, al fine di pervenire ad una soluzione condivisa. Con le stesse finalità vengono altresì previste misure compensative per i territori interessate.

Relativamente alla valutazione di impatto ambientale degli impianti nucleari, si ricorda che essa è disciplinata dalla parte seconda del D.Lgs. 152/2006 (Codice dell’ambiente). In particolare si segnala che, ai sensi dell’Allegato II alla parte seconda del citato codice, rientrano nei progetti sottoposti a valutazione da parte delle autorità statali, quelli relativi a

§ centrali nucleari e altri reattori nucleari, compreso lo smantellamento e lo smontaggio di tali centrali e reattori (esclusi gli impianti di ricerca per la produzione e la lavorazione delle materie fissili e fertili, la cui potenza massima non supera 1 kW di durata permanente termica);

§ impianti destinati: al ritrattamento di combustibili nucleari irradiati; alla produzione o all’arricchimento di combustibili nucleari; al trattamento di combustibile nucleare irradiato o di residui altamente radioattivi; allo smaltimento definitivo dei combustibili nucleari irradiati; esclusivamente allo smaltimento definitivo di residui radioattivi; esclusivamente allo stoccaggio (previsto per più di dieci anni) di combustibile nucleare irradiato o di residui radioattivi in un sito diverso da quello di produzione;

§ trivellazioni in profondità per lo stoccaggio dei residui nucleari.

La valutazione ambientale di piani, programmi e progetti: la VIA e la VAS

La necessità che i potenziali impatti ambientali siano considerati insieme agli aspetti sociali e economici nella promozione di politiche, piani e programmi è da tempo riconosciuta in ambito internazionale, comunitario e nazionale.

Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) e Valutazione Ambientale Strategica (VAS) sono due procedure complementari chiamate a valutare realtà diverse per dimensioni, natura e complessità.

La VIA si concentra su uno specifico progetto/intervento in una localizzazione specifica, la VAS invece riguarda gli impatti delle scelte strategiche.

La VAS, insomma, rappresenta un processo sistematico di valutazione delle conseguenze ambientali di piani e programmi destinati a fornire il quadro di riferimento di attività di progettazione. Si è infatti compreso che l’analisi delle ripercussioni ambientali applicata al singolo progetto (propria della VIA) e non, a monte, all’intero programma, non permette di tenere conto preventivamente di tutte le alternative possibili.

Sia la VIA che la VAS sono disciplinate dalla parte seconda del D.Lgs. 152/2006 (Codice dell’ambiente) che oltre a disposizioni specifiche per le differenti procedure, ne fornisce anche una disciplina comune finalizzata soprattutto al loro coordinamento.

L’art. 4, comma 3, del codice dispone che “La valutazione ambientale di piani, programmi e progetti ha la finalità di assicurare che l'attività antropica sia compatibile con le condizioni per uno sviluppo sostenibile, e quindi nel rispetto della capacità rigenerativa degli ecosistemi e delle risorse, della salvaguardia della biodiversità e di un'equa distribuzione dei vantaggi connessi all'attività economica. Per mezzo della stessa si affronta la determinazione della valutazione preventiva integrata degli impatti ambientali nello svolgimento delle attività normative e amministrative, di informazione ambientale, di pianificazione e programmazione”.

Si segnala che l’intera parte seconda è attualmente interessata da un’ampia riscrittura prevista dallo schema di decreto legislativo attualmente all’esame delle competenti commissioni parlamentari per l’espressione del relativo parere.

Risparmio ed efficienza energetica

Misure incentivanti

Il Parlamento ha approvato le misure a favore del risparmio e dell’efficienza energetica contenute nella legge 99/2009.

La legge prevede l’elaborazione, entro il 31 dicembre 2009, di un piano straordinario, da trasmettere alla Commissione europea, volto ad accelerare l'attuazione dei programmi per l'efficienza e il risparmio energetico. Il piano conterrà misure di coordinamento e armonizzazione delle funzioni e compiti in materia di efficienza energetica tra Stato ed enti territoriali, misure di promozione di nuova edilizia a risparmio energetico e riqualificazione degli edifici esistenti, incentivi per lo sviluppo di sistemi di microcogenerazione, sostegno della domanda di certificati bianchi e certificati verdi, misure di semplificazione amministrativa per lo sviluppo reale del mercato della generazione distribuita, definizione di indirizzi per l’acquisto e l’installazione di prodotti nuovi e per la sostituzione di prodotti, apparecchiature e processi con sistemi ad alta efficienza, misure volte ad agevolare l’accesso delle piccole e medie imprese all’autoproduzione.

Inoltre viene rafforzato il regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento, in modo da adeguarlo a quello riconosciuto nei principali Stati membri dell'Unione europea.

La legge prevede anche alcune integrazioni al Codice ambientale (decreto legislativo 152/2006), relative ai requisiti tecnici e costruttivi degli impianti termici civili, finalizzate all’adeguamento della normativa nazionale in tema di risparmio energetico a quella comunitaria, con riferimento, in particolare, agli impianti a condensazione.

Il Parlamento ha inoltre convertito in legge due provvedimenti d’urgenza recanti misure a sostegno del risparmio e dell’efficienza energetica consistenti in detrazioni fiscali.

Il decreto-legge 185/2008, convertito con modificazioni dalla legge 2/2009, è intervenuto sulla disciplina relativa alla detrazione IRPEF del 55% per le spese relative ad interventi di riqualificazione energetica degli edifici, introdotta dalla legge 296/2006 (finanziaria 2007) e prorogata sino al 2010 dalla legge 244/2007 (finanziaria 2008). Il decreto-legge ha disposto, in particolare, che per le spese sostenute a decorrere dal 1° gennaio 2009, i contribuenti interessati a tali detrazioni inviano all'Agenzia delle entrate apposita comunicazione e che la detrazione dall'imposta lorda deve essere ripartita in cinque rate annuali di pari importo.

Un’ulteriore agevolazione fiscale è stata introdotta dal decreto-legge 5/2009, convertito con modificazioni dalla legge 33/2009. Si tratta di una detrazione IRPEF del 20% delle spese documentate - spettante nella misura massima di 2.000 euro e ripartita in cinque annualità - sostenute dal 7 febbraio 2009 al 31 dicembre 2009 per l'acquisto di mobili, elettrodomestici di classe energetica non inferiore ad A+, nonché apparecchi televisivi e computer, finalizzati all'arredo di un immobile per il quale siano effettuati a partire dal 1o luglio 2008 interventi di ristrutturazione edilizia che danno diritto alla detrazione IRPEF del 36% delle spese sostenute.

Nella Gazzetta Ufficiale n. 92 del 21 aprile 2010 è stato pubblicato il decreto legislativo 56/2010 recante modifiche ed integrazioni al decreto legislativo 115/2008, di attuazione della direttiva 2006/32/CE concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici. L'intervento normativo è volto a chiarire aspetti che potrebbero costituire un freno allo sviluppo dell’efficienza energetica e ad introdurre ulteriori elementi necessari allo sviluppo e alla promozione dei servizi energetici.

Certificazione energetica degli edifici

La certificazione energetica, attestante il fabbisogno annuo di energia di un edificio, è ritenuta a livello comunitario una delle azioni più efficaci per ridurre i consumi nel settore civile che assorbono una parte consistente dell’intero fabbisogno di energia.

A partire dal 2005 nel nostro Paese sono state emanate diverse normative che hanno reso obbligatoria la certificazione energetica degli edifici sia di nuova costruzione sia già esistenti (v. in particolare il decreto legislativo 192/2005).

Le Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici, contenute nel D.M. 26 giugno 2009, sono state pubblicate nella Gazzetta Ufficiale n. 158 del 10 luglio 2009.

Nel corso dell’esame del decreto-legge 112/2008, convertito con modificazioni dalla legge 133/2008, il Parlamento ha introdotto una norma che ha abolito l’obbligo di allegare l’attestato di certificazione energetica all’atto di compravendita di immobili, nonché l’obbligo, nel caso delle locazioni, di mettere a disposizione del conduttore lo stesso attestato, previsti dal D.Lgs. 192/2005. Resta invece fermo l’obbligo di redigere l’attestato di certificazione energetica nei casi previsti dal medesimo D.Lgs. 192/2005.

E’ stato inoltre pubblicato nella Gazzetta ufficiale n. 132 del 10 giugno 2009 il D.P.R. 59/2009, che definisce i criteri generali, le metodologie di calcolo e i requisiti minimi per la prestazione energetica degli edifici e degli impianti termici.

Si ricorda che specifiche disposizioni in materia di efficienza energetica degli edifici sono contenute anche nella sopra citata legge 99/2009.

Contesto nazionale e internazionale

Questo capitolo è tratto dalla Relazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas sullo stato del mercato dell’energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (29 gennaio 2010), redatta ai sensi dell’articolo 28, comma 2, della legge 99/2009.

Scenario internazionale

I mercati energetici stanno ancora subendo pesanti riflessi della crisi internazionale esplosa nel 2008 e di cui pure il settore energetico è stato un’importante concausa.

Infatti, negli Stati Uniti la crisi è emersa negli ultimi mesi del 2008, anche in conseguenza del rilevante impatto degli incrementi del prezzo dei prodotti petroliferi sul reddito disponibile delle classi meno abbienti; ciò ha influito anche sulla capacità di onorare i debiti contratti (mutui subprime) innescando problemi finanziari di eccezionale portata che hanno messo a nudo tutte le fragilità del sistema economico finanziario e non hanno risparmiato alcun continente.

L’interdipendenza economica e industriale globale, unita a modelli finanziari e ai quadri normativi e regolatori relativi, dimostratisi non in grado di prevenire il dispiegarsi della crisi, ha contribuito a rendere velocissima la sua diffusione e penetrazione nelle strutture più profonde dell’economia mondiale.

Colpiscono, nell’osservare le cause della crisi, le analogie tra il settore finanziario e quello degli idrocarburi. In entrambi, infatti, si riscontra una simile assenza o inadeguatezza dei sistemi di regolazione, di monitoraggio, di controllo e di intervento da parte delle Istituzioni. Quanto avvenuto tra il 2008 e il 2009 ha reso di assoluta evidenza la pericolosità di prodotti (specie finanziari), transazioni, rapporti commerciali, meccanismi di scambio non trasparenti e non affidati a “mercati veri”, mercati, cioè, in cui mantenga un peso consistente ed adeguato lo scambio di beni reali, rispetto alla loro astrazione finanziaria; mercati che siano adeguatamente regolati e monitorati; che non siano caratterizzati da opacità, cartelli o speculazioni, persistenti ad esempio nel settore petrolifero.

Al contempo, la stessa “esperienza crisi” ha evidenziato come alcune politiche economiche, sociali, energetiche e di tutela ambientale necessitino, a livello globale, di più efficaci meccanismi di governance o quanto meno di più efficiente coordinamento.

Il prezzo del petrolio, dopo i picchi del luglio 2008, ancora nei primi mesi del 2009 oscillava intorno ai 45 dollari a barile; successivamente, in parallelo con i primi segnali di recupero sullo scenario internazionale, il prezzo, dopo aver ripreso un percorso di risalita, si è stabilizzato da circa 3 mesi tra i 70 e gli 80 dollari al barile. I prezzi sembrano reggersi dunque su un equilibrio nuovo, ma ancora bisognoso di iniziative, anche a valenza internazionale, mirate a renderlo meno incerto, più trasparente, più prevedibile, meno esposto alla speculazione, meno sfavorevole per i consumatori e per gli investimenti.

Proprio per offrire un seppur parziale contributo alla ricerca di una qualche certezza sui prezzi del petrolio e promuovere un contenimento della loro volatilità, l’Autorità, in accordo con il Ministero dello Sviluppo Economico, sta tentando di elaborare una proposta per promuovere una Borsa europea del petrolio, che contrasti le permanenti incertezze che si riflettono pesantemente anche su nuovi possibili investimenti settoriali; questi rimangono comunque indispensabili anche per potenziare ed ammodernare le infrastrutture, per rendere i mercati più concorrenziali ed affidabili, per offrire servizi più competitivi in termini di qualità e prezzi.

I mercati internazionali di tutte le fonti di energia hanno risentito pesantemente sia della fase di picco dei prezzi del petrolio, sia della successiva crisi. Persino il mercato del carbone ha visto triplicare i prezzi tra gennaio 2007 e luglio 2008, per poi ritornare sostanzialmente sui livelli precedenti.

Per quanto riguarda l’energia elettrica l’impatto è stato differenziato in funzione del mix delle fonti primarie dei singoli Paesi. Schematicamente: dove è superiore il peso delle fonti ad alti costi fissi e bassi costi variabili (nucleare, fonti rinnovabili e carbone), le variazioni dei prezzi sono state più contenute rispetto ai Paesi dove gli idrocarburi contribuiscono in misura significativa alla produzione elettrica.

Per il gas naturale, agli effetti del picco petrolifero e della successiva crisi si sono sommati anche quelli connessi agli assetti contrattuali (molto diversi nel Nord America da quelli europei) e alla forte crescita della produzione di gas naturale non convenzionale negli Stati Uniti (produzione da scisti, da sabbie compatte e da gas associato ai livelli di carbone, che, già nel 2008, hanno superato la metà della domanda totale di gas in quel paese, superando i 300 Gm3)

Fino al picco del luglio 2008 i prezzi del gas hanno seguito quelli del petrolio, sia pure con una sfasatura temporale, più evidente in Europa. Con il crollo dei prezzi del petrolio tale sfasatura (connessa principalmente alla struttura dei contratti di lungo termine stipulati con i Paesi produttori) ha creato in Europa per alcuni mesi una situazione di estrema anomalia. Il prezzo del gas, infatti, era superiore anche di tre volte rispetto a quello degli oli combustibili, pur a parità di potere energetico di questi idrocarburi. Tale situazione è progressivamente rientrata nel corso della primavera del 2009 fino alla situazione attuale che vede i prezzi del metano collocati a valori pari a circa 2/3 di quelli degli oli combustibili.

Negli Stati Uniti i prezzi del gas hanno invece seguito più fedelmente la discesa dei prezzi petroliferi. In seguito, al contrario, la forte crescita dell’offerta di gas non convenzionale, unita al contenimento della domanda per effetto della crisi economica, ha impedito che i prezzi continuassero a seguire quelli petroliferi nella più recente fase di risalita. L’effetto complessivo è stato quello di annullare sostanzialmente le importazioni di GNL (Gas Naturale Liquefatto) e di contribuire a creare in Europa una situazione contingente di eccesso di offerta che ha determinato una forte differenziazione tra i prezzi spot, molto bassi, ed i prezzi dei contratti di lungo termine, ancorati in gran parte a panieri di prodotti petroliferi e spesso soggetti a clausole di take or pay.

La crisi ha infine certamente influito anche sul sostanziale insuccesso dei tentativi di pervenire ad un accordo mondiale sulla limitazione delle emissioni di gas serra. Anche in questo caso appare necessario ricercare nuovi modelli, maggiormente basati su strumenti di mercato, che attribuiscano un valore ai beni e servizi prodotti con basse emissioni di gas serra a prescindere dal Paese in cui essi vengono realizzati. Ciò consentirebbe di superare i problemi legati ai processi di delocalizzazione produttiva verso i Paesi che non adottano politiche di contenimento delle emissioni e di rispettare il diritto dei Paesi in via di sviluppo a non veder penalizzata la crescita dei consumi interni.

Scenario europeo

Un’attenta analisi dello scenario europeo, con riferimento ai mercati dell’energia elettrica e del gas naturale, è fornita dal rapporto aggiornato al 2009 sullo Stato della liberalizzazione e della implementazione del quadro energetico regolatorio nell’Unione Europea redatto da CEER/ERGEG (il Consiglio europeo dei Regolatori dell’ energia, di cui pure l ’Autorità italiana fa parte).

Secondo i Regolatori europei i mercati nazionali all’ingrosso dell’energia elettrica sono ancora altamente concentrati: nei mercati elettrici all’ingrosso continuano ad osservarsi significative differenze nei prezzi spot tra le diverse aree, come ad esempio il prezzo che si realizza nell’area Nordic (Sistema di prezzo Nord Pool Spot) e nell’area tedesca (EEX – Phelix base day ahead). Tali differenze appaiono dovute sia alla differente composizione del mix dei combustibili sia ad indisponibilità infrastrutturali che hanno portato al market splitting. Invece mercati più integrati come Francia-Belgio-Olanda hanno sperimentato positivamente il price coupling.

Il rimedio più efficace, individuato per superare tale concentrazione e per conseguire una maggiore convergenza di prezzi, è l’integrazione dei mercati, perseguibile attraverso l’aumento delle interconnessioni e da una più estesa applicazione del market coupling.

Nel mercato all’ingrosso del gas naturale i Regolatori europei registrano due fenomeni:

§ da un lato, i mercati nazionali all’ingrosso risultano essere ancora altamente concentrati;

§ dall’altro, l’andamento dei prezzi del gas ha creato una situazione difficile per molti importatori, dal momento che il prezzo del gas naturale sul mercato a pronti è stato molto inferiore a quello del gas importato in base a contratti di lungo termine, legati al prezzo del petrolio. L’andamento per i prezzi del gas a breve termine potrebbe peraltro sostenere lo sviluppo di scambi più liquidi nei prossimi anni.

La liquidità degli scambi è considerata la conditio sine qua non perché i mercati funzionino in modo efficiente. Tuttavia gli attuali meccanismi regolatori di trasporto costituiscono, a causa delle loro rigidità, un ostacolo alla liquidità degli scambi in Europa: soprattutto l’accesso alla capacità di trasporto nel breve termine su basi certe sembra essere l’elemento chiave che stenta a funzionare adeguatamente.

Per quanto riguarda la sicurezza degli approvvigionamenti e le infrastrutture, nel settore elettrico i regolatori europei temono che la crisi finanziaria possa rallentare i necessari investimenti previsti in infrastrutture, per due fattori principali: i costi per finanziare questi progetti potrebbero aumentare e le previsioni della domanda di energia sono diventate più incerte. Si sottolinea, quindi, l’importanza dello sviluppo degli investimenti in reti sia per l’integrazione delle fonti rinnovabili sia per accrescere le integrazioni dei mercati nazionali.

Nel settore del gas naturale i Regolatori sottolineano che col crescere della dipendenza europea dalle importazioni, aumentano anche i rischi legati alle forniture: la crisi del gas dell’inverno 2008/2009 ha mostrato che il taglio di circa il 30% delle importazioni verso l’UE ha avuto effetti immediati in quasi tutti i Paesi europei. Le sospensioni di fornitura di gas, mai verificatesi prima in Europa, sono diventate invece una variabile realistica con cui dover fare i conti, dimostrando in toto le debolezze dei sistemi di approvvigionamento gas dei Paesi UE.

I rischi di sospensione di fornitura del gas evidenziano l’importanza della flessibilità e la necessità di: maggiori investimenti in stoccaggi; diversificazione con GNL; attrezzature tecniche per invertire i flussi e le interconnessioni tra Stati Membri e non.

Secondo i Regolatori europei, la crisi del gas ha dimostrato che gli attuali standard di sicurezza degli approvvigionamenti e i piani di emergenza non sono sufficientemente precisi ed efficaci, evidenziando anche la necessità di maggiore coordinamento europeo ed internazionale. La crisi del gas ha messo in risalto, inoltre, la necessità di concentrarsi non solo sulla diversificazione dei Paesi fornitori ma anche sulla diversificazione delle rotte o dei mezzi di trasporto.

Infine, riguardo l’unbundling delle infrastrutture a rete, i Regolatori europei ricordano come i risultati di un’istruttoria di settore della Commissione Europea abbiano identificato nell’integrazione verticale, specialmente tra le attività di approvvigionamento e di rete, una delle cause principali per il fallimento del funzionamento del mercato. Essi attribuiscono quindi significativa rilevanza agli accordi antitrust conclusi dalla Commissione con società verticalmente integrate con conseguenti impegni per importanti rimedi strutturali che avranno, tra gli altri effetti positivi, quelli della separazione della rete dalle attività di fornitura.

In Europa, l’evento più significativo del 2009 è stato, per i mercati energetici, il cosiddetto Terzo Pacchetto Energia, formalmente adottato dal Consiglio e dal Parlamento europei il 13 luglio 2009. Esso si compone di due Direttive e tre Regolamenti: la Direttiva 2009/72/CE relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica; la Direttiva 2009/73/CE relativa a norme comuni per il mercato del gas naturale; il Regolamento 713/2009 che istituisce una Agenzia per la cooperazione tra i Regolatori nazionali dell’energia, il Regolamento 714/2009 relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e il Regolamento 715/2009 relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale.

Il corpus normativo, molto complesso, presenta cinque principali linee di intervento.

La prima opera in materia di unbundling, istituto necessario per rimuovere gli ostacoli agli investimenti nelle infrastrutture di rete e risolvere i conflitti di interesse con riguardo alle compagnie verticalmente integrate. Sono rimesse ai Paesi membri tre possibili opzioni di implementazione, valide sia per il settore elettrico che per quello gas: la separazione proprietaria (ownership unbundling), considerata la soluzione più efficace dalla Commissione e dai Regolatori, l’istituzione di un Gestore di sistema indipendente (ISO), soluzione già negativamente sperimentata e già superata nel settore elettrico italiano, e l’istituzione di un Gestore di trasmissione indipendente (ITO).

La seconda linea di intervento prevede un generale rafforzamento e un’armonizzazione, in termini di indipendenza, competenze e poteri, delle varie Autorità di regolazione nazionali.

La terza comporta l’istituzione di una Agenzia europea per la cooperazione dei Regolatori dell’energia (ACER) con l’obiettivo primario di armonizzare la regolazione a livello transfrontaliero e di rimuovere conseguentemente uno dei principali ostacoli all’integrazione dei mercati nazionali ed alla creazione di un mercato europeo integrato.

La quarta linea di intervento opera in materia di Codici di rete europei per la disciplina delle interconnessioni. E’ prevista l’istituzione di ENTSO (European Network Transmission System Operators) sia per il settore gas che per quello elettrico, tra i cui compiti primari, oltre a quello generale di garantire la gestione delle reti europee in sicurezza, vi è quello di definire sia dei Codici di rete sia un piano decennale di investimenti.

Da ultimo, la quinta linea di intervento comporta un generale rafforzamento delle tutele per i consumatori.

Il Terzo Pacchetto Energia, costituito in parte da disposizioni già direttamente applicabili e in parte da previsioni che dovranno essere implementate dai Legislatori nazionali, coinvolge profondamente le Autorità nazionali, che saranno impegnate tra l’altro in attività di coordinamento, monitoraggio e supporto consultivo. In esito al Terzo Pacchetto Energia le Autorità sono chiamate a svolgere un ruolo primario sulle problematiche sia di natura ambientale che di sicurezza degli approvvigionamenti ed a creare, attraverso una regolazione condivisa, forte e stabile, le condizioni affinché, una volta superata la crisi economica, i mercati possano riprendere a dispiegare al massimo le proprie potenzialità, prevenendo ed evitando gli errori e le criticità del passato.

Scenario nazionale

Lo scenario nazionale risulta ancora fortemente caratterizzato ed influenzato dalla grave crisi ricordata. Dopo i segnali di ripresa che si sono registrati nel secondo semestre del 2009, appare necessario mettere in sicurezza il recupero avviato, attraverso percorsi affidabili e sostenibili, anche nella dinamica, fortemente interconnessa, del contesto europeo ed internazionale. In questo recupero il settore energia è chiamato a svolgere un ruolo di rilievo. D’altra parte, fin dal manifestarsi della crisi, questo comparto ha già evidenziato una “tenuta” superiore a quella di altri settori. Gli andamenti economico-finanziari delle aziende regolate dei comparti elettricità e gas hanno dimostrato una stabilità sconosciuta in altri contesti, mentre la qualità tecnico-commerciale dei servizi regolati non solo non è arretrata, ma ha mantenuto una progressione in positivo. Ora, le aziende operanti nel campo dell’elettricità e del gas stanno seguendo un trend di recupero e sviluppo (specie infrastrutturale) migliore di altri ambiti economico-industriali nazionali. È, questo, un modello che può essere replicato anche in altri settori ad alta intensità infrastrutturale ed per altri servizi a rete.

Nell’energia, il trend, per quanto positivo, va comunque sostenuto, anche con ulteriori interventi che consentano di perseguire: un mix di coperture meno petrolio-dipendente e più competitivo; mercati ed utilizzi energetici sempre più efficienti; più avanzate adeguatezza e sicurezza infrastrutturali; un contenimento degli oneri fiscali o parafiscali (quali gli oneri di sistema elettrico) a carico dei consumatori; un continuo miglioramento, quindi, dell’economicità e della qualità dei servizi elettricità e gas.

Analizzando l’organizzazione ed il funzionamento dei mercati, con particolare riferimento ai profili della loro concorrenzialità ed efficienza, si registrano ancora forti ed importanti asimmetrie tra il settore elettrico, che sicuramente vive una fase più avanzata, e quello del gas, il cui assetto competitivo non risulta ancora sufficientemente sviluppato e che ancora richiede importanti interventi infrastrutturali, di liberalizzazione e regolazione procompetitivi.

In tale direzione, rilevanti disposizioni di riforma sono state previste dalla più recente normativa primaria di riferimento; esse impegneranno la stessa Autorità nelle conseguenti e necessarie attività di implementazione.

Mercato dell’energia elettrica

Mercato all’ingrosso

Nel settore della generazione elettrica esistono ormai numerosi produttori di dimensione efficiente ed il peso dell’operatore maggiore, l’Enel, è ridotto a meno del 30% del totale della produzione. Tuttavia in alcune zone geografiche del Paese e per alcuni servizi di dispacciamento (riserva di potenza, bilanciamento etc.), il mercato all’ingrosso è ancora lontano da quello proprio di mercati concorrenziali.

In particolare, in alcune delle zone geografiche si riscontra un livello di competizione piuttosto scarso, dovuto principalmente ad insufficienze di tipo infrastrutturale. Le situazioni più critiche si registrano nelle zone Sicilia e Sardegna (Isole), dovute principalmente alla inadeguatezza delle interconnessioni tra il sistema elettrico delle Isole e quello dell’Italia peninsulare (Continente).

L’andamento dei prezzi zonali di vendita nel mercato del giorno prima (MGP) dal 2005 al 2009 testimonia tali differenze strutturali. Infatti, l’analisi dei dati rivela dal 2005 al 2008 una crescita sostenuta dei prezzi in tutte le zone ma con un trend assai più marcato in Sicilia (+91% in Sicilia rispetto ad un incremento compreso fra il 44% e il 52% nelle altre zone); il 2009 registra un brusco calo dei prezzi ma in misura nettamente inferiore in Sardegna rispetto alle altre zone (11% in Sardegna rispetto ad una diminuzione compresa fra il 26% e il 32% nelle altre zone). L’andamento degli ultimi anni sembra così consolidare il divario fra i prezzi nelle Isole e nel Continente. Assumendo a riferimento i livelli dei prezzi del 2005, nel 2009 i prezzi nel Continente sono aumentati a seconda della zona fra lo zero e il 5% mentre i prezzi in Sicilia e Sardegna sono aumentati rispettivamente del 40% e del 36%.

Particolarmente critica è la situazione del mercato dei servizi di dispacciamento (MSD), mercato nel quale il gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna) si approvvigiona delle risorse necessarie per assicurare l’esercizio in sicurezza del sistema, che per sua natura è caratterizzato da una struttura dell’offerta più concentrata di quella propria del mercato all’ingrosso propriamente detto. Al MSD, infatti, possono partecipare solo gli impianti di produzione che, per le loro dimensioni e per le loro prestazioni tecniche, possono essere efficacemente ed efficientemente chiamati da Terna a eseguire le azioni che di volta in volta si rendono necessarie per mantenere, in sicurezza, l’equilibrio tra immissioni e prelievi.

Di grande rilevanza appaiono le novità introdotte dall’art. 3, comma 10, del Decreto Legge n. 185/08 (c.d. “D.L. Anticrisi”), convertito nella Legge n. 2/09, che contiene le indicazioni per una riforma organica del mercato elettrico. Le principali novità della riforma, la cui implementazione è rimessa a decreti attuativi ed a provvedimenti dell’Autorità, consistono nella istituzione di un nuovo mercato infragiornaliero dell’energia, al posto dell’attuale mercato di aggiustamento, nella riforma del mercato dei servizi di dispacciamento, nella nuova disciplina degli impianti essenziali e, in prospettiva, nel superamento del criterio dell’offerta marginale per la determinazione dei prezzi. Il Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 29 aprile 2009 ha provveduto a dare attuazione alla riforma prevista dalla Legge 28 gennaio 2009, n. 2, mentre l’Autorità, con la deliberazione ARG/elt 52/09 ha introdotto la nuova disciplina degli impianti essenziali (ovvero gli impianti nella disponibilità di un medesimo produttore ed in assenza dei quali Terna non riesce a garantire il soddisfacimento della domanda in sicurezza). Questa nuova disciplina degli impianti essenziali, i cui effetti dovrebbero manifestarsi già a partire dall’anno in corso, consente di risolvere gran parte delle criticità derivanti dall’elevatissima concentrazione dell’offerta propria del MSD.

La nuova disciplina adottata dall’Autorità introduce meccanismi volti ad assicurare la minimizzazione degli oneri per il sistema e un’equa remunerazione dei produttori, prevedendo, tra l’altro, anche la possibilità per i produttori stessi di scegliere tra diverse forme di regolazione.

Di fatto la quasi totalità dei produttori interessati dalla disciplina degli impianti essenziali ha scelto la forma di regolazione che prevede la contrattualizzazione da parte di Terna a condizioni stabilite dall’Autorità (con riferimento ai costi che caratterizzano un impianto termoelettrico turbogas) della capacità produttiva essenziale nella loro disponibilità. L’adesione dei principali operatori ha consentito a Terna di contrattualizzare circa 1900 MW di riserva di potenza a salire e poco meno di 500 MW di riserva di potenza a scendere con differenti profili orari di impegno.

Un ulteriore miglioramento per l’efficienza del MSD dovrebbe prodursi, a partire dall’anno in corso, con la riforma del mercato che Terna sta implementando nel rispetto dei principi delineati nel Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 29 aprile 2009, che dà attuazione alle disposizioni di cui all’articolo 3, comma 10, lettera d), del Decreto Legge n. 185/08 convertito nella Legge n. 2/09.

Con riferimento al mercato all’ingrosso propriamente detto, le situazioni più critiche si registrano, come accennato in precedenza, nelle zone Sicilia e Sardegna.

Le situazioni di Sicilia e Sardegna destano particolare preoccupazione in quanto caratterizzate dalla compresenza di due operatori (o raggruppamenti di operatori nel caso della Sicilia) entrambi dotati di un notevole potere di mercato unilaterale. Esso è misurato dalla indispensabilità (cosiddetta pivotalità) della capacità produttiva riferibile ad un medesimo operatore (o raggruppamento di operatori) ai fini del soddisfacimento del fabbisogno di energia e di riserva di potenza (necessaria a Terna per garantire la sicurezza del sistema).

In ambo i casi, il quadro peggiora drasticamente se si considera l’indispensabilità di detti operatori nel soddisfare il fabbisogno complessivo di potenza (ovvero la somma del fabbisogno di energia e del fabbisogno di riserva di potenza) così da tenere in considerazione il potere di mercato unilaterale esercitabile anche in MSD. La situazione del mercato all’ingrosso è ancora più critica se si considera il rischio di collusione – anche tacita – fra i diversi produttori, stante l’estrema facilità, in mercati geograficamente così ristretti e con un’interazione continua, di verificare le reciproche strategie.

Del resto, le Isole, come già evidenziato, sono strutturalmente caratterizzate da livelli di prezzo sensibilmente superiori a quelli delle altre aree del Paese. Dette differenze nei livelli dei prezzi non sono riconducibili interamente a differenze nella struttura di costo del rispettivo parco produttivo quanto, piuttosto, al potere di mercato unilaterale di cui godono i produttori in Sardegna e Sicilia, come evidenziato dagli esiti dell’istruttoria conoscitiva, avviata dall’Autorità con la deliberazione VIS 3/09, volta a valutare le dinamiche di formazione dei prezzi nel mercato dell’energia elettrica in Sicilia e nelle zone ad essa interconnesse, nel periodo compreso tra novembre 2008 e gennaio 2009.

Con riferimento alla Sicilia, gli esiti dell’istruttoria hanno altresì evidenziato come detto potere di mercato trovi la sua ragione anche e soprattutto nella preoccupante criticità del sistema elettrico dell’isola in termini di adeguatezza; nel periodo oggetto di indagine, non è trascurabile la frequenza relativa dei casi in cui la Sicilia si è trovata in condizioni prossime a quelle che costringerebbero Terna all’attivazione del Piano di emergenza per la sicurezza del sistema elettrico (PESSE).

Queste situazioni di criticità sono chiaramente condizionate dal basso grado di interconnessione tra le Isole e il continente. La piena entrata in operatività del SAPEI – la nuova infrastruttura di collegamento tra la Sardegna e il Lazio – attesa progressivamente in esercizio fra l’anno in corso e il 2012 – dovrebbe migliorare la concorrenza in Sardegna. Assumendo a riferimento i livelli di capacità di interconnessione del 2009, la capacità di importazione dal Continente aumenterà di 120 MW nell’anno in corso e di 500 MW entro il 2012 mentre la capacità di esportazione verso il Continente aumenterà di 150 MW nell’anno in corso e di 800 MW nel 2011. Ancora più critica appare la situazione in Sicilia a causa dei tempi per la realizzazione delle necessarie infrastrutture di collegamento con la Calabria: l’entrata in operatività è infatti prevista solo dopo l’anno 2012 (i lavori sono comunque già stati avviati); l’incremento di capacità dovrebbe essere estremamente rilevante: +1000 MW di capacità di importazione dal Continente e +900 MW di capacità di esportazione verso il Continente. Queste problematiche relative alla sicurezza degli approvvigionamenti di energia elettrica hanno portato, nel corso degli anni, non solo a fenomeni di temporanei black out ma anche a forti oscillazioni del prezzo dell’energia elettrica.

Per tutte queste ragioni (esigenze di sicurezza di funzionamento del sistema elettrico nazionale sulle isole maggiori), il Consiglio dei Ministri ha approvato il decreto-legge 22 gennaio 2010, n. 3, convertito con modificazioni dalla legge 22 marzo 2010, n. 41 (cfr. supra). Le ragioni d’urgenza poste alla base del decreto-legge traggono fondamento dall’aggravarsi delle criticità segnalate sia a causa dei ritardi nella messa in esercizio delle infrastrutture di rete programmate sia per la riduzione dei margini di riserva, intesi come differenza, in alcune ore particolarmente critiche, tra disponibilità di produzione o importazione di energia elettrica sull’Isola (offerta) e fabbisogno di energia (domanda).

Terna, tramite una comunicazione inviata al Ministero dello Sviluppo Economico ed all’Autorità per l’energia individua:

a) in Sicilia, margini di esercizio molto ridotti a causa:

§ dell’andamento del fabbisogno di potenza in aumento;

§ della capacità produttiva installata sostanzialmente invariata;

§ del tasso di indisponibilità per accidentalità di produzione superiori alla media;

§ degli interventi di manutenzione straordinaria e di lunga durata dei gruppi di produzione di grande taglia;

b) in Sardegna, condizioni di esercizio critiche che possono compromettere la sicurezza e la continuità del servizio elettrico a causa:

§ dei sistemi di difesa che si basano sulla capacità di interrompere il carico senza preavviso a fronte di eventi rilevanti legati alla perdita di capacità di produzione (scatto dei gruppi di produzione); essi risultano essere di grande taglia e di affidabilità molto più limitata rispetto a quella statistica;

§ delle limitazioni e vincoli di immissione in rete;

§ dei margini di esercizio particolarmente esigui.

Per fronteggiare le suddette situazioni di rischio, il decreto-legge prevede l’istituzione di un nuovo servizio volto a garantire, con la massima disponibilità, affidabilità e continuità, la possibilità di riduzione istantanea dei prelievi dalla rete, operata da soggetti titolari di centri di consumo, da attuare secondo le istruzioni impartite da Terna.

Mercati a termine

Lo sviluppo dei mercati regolamentati a termine è uno degli obiettivi della Legge n. 2/09; ed anche per tale finalità il GME sta completando una modifica della propria disciplina, prevedendo l’allungamento dell’orizzonte temporale dei prodotti a termine negoziabili nel mercato a termine fisico (MTE), come disposto dal Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 29 aprile 2009, in attuazione delle disposizioni di Legge.

Con riguardo alla liquidità dei mercati, si deve sottolineare che, a fronte di un mercato spot caratterizzato da un’estrema liquidità, i mercati a termine, soprattutto quelli regolamentati, sono ancor oggi, a più di 5 anni dall’avvio della Borsa dell’energia, caratterizzati da una bassa liquidità. Un certo grado di liquidità si sta sviluppando solo nelle transazioni negoziate su piattaforme non regolamentate (OTC) e, comunque, per prodotti con orizzonti temporali raramente superiori all’anno. Ciò rappresenta un elemento di forte criticità, in considerazione dell’impossibilità per i consumatori di disporre di informazioni adeguate nel mercato dei contratti bilaterali.

Lo sviluppo di mercati a termine è stato del resto a lungo caldeggiato dall’Autorità che, tra l’altro, ha sottolineato nel documento di consultazione DCO 27/08 come, al fine di promuovere gli investimenti in impianti caratterizzati da elevati costi fissi, sia opportuno abbinare allo sviluppo dei mercati a termine misure innovative volte ad agevolare la negoziazione di contratti di copertura di lungo periodo nel mercato elettrico.

Lo sviluppo di mercati a termine di lungo periodo è, infatti, un elemento fondamentale per aumentare la contendibilità e quindi la concorrenza nel mercato all’ingrosso, in quanto tali mercati consentirebbero di fornire sia segnali di prezzo che possibilità di copertura ai nuovi entranti rispetto ai rischi delle future evoluzioni del mercato spot.

Al tempo stesso, si deve considerare che gli investimenti in impianti di generazione caratterizzati da elevati costi fissi e bassi costi variabili (ovvero gli impianti di base, quali quelli con generazione di energia elettrica da fonte nucleare, da carbone “pulito”, da carbone con tecnologie avanzate di recupero dei gas serra, o da alcune fonti rinnovabili) sono particolarmente esposti al rischio che i prezzi che si realizzeranno nel mercato all’ingrosso nel futuro non siano sufficientemente maggiori dei costi variabili da consentire di remunerare adeguatamente i costi fissi (rischio mercato). Ciò anche perché gli impianti di base sono spesso caratterizzati da:

§ bassa flessibilità tecnica (che può costringerli a produrre anche quando il prezzo di mercato è inferiore al loro costo variabile);

§ scarsa correlazione tra il loro costo variabile ed il prezzo di mercato nelle ore più “pregiate”, generalmente ore di punta. In queste ore il prezzo di mercato è invece correlato al costo del combustibile degli impianti meno efficienti.

La disponibilità di strumenti di copertura dal rischio mercato (quali i contratti di lungo periodo) consente quindi di ridurre la rischiosità e, quindi, il costo dei nuovi investimenti in capacità produttiva di base.

Inoltre va sottolineato come sia opportuno, al fine di consentire alla concorrenza di produrre i suoi effetti, continuare, in linea con quanto previsto nella Legge n. 2/09, ad aumentare il grado di trasparenza dei mercati, pur evitando la facilitazione di comportamenti collusivi taciti. La scarsa trasparenza sulle scelte del periodo di manutenzione dei propri concorrenti ha verosimilmente condizionato la scelta di molti operatori di pianificare per il mese di agosto del 2009 le manutenzioni dei propri impianti non potendo valutare adeguatamente il livello dell’offerta. Gli uffici dell’Autorità hanno in corso un’attività di analisi sull’elevato livello dei prezzi registrato nel mese di agosto 2009 e la sua relazione con la manutenzione degli impianti di produzione e delle linee di interconnessione con l’estero.

Integrazione dei mercati regionali europei dell’energia elettrica

Per facilitare il processo di armonizzazione e di integrazione dei mercati elettrici nazionali è stato avviato da ERGEG (Organismo dei Regolatori europei consultivo della Commissione europea) il processo “Iniziative Regionali” allo scopo di costruire dei mercati fortemente integrati a livello “regionale”, come fase intermedia di spinta verso la realizzazione di un vero mercato unico europeo. Pur rappresentando un pregevole tentativo di favorire una reale integrazione dei mercati nazionali, le “Iniziative Regionali” europee – su cui il terzo pacchetto pone particolari aspettative – devono essere sostenute in maniera tale da scongiurare il rischio che l’armonizzazione abbia luogo tramite l’adozione di modelli di mercato che avvenga al ribasso, favorendo Paesi, in taluni casi, particolarmente in ritardo in termini di apertura e liberalizzazione.

Appare quindi particolarmente delicata, nonché degna di sostegno governativo, la rappresentanza degli interessi dell’Italia sia nella Regione elettrica CentroSud (di cui l’Autorità italiana è leader) sia, più in generale, in ambito ERGEG al fine di evitare che sia imposta l’implementazione, su scala regionale o dell’intera UE, di modelli di mercato che, non tenendo in debito conto le caratteristiche di certi sistemi elettrici, come quello italiano, possano ingenerare degli extraoneri su detti sistemi, sia nel breve che nel lungo periodo. Tale criticità è particolarmente rilevante nel caso del mercato elettrico. E’ evidente, infatti, che Paesi (non l’Italia) in cui permane un operatore (quasi) monopolista, che assicura la fornitura della quasi totalità dell’energia elettrica e dei servizi di dispacciamento (riserva di potenza attiva, regolazione di tensione, risoluzione di congestione etc.), possono permettersi di farsi promotori di architetture di mercato relativamente “rozze” facendo leva sulla moral suasion verso il loro operatore dominante, ovvero imponendogli implicitamente ulteriori obblighi operativi.

Laddove invece, come in Italia, il sistema sia caratterizzato da una pluralità di produttori in concorrenza fra loro, è più forte l’esigenza di meccanismi e regole di mercato idonee a fare emergere appieno le economie insite sia nell’esercizio coordinato degli impianti di produzione e degli elementi di rete, sia nella programmazione coordinata degli investimenti a lungo termine in generazione e trasmissione effettuati da una pluralità di soggetti. Ciò richiede tipicamente, come è testimoniato anche dall’evoluzione dei sistemi elettrici del NordEst degli Stati Uniti, l’adozione di architetture di mercato più avanzate che producano segnali trasparenti e non distorti circa il valore dei diversi servizi (energia elettrica, riserva di potenza attiva, regolazione di tensione, risoluzione delle congestioni etc.); ciò nei vari nodi/zone della rete di trasmissione, sia nel breve che nel lungo termine.

Fermo restando l’obiettivo principale di conseguire la piena convergenza dei mercati nazionali ai fini della creazione del mercato europeo dell’energia, occorre intanto attuare una maggiore e più intensa partecipazione a livello europeo anche nello sviluppare progetti specifici come il market coupling – che già sarà operativo dal 2010 con la Slovenia con gli altri Paesi europei (ovvero dei progetti che ricerchino maggiore coordinamento degli esiti dei mercati europei e che tengano conto dell’effettivo impatto degli esiti di ciascun mercato sugli altri, date le effettive possibilità di scambi transfrontalieri). Progetti in grado di aumentare anche sensibilmente l’efficienza degli scambi transfrontalieri ma che, se non ben concepiti, potrebbero costringere l’Italia ad adattare la propria architettura di mercato a quella di Paesi con caratteristiche molto differenti e, peraltro, meno avanzati ed efficienti.

Infine, e con particolare riferimento agli interessi italiani ed al settore elettrico, resta urgente la conclusione dei negoziati con la Svizzera per fissare sollecitamente accordi vincolanti che consentano un sostanziale sviluppo in termini di integrazione dei mercati e degli scambi a livello regionale ed europeo, nonché procedure che assicurino l’interoperabilità, la sicurezza e l’affidabilità dei sistemi interconnessi.

In questo senso, il recepimento del Terzo Pacchetto Energia, che dovrà avvenire entro il 3 marzo 2011, potrebbe essere l’occasione per sviluppare in maniera più sinergica e coordinata gli interventi di sviluppo delle reti di elettricità e gas che saranno proposti dai TSO (gestori delle reti di trasmissione di energia elettrica e trasporto gas) e sottoposti non solo al vaglio dei Paesi membri ma anche della Commissione e della costituenda Agenzia europea per la cooperazione fra i Regolatori nazionali dell’energia (ACER), ai fini della verifica di compatibilità con le esigenze del mercato unico.

L’Autorità conferma la piena disponibilità e l’interesse ad una interlocuzione istituzionale sempre più approfondita, anche sviluppando analisi e proposte circa gli assetti organizzativi, i mercati e lo sviluppo infrastrutturale energetici, continentali europei, mediterranei, mediorientali ed intercontinentali, aventi comunque impatti sui sistemi energetici nazionale e della UE. Tutto ciò sulla base dell’esperienza e della responsabilità che l’Autorità sta sviluppando nell’ambito degli organismi e delle iniziative (regionali all’interno della UE e nei Balcani; per il Mediterraneo; gemellaggi e formazione) tese a promuovere sempre più utili e necessarie collaborazioni o cooperazioni internazionali fra Regolatori di settore, nonché sulla base della partecipazione alla suddetta ACER e dell’ICER (confederazione mondiale dei Regolatori, recentemente attivata).

Mercato al dettaglio

Come è noto, il mercato al dettaglio dell’energia elettrica è libero dal luglio del 2007. Permangono tuttavia differenze tra le varie categorie di clienti, in termini di forza contrattuale ed entità dei consumi, che si traducono poi in differenti possibilità di trarre vantaggio dai meccanismi di mercato. Per questo, il Decreto Legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito nella Legge 3 agosto 2007, n. 125 è intervenuto prevedendo, all’art. 3, che “l’Autorità per lʹenergia elettrica e il gas indica le condizioni standard di erogazione del servizio e definisce, in base ai costi effettivi del servizio, prezzi di riferimento per le forniture di energia elettrica ai clienti in regime di maggior tutela e per le forniture di gas naturale ai clienti domestici, che le imprese di distribuzione o di vendita sono tenute ad inserire nelle proprie offerte commerciali”.

L’Autorità dunque, in forza di tale Decreto, aggiorna trimestralmente i prezzi di riferimento destinati ai clienti in regime di maggior tutela, i clienti cioè che non hanno ancora optato per il mercato libero. Tale aggiornamento avviene sulla base dell’andamento atteso del costo di approvvigionamento da parte dell’Acquirente unico, il quale stima il quantitativo di energia elettrica all’ingrosso necessaria a coprire il fabbisogno dei clienti serviti in regime di maggior tutela, e indice delle aste per approvvigionarsi di tali quantitativi.

In base ai costi consuntivi, ai preconsuntivi e al ripiano delle differenze tra quanto stimato e quanto realizzatosi, l’Autorità calcola il prezzo medio che l’esercente la maggior tutela applica ai clienti finali.

Il prezzo così determinato, riflette dunque i costi formatisi nel mercato, permettendo quindi agli operatori presenti sul mercato di proporre offerte concorrenziali (processo che l’Autorità, da un lato, incoraggia, dall’altro sorveglia).

I clienti domestici passati al mercato libero nel periodo 1 luglio 2007 - 30 settembre 2009 sono l’8,2% del totale, mentre per quanto riguarda le piccole imprese, ad oggi circa il 30% sono servite a condizioni di libero mercato. I tassi di switching superiori al settore domestico si spiegano sia per una maggiore maturità di tale segmento (che è idoneo da più tempo, dal 2004) sia per una maggiore facilità di indirizzare l’azione commerciale da parte dei fornitori.

Oneri di sistema

Gli oneri di sistema non sono dei veri e propri costi inerenti il mercato, trattandosi appunto di oneri, fissati per Legge e destinati alla copertura di diverse voci di spesa (di seguito dettagliate), pagati in bolletta da tutti i clienti finali. Essi tuttavia, rappresentando circa l’8% del costo totale di una bolletta tipo (dato primo trimestre 2010), incidono significativamente sul costo dell’energia elettrica e, per questo, influenzano direttamente la competitività del mercato elettrico nel nostro Paese.

In particolare, gli oneri generali di sistema sono oggi rappresentati da:

§ incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate (componente A3, pari a circa il 68,4% degli oneri di sistema questi incentivi verranno esaminati in dettaglio nel capitolo successivo, “Stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”);

§ regimi tariffari speciali per aziende energivore (componente A4, pari a circa il 5,6%);

§ oneri per il decomissioning nucleare e compensazioni territoriali (componente A2 e MCT, pari a circa il 17,4%);

§ compensazioni per le imprese elettriche minori (componente UC4, pari al 2,3%);

§ sostegno alla ricerca di sistema (A5 pari a circa l’1,8%);

§ bonus elettrico (4,5%)[2].

Come si può notare, l’incentivazione delle fonti rinnovabili e assimilate costituisce la voce di spesa di gran lunga più rilevante tra quelle finanziate attraverso gli oneri generali di sistema.

Altre problematiche relative agli oneri generali di sistema sono legate a:

§ profili di iniquità redistributiva: i consumi di energia elettrica non sono proporzionali ai redditi, sia con riferimento alle persone fisiche che alle imprese; ne deriva che una famiglia a basso reddito ma ad alti consumi (ad esempio una famiglia numerosa) è chiamata a contribuire alla copertura degli oneri dell’incentivazione delle fonti rinnovabili in misura superiore ad un single benestante; allo stesso modo un’impresa ad alti consumi elettrici ma con modesti utili contribuisce più di un’impresa con utili elevati e bassi consumi;

§ doppia fiscalità: gli oneri generali di sistema, pur essendo, in sostanza, dei prelievi parafiscali, sono ugualmente assoggettati, come tutto il resto della bolletta elettrica, all’imposta sul valore aggiunto (I.V.A.); peraltro, il fatto che tali oneri non sono direttamente riconducibili ad alcuna prestazione, rende difficilmente giustificabile tale assoggettamento, che peraltro incide in maniera molto consistente sui costi per utenti finali, con un impatto complessivo di oltre 500 M€ l’anno;

§ destinazione di alcuni prelievi al Bilancio pubblico; gli articoli 1, comma 298 della Legge 30 dicembre 2004, n. 311 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (Legge Finanziaria 2005)” e 1, comma 493 della Legge 23 dicembre 2005, n. 266 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (Legge Finanziaria 2006)”, dispongono un prelievo di 135 milioni di euro complessivi dalle componenti tariffarie A2 e MCT a favore del bilancio dello Stato, introducendo quindi sulle bollette elettriche, accanto ad una componente parafiscale (quella degli oneri di sistema), un vero e proprio prelievo di tipo fiscale, destinando una parte del gettito proveniente dalla tariffa elettrica al generale finanziamento del bilancio dello Stato; si tratta di un prelievo fiscale non trasparente, poiché non realizzato attraverso un provvedimento di carattere esplicitamente tributario, ma agganciando una parte del gettito dovuto al bilancio ad un prelievo di altra natura.

Possibili interventi volti a ridurre le criticità nel mercato elettrico

Gli interventi da mettere in atto al fine di migliorare l’efficienza e la competitività del mercato nel settore elettrico dovrebbero concentrarsi sugli aspetti illustrati di seguito.

a) Potenziamento delle reti di trasporto

La tempestiva realizzazione delle infrastrutture di rete previste dal piano di sviluppo della rete di trasmissione di Terna - specialmente le infrastrutture di interconnessione fra il Continente e le Isole (Sardegna e Sicilia) e, all’interno del Continente, fra la zona Sud e la zona CentroSud - permetterebbe di incrementare significativamente il grado di concorrenza e di adeguatezza in molte zone del mercato elettrico nonché di ridurre in misura sostanziale gli oneri di dispacciamento per la risoluzione delle congestioni intrazonali. Pertanto è essenziale porre in essere, a tutti i livelli, ogni azione utile ad assicurare la realizzazione nei tempi previsti delle suddette infrastrutture. In tal senso, sono da giudicare positivamente alcuni recenti interventi legislativi – ad esempio quanto disposto all’articolo 27, comma 24, della Legge n. 99/09 - volti ad accelerare la realizzazione delle infrastrutture di rete.

b) Obbligo di cessione di Virtual Power Plant nelle Isole

Fino alla piena entrata in esercizio delle nuove interconnessioni tra ciascuna delle due Isole e il Continente (analisi precedente), e pur a valle del Decreto Legge 23 gennaio 2010, n. 3, potrebbe rendersi opportuno imporre, su ciascuno degli operatori che detenga potere di mercato, l’obbligo di cedere la disponibilità di parte della propria capacità produttiva attraverso lo strumento dei Virtual Power Plant (VPP), definito nella Direttiva 2009/72/CE come una misura atta a “promuovere una concorrenza effettiva e garantire un buon funzionamento del mercato”[3]. La cessione di VPP da parte di Enel ed E.ON con riferimento alla zona Sardegna è già prevista dalla deliberazione ARG/elt 115/09 che l’Autorità ha assunto nel rispetto degli indirizzi del Ministro dello Sviluppo Economico di cui all’articolo 30, comma 9, della Legge n. 99/09. Misure analoghe non sono tuttavia previste per la Sicilia[4]. Ciò è particolarmente preoccupante in quanto le attuali condizioni di mercato della Sicilia sono caratterizzate da un elevatissimo grado di concentrazione sia sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica che sul mercato per il servizio di dispacciamento. Il quadro è reso più critico dalla potenziale inadeguatezza del sistema elettrico in Sicilia in un limitato ma non trascurabile numero di ore dell’anno, anch’essa, come visto, tra le ragioni del citato Decreto Legge n. 3/10.

c) Realizzazione di un nuovo meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva

La pur rilevante nuova capacità produttiva attivata nell’ultimo quinquennio non è riuscita né ad assicurare l’adeguatezza del sistema elettrico né ad incrementare in misura corrispondente il grado di concorrenza del mercato elettrico. Ciò è verosimilmente dovuto all’assenza di coordinamento tra sviluppo della rete di trasmissione da una parte e localizzazione e dimensionamento degli investimenti in capacità produttiva dall’altra. Al fine di porre rimedio a tale imperfezione del disegno di mercato e in conformità a quanto previsto dal Decreto Legislativo 379/03, l’Autorità ha già proposto, con il documento di consultazione n. 10/09, una nuova disciplina di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva. Tale disciplina prevede che Terna, attraverso strumenti di mercato, si approvvigioni di disponibilità di capacità produttiva su un orizzonte temporale pluriennale e per le diverse zone del mercato elettrico sufficiente a garantire l’adeguatezza dell’intero sistema. Tale meccanismo consentirebbe di indirizzare le nuove realizzazioni di capacità produttiva nelle aree del Paese in cui è massima la loro utilità, sia ai fini dell’adeguatezza del sistema che a fini concorrenziali. Il meccanismo proposto promuoverebbe contestualmente la concorrenza a lungo termine ed aumenterebbe la contendibilità del mercato.

d) Completamento dei mercati a termine

Lo sviluppo di mercati a termine di lungo periodo è un elemento fondamentale per aumentare la contendibilità e la concorrenza nel mercato all’ingrosso. La disponibilità di strumenti di copertura contro il rischio mercato consente altresì di ridurre il costo dei nuovi investimenti in capacità produttiva di base. D’altra parte, uno degli ostacoli allo sviluppo di mercati a termine di lungo periodo liquidi è rappresentato dagli elevati costi di transazione e in particolare quelli relativi al costo delle garanzie. Sulla rimozione di tali ostacoli, l’Autorità, come si è detto in precedenza, ha proposto l’introduzione di meccanismi che riducono i costi di transazione connessi alla sottoscrizione di contratti di lungo periodo standardizzati.

e) Efficienza degli impianti di generazione

Il divario tra la capacità di generazione elettrica installata e censita come efficiente dal Gestore della rete e la potenza che risulta poi effettivamente disponibile per le diverse destinazioni consentite, specie alla punta della domanda è un elemento essenziale ai fini della sicurezza, ma anche dell’economicità del sistema elettrico. Per questo, l’articolo 1quinquies, comma 1, della Legge n. 290/03 prevede che “gli impianti di generazione di energia elettrica di potenza nominale maggiore di 10 MVA sono mantenuti in stato di perfetta efficienza dai proprietari o dai titolari dell’autorizzazione e possono essere messi definitivamente fuori servizio secondo termini e modalità autorizzati dallʹamministrazione competente, su conforme parere del Ministero delle Attività Produttive, espresso sentito il Gestore della rete di trasmissione nazionale in merito al programma temporale di messa fuori servizio”. È essenziale dunque che venga emanato al più presto il Decreto previsto dalla norma citata con cui verranno definiti gli standard di efficienza degli impianti e le relative modalità di verifica. A tal fine, l’Autorità già a suo tempo ha formulato adeguate proposte in merito.

L’impatto della crisi economica sul sistema energetico [5]

L’impatto della crisi economica sul sistema energetico e sulla questione ambientale e climatica è oggetto di un acceso dibattito. L’obiettivo è valutare se al termine della crisi la domanda di energia e le emissioni riprenderanno a crescere secondo le proiezioni antecedenti alla crisi o se la crisi sarà in grado di cambiare le dinamiche di medio-lungo periodo.

La crisi economica produce naturalmente una riduzione della domanda di energia e una conseguente riduzione dei prezzi e degli investimenti. Ciò da un lato riduce i consumi di fonti fossili e le conseguenti emissioni, dall’altro rende le fonti fossili più concorrenziali con le tecnologie per l’efficienza energetica e con le fonti rinnovabili e nucleare (tendenzialmente più costose), minando quindi quel processo di cambiamento del sistema energetico e di riduzione delle emissioni che era favorito dall’alto corso del prezzo dei fossili.

I sistemi economici moderni sono tuttavia caratterizzati da una progressiva riduzione dell’intensità energetica. Le analisi mostrano una stretta correlazione tra la sostituzione del bene energia con il bene capitale e il rapporto fra i loro prezzi. Le fasi di più marcata sostituzione dell’energia con il capitale (e quindi di riduzione dell’intensità energetica e di maggiore cambiamento tecnologico) sono state sempre precedute da incrementi del prezzo dell’energia, ad esempio in occasione delle crisi petrolifere.

D’altra parte, il progresso tecnologico ha anche reso la produzione di energia progressivamente più economica rispetto al costo del lavoro, incoraggiando un uso sempre maggiore del fattore produttivo energia rispetto al fattore produttivo lavoro, per altri versi contribuendo anche ad accrescere la produttività del lavoro stesso. Di conseguenza, la riduzione dell’intensità energetica delle economie avanzate è andata di pari passo con un costante aumento dei consumi energetici.

Affinché la crisi in atto possa determinare effetti strutturali di cambiamento verso un sistema energetico più sostenibile, sono necessari quindi segnali di prezzo tali da indurre delle accelerazioni nella sostituzione dei fossili in primo luogo e del fattore energia in ultima istanza.

Tali segnali possono soltanto in parte provenire dal mercato. Un ruolo fondamentale, a questo proposito, deve essere svolto dalle politiche energetiche e ambientali.

L’impatto sulla domanda di energia

È ovviamente difficile ipotizzare come possano cambiare i consumi energetici all’uscita della crisi. Gli insegnamenti del passato sono solo parzialmente utilizzabili: in alcuni casi la convinzione che la domanda e i prezzi del petrolio potessero riprendere la loro corsa alla fine della recessione si è rivelata errata, in quanto la ripresa è stata in realtà più lenta del previsto e gli investimenti basati su tali proiezioni hanno avuto esiti non soddisfacenti.

Per fornire una prima idea dell’ordine di grandezza dell’impatto della crisi sul sistema energetico globale, si consideri che, secondo il Monthly Natural Gas Survey dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE) di aprile 2009, la riduzione dei consumi di gas naturale nei paesi OCSE nei primi quattro mesi del 2009 è pari al 5,2% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, con un picco del -8% nei paesi europei. Nell’inverno 2009 la domanda è letteralmente precipitata anche in Europa, con una caduta del 15-20% dei consumi elettrici dell’industria, e conseguente crollo parallelo della domanda di gas per la termogenerazione. Il crollo della domanda è stato particolarmente intenso dove maggiore è stata la caduta della produzione industriale: in Italia, Francia, Spagna, Regno Unito.

La riduzione del consumo di elettricità a livello globale è stata stimata attorno al 3,5% nel 2009, per la prima volta dalla Seconda Guerra mondiale

In una prospettiva di breve-medio periodo una prima ipotesi (Clò, 2009) è che l’impatto della crisi possa risultare più forte per le due fonti primarie previste in maggior crescita assoluta, principalmente come combustibili per elettrogenerazione: il gas naturale nei paesi OCSE e il carbone nei paesi non-OCSE, nei quali la domanda di elettricità è prevista aumentare a tassi annui particolarmente rilevanti. La crisi economica avrà infatti effetti significativi sugli investimenti in nuova capacità di generazione elettrica: alcune stime arrivano a ipotizzare per il 2009 riduzioni del 50% degli ordini di nuovi impianti su scala globale (AIE, 2009). Un impatto rilevante può verificarsi anche sulla competitività relativa delle diverse tecnologie. La riduzione dei prezzi dell’energia associata alla recessione favorisce a parità di altre condizioni le opzioni meno capital-intensive, cioè gas naturale e carbone, rispetto ad opzioni come il nucleare e le rinnovabili. Un fattore ulteriore potrebbe inoltre essere costituito dai tempi di costruzione degli impianti. I tempi lunghi sono favoriti dal basso costo del denaro, ma in realtà sfavoriti dalla ridotta disponibilità di credito.

Il quadro diviene inoltre più complicato se si introduce nella valutazione il ruolo delle politiche ambientali e del loro impatto sul prezzo dell’energia: l’implementazione di politiche ambiziose, finalizzate tanto a una green recovery quanto (nel lungo periodo) a favorire una green economy, con il conseguente trasferimento sui consumatori di segnali di prezzo significativi, potrebbe in effetti determinare un impatto di rilievo anche sui consumi di petrolio (dei paesi avanzati in particolare), fonte primaria pressoché insostituibile per gli usi di trasporto.

L’impatto sugli investimenti in tecnologie energetiche

Un secondo impatto di rilievo della crisi riguarda gli investimenti in tecnologie energetiche (produzione, trasformazione, distribuzione). Anche in tal caso è importante l’effetto sul lungo periodo.

Gli investimenti sono influenzati dalla crisi economica per diverse ragioni:

§ la minore necessità di nuova capacità produttiva causata dalla minore domanda;

§ le difficoltà a ottenere credito e raccogliere capitali da parte degli operatori;

§ la più bassa redditività degli investimenti causata dalla riduzione dei prezzi dell’energia.

I possibili effetti negativi sono diversi a seconda dell’orizzonte temporale. Nel breve periodo, la riduzione di investimenti in infrastrutture energetiche e nuova capacità è presumibilmente compensato dalla ridotta domanda, con un eventuale conseguente incremento di capacità produttiva di riserva. Nel medio periodo è possibile invece che la riduzione degli investimenti nel settore dell’offerta possa determinare scarsità di capacità produttiva, creando i presupposti per nuove impennate dei prezzi. Nel medio-lungo termine, una riduzione degli investimenti potrebbe risultare penalizzante per lo sviluppo delle nuove tecnologie energetiche a basso tenore di carbonio, necessario per la stabilizzazione del clima globale.

Anche gli investimenti in tecnologie energetiche lato domanda sono destinati a subire l’impatto della crisi economica e dei prezzi bassi dell’energia, che rendono economicamente meno attraenti le tecnologie per l’efficienza energetica. Si può ipotizzare che la crisi possa influire sul comportamento dei consumatori in tre modi: inducendo una riduzione della spesa in beni durevoli e dilazionando lo sviluppo di tecnologie energetiche più efficienti; riducendo sia le possibilità finanziarie che gli incentivi a investire su prodotti più efficienti; inducendo una riduzione nell’utilizzo dello stock di tecnologie esistenti.

Le prime indicazioni circa gli effetti della crisi finanziaria sugli investimenti nel settore energetico, elaborate dall’Agenzia Internazionale dell’Energia, indicano in effetti una riduzione di tutte le tipologie di investimenti energetici, ad iniziare dai progetti considerati più rischiosi per ragioni sia tecnologiche che economiche e geopolitiche. Su scala globale, i programmi di investimento per il 2009 relativi ai settori upstream di petrolio e gas naturale risultano già ridotti del 21% rispetto al 2008 (equivalenti a circa $100 miliardi di dollari).

Anche il settore elettrico sarà fortemente influenzato dalla crisi: in particolare, un dato significativo è che le prime stime indicano che gli investimenti nel settore delle rinnovabili si stanno riducendo in misura proporzionalmente maggiore rispetto alle altre tipologie di generazione elettrica (fino al 40% in meno nel 2009 rispetto al 2008).

L’impatto sulla questione ambientale e sull’accelerazione tecnologica

L’impatto della crisi sulle emissioni di gas-serra dipenderà fondamentalmente dagli investimenti nelle diverse tipologie di tecnologie energetiche. Nel breve termine, la più ridotta crescita economica potrà determinare una flessione delle emissioni, una riduzione in termini assoluti nei paesi avanzati e una riduzione del tasso di crescita nei paesi emergenti. Stime preliminari indicano che le emissioni di CO2 dell’Unione Europea si sarebbero ridotte nel 2008 del 6% circa con una riduzione simile attesa per il 2009.

Considerata la permanenza delle emissioni di gas-serra in atmosfera, la riduzione delle emissioni nel breve-termine può avere un beneficio ambientale diretto.

L’impatto della crisi sulla crescita delle emissioni potrebbe essere quindi positivo nel breve termine, ma negativo nel lungo termine soprattutto riducendo l’accelerazione tecnologica verso le tecnologie low-carbon che veniva favorita dagli altri corsi del prezzo dei fossili. La crisi potrebbe ritardare gli investimenti in tali tecnologie a causa della minore necessità di riduzione delle emissioni nel breve-medio periodo, e determinare un rischio di lock-in del sistema energetico su investimenti e tecnologie non compatibili con gli obiettivi di mitigazione di lungo periodo, ma economicamente più attraenti nel breve termine. Queste circostanze potrebbero in definitiva determinare nel medio-lungo termine emissioni più alte di quelle previste negli scenari pre-crisi, soprattutto se al termine della fase recessiva i consumi energetici dovessero riprendere a ritmi sostenuti, cancellando i benefici di breve termine.

La situazione italiana

Rispetto alla media dei 27 Paesi dell’Unione Europea, i consumi di energia primaria in Italia si caratterizzano per un maggiore ricorso a petrolio e gas, per una componente strutturale di importazioni di elettricità (circa il 5% dei consumi primari), per un ridotto contributo del carbone (pari al 9% dei consumi primari di energia) e per l’assenza di generazione elettronucleare

Vale inoltre la pena sottolineare che il 30% circa delle fonti primarie disponibili costituisce l’input del settore termoelettrico (in particolare il 40% del gas naturale disponibile è impiegato nella generazione elettrica). La domanda di energia primaria si attesta nel 2008 a 192 Mtep, subendo una flessione di circa un punto percentuale rispetto al 2007, per una generalizzata contrazione dei consumi di tutte le fonti fossili non compensata dall’accresciuto contributo delle fonti rinnovabili. Nel corso del 2008 si è registrato un incremento del contributo da fonte idroelettrica, eolica e solare; la quota di fonti energetiche rinnovabili sul totale dei consumi primari di energia è leggermente più elevata rispetto alla media dei Paesi OCSE soprattutto grazie al notevole apporto della fonte idroelettrica.

L’andamento recente dei consumi energetici nei settori di uso finale dell’energia evidenzia:

§ una stabilizzazione dei consumi del settore trasporti attorno ai 44 Mtep;

§ il raggiungimento di un analogo livello di consumo nel settore Civile nonostante forti oscillazioni determinate essenzialmente da fattori climatici;

§ la progressiva diminuzione dei consumi dell’industria.

La fattura energetica complessiva che aveva sfiorato nel 2007 i 47 miliardi di euro (3% del PIL) sale nel 2008 a quasi 57 miliardi di euro.

Sull’incremento della fattura energetica ha influito l’incremento delle importazioni di gas naturale (sostenuto dall’andamento climatico meno favorevole rispetto all’anno precedente) e, soprattutto, il forte rincaro delle quotazioni delle fonti energetiche importate. La fattura petrolifera continua a coprire oltre il 55% della fattura energetica, nonostante il calo delle importazioni di greggio nel corso del 2008.

La dipendenza del sistema energetico nazionale dall’estero, di cui la fattura energetica evidenzia le conseguenze in termini economici, si è stabilizzata da alcuni anni all’85,6%, a fronte di un valore medio nell’Unione Europea prossimo al 56%. Il trend 2000-2008 mostra come vada crescendo la dipendenza dalle importazioni di gas naturale rispetto a quelle di petrolio, sintomo sia di un maggiore ricorso alle importazioni che del rapido declino della produzione nazionale di idrocarburi (in particolare di gas naturale).

Se si valuta l’impatto di lungo periodo che le crisi petrolifere hanno avuto sugli usi energetici del sistema industriale italiano emerge che i consumi di energia, in fortissima crescita fino alla prima crisi petrolifera, una volta raggiunto il picco nel 1974 non sono in seguito più tornati a quei valori, nonostante la costante crescita del valore aggiunto. In particolare, si è verificata una drastica “rottura” del trend di crescita dei consumi, seguito da una fase piuttosto lunga di loro contrazione anche in termini assoluti, fino alla seconda metà degli anni ottanta, non a caso contrassegnati dal ritorno dei prezzi dell’energia su valori molto più contenuti.

La figura seguente, relativa al singolo comparto dell’industria cartaria (ma caratteristiche simili si rilevano per altri comparti energy-intensive) aggiunge un elemento che aiuta a spiegare la dinamica sottostante al quadro settoriale: dietro alla riduzione dei consumi energetici vi è stata una ristrutturazione dell’industria italiana che ha comportato veri e propri incrementi di efficienza nell’uso delle risorse energetiche.

Consumo energetico specifico e produzione fisica nell’industria della carta

Un’altra caratteristica sembra distinguere l’evoluzione dell’industria italiana degli ultimi decenni: a seguito della profonda ristrutturazione seguita alle crisi petrolifere non vi sono stati progressi sostanziali sul fronte dell’efficienza dei processi industriali.

Questi elementi possono forse fornire qualche spunto utile, per valutare la questione della possibilità che la crisi attuale sia in grado di innescare una nuova fase di cambiamento strutturale dell’industria italiana, con particolare riguardo all’efficienza dei processi produttivi.

Va sottolineato, ovviamente, che la crisi degli anni ’70 associava, diversamente da oggi, stagnazione economica e forte crescita dei prezzi. Il parallelo con il passato sembra indicare che, una condizione imprescindibile perché si verifichino cambiamenti strutturali, sta nei segnali di prezzo che verranno dai mercati energetici, anche “sostenuti” dalle politiche energetiche ambientali.

L’altro settore nel quale l’attuale crisi sembra poter avere un effetto rilevante anche nel medio lungo periodo è quello dei trasporti: ormai da parecchi anni la tendenza del mercato è al downsizing, al recupero del benzina sul diesel (segmenti bassi), alla riduzione delle cilindrate, all’utilizzo di carburanti alternativi (Metano, GPL, Ibridi). La nuova regolamentazione sulle emissioni di CO2 obbliga inoltre i costruttori a ridurre le attuali emissioni medie: del 23% al 2015, del 39% al 2020. Insieme all’impennata dei prezzi dei combustibili nel 2008, l’insieme di questi fattori potrebbe aver influito in modo duraturo sulla scelta delle tecnologie. Sono progressivamente aumentate le immatricolazioni di vetture “ecologiche”, che hanno raggiunto livelli significativi, in primo luogo grazie agli incentivi, ma probabilmente anche in questo caso in risposta ai segnali di prezzo dell’energia, cioè sulla scia della tendenza in atto dallo scorso anno, messa in moto dai picchi del prezzo del petrolio.

A differenza di quanto avvenuto nell’industria, nel settore dei trasporti le crisi petrolifere abbiano avuto un impatto più che altro congiunturale, con riduzioni dei consumi in corrispondenza delle impennate del prezzo del petrolio, seguite dalla ripresa del trend crescente di lungo periodo a seguito del ritorno del prezzo del petrolio su valori più contenuti.

La questione che dunque si pone è se anche questa riduzione dei consumi risulterà congiunturale, oppure se l’insieme dei tre fattori richiamati poco sopra (prezzo del petrolio, regolamentazione ambientale e crisi finanziaria) non possa aver indotto dei cambiamenti comportamentali tali da determinare una rottura del trend di lungo periodo.

Ruolo delle tecnologie [6]

Le opzioni tecnologiche di maggior interesse

In anni recenti, alcune tecnologie energetiche sono state oggetto di particolare enfasi da parte di decisori politici e media, come ad esempio l’idrogeno negli anni 2003-2005 e i biocombustibili di prima generazione nel periodo 2005-2007.

Analisi più ponderate hanno chiarito che nel breve termine non esistono scorciatoie per la questione energetica, che le tecnologie oggi dominanti continueranno per molti anni ad avere un ruolo centrale e, pur mature, possono offrire elevati margini di miglioramento in termini di efficienza ed emissioni (es: motori a combustione interna).

È tuttavia altrettanto chiaro che nel medio termine esse dovranno essere sostituite da tecnologie a minor impatto ambientale, da sistemi con ridotte emissioni e da comportamenti consapevoli dei consumatori.

Ciò che si prefigura nei prossimi 2-3 decenni è probabilmente una fase di transizione verso assetti energetici globali di lungo termine più stabili e duraturi, pur caratterizzati da significative differenze regionali. Tali assetti possono essere oggetto di analisi di scenario (ipotesi), non di previsioni, e non necessariamente saranno caratterizzati dalle attuali tecnologie emergenti. Tuttavia gli investimenti, le opportunità di rilancio economico e culturale associati alla transizione sono considerevoli e non possono essere sottovalutati da nessun paese che voglia restare nel gruppo di testa delle economie mondiali.

Nel seguito ci si concentra sulle implicazioni tecnologiche delle opzioni di maggiore interesse: l’efficienza energetica, il sequestro della CO2, le fonti rinnovabili e l’energia nucleare.

Efficienza Energetica

L’efficienza energetica è senz’altro l’area più complessa da trattare non solo per la varietà di tecnologie che ad essa afferiscono ma anche per le sue implicazioni sociali, comportamentali (usi finali) e commerciali.

In tutte le analisi e gli orizzonti temporali da qui al 2050 l’efficienza energetica risulta essere la risorsa più importante non solo ai fini della riduzione delle emissioni ma anche per il contenimento della domanda di fossili e il miglioramento della sicurezza energetica.

La sua primaria rilevanza commerciale e industriale deriva dal fatto che essa investe non solo il settore dell’offerta ma anche e prevalentemente il settore della domanda di tecnologie energetiche. Una parte considerevole degli investimenti sono riconducibili ad acquisti di beni durevoli di consumo quali veicoli e dispositivi di uso finale dell’energia con vita media più breve e tasso di sostituzione più elevato dei valori riscontrati per le tecnologie energetiche di offerta.

Si può distinguere tra efficienza nell’uso finale dei combustibili, efficienza negli usi finali di elettricità, efficienza nell’elettrogenerazione, e fuel switching negli usi finali. A queste quattro categorie è associato oltre il 50% (rispettivamente il 24%, 12%, 7% e 11%) della riduzione complessiva di emissioni conseguibile nel settore energetico a livello globale. Si distingue naturalmente anche tra efficienza energetica nel settore residenziale e dei servizi, nell’industria, nei trasporti e nell’elettrogenerazione.

Tra le tecnologie più interessanti per potenziale e costo (negativo) di abbattimento, bassa intensità di capitale e quindi ritorno tempestivo degli investimenti, si collocano molte delle tecnologie di uso finale che consentono risparmi nei consumi elettrici nei settori residenziale, commerciale e dei servizi come ad esempio le nuove tecnologie per l’illuminazione, l’elettronica e i dispositivi domestici a basso consumo, il condizionamento efficiente, con costi di abbattimento compresi tra -60 e -90 €/tCO2. Costi negativi e significativo potenziale di abbattimento anche per l’isolamento termico (mediante retrofitting) degli edifici, che tuttavia richiede maggiori investimenti e tempi di ritorno più lunghi dipendenti anche dalle condizioni climatiche locali. In generale, si stima che l’efficienza nel settore residenziale e nei servizi possa contribuire per una quota di circa il 16% agli obiettivi globali di mitigazione.

Meno attraenti in termini di potenziale di abbattimento e di rapporto costo/benefici sono gli interventi di efficienza energetica nei settori industriali. In molti paesi avanzati, settori industriali energivori quali quelli del cemento, acciaio, chimica e petrolchimica (circa il 75% per cento dei consumi finali e delle emissioni industriali) hanno subito in anni recenti processi di miglioramento dell’efficienza per assicurarne la sopravvivenza economica nei mercati. Il potenziale di miglioramento residuo è quindi più contenuto (ancorché non trascurabile) e disponibile a costi relativamente elevati, pur con ovvie differenze regionali.

È chiara la differenza tra industria energivora in cui l’efficienza è un fattore di competitività economica e altri settori industriali meno energy-intensive ove gli interventi sono più discrezionali e sensibili a meccanismi di incentivazione. Fa eccezione il basso costo di abbattimento (-60 €/tCO2) e di investimento per la sostituzione dei motori elettrici industriali con motori più efficienti, un intervento già ultimato in alcuni paesi europei (non in Italia).

Complessivamente si valuta che l’efficienza nell’industria possa contribuire per il 10% agli obiettivi di mitigazione.

Nel settore dei trasporti l’incremento dell’efficienza passa prevalentemente per due classi di tecnologie: l’incremento delle prestazioni dei motori a combustione (diesel e benzina), che presentano ancora insospettabili margini di miglioramento consentiti dall’elettronica e dal controllo della combustione, e la trazione ibrida o, per alcuni versi, il processo di progressiva ibridizzazione della trazione convenzionale. I motori a combustione, già considerati “maturi” negli anni 90, sono stati e continuano ad essere oggetto di incrementi di efficienza.

Attualmente, innovazioni applicabili a motori diesel, a motori a benzina o ad entrambi promettono nel complesso ulteriori riduzioni di consumi ed emissioni compresi tra il 18% e il 30%, con aggravio di costo per veicolo compreso tra alcune centinaia e qualche migliaio di euro. Sul fronte della trazione ibrida si riscontra un certo interesse per il trasporto urbano e un processo di ibridizzazione dei veicoli tradizionali con la comparsa di sistemi di recupero dell’energia in frenata, motori elettrici e batterie che caratterizzano i veicoli ibridi. L’immediato futuro potrebbe contemplare una convergenza tra tecnologie tradizionali ed ibride. Con riferimento ai veicoli ibridi, i costi marginali di abbattimento si collocano in territorio moderatamente negativo (-30 €/tCO2) ma penetrazione e offerta di mercato rimangono ancora limitati.

In generale il trasporto (in particolare quello su strada che assorbe la quasi totalità dei consumi energetici del settore e della domanda globale di petrolio) presenta potenziali di miglioramento dell’efficienza e di abbattimento delle emissioni significativi, pari quasi al 14% degli obiettivi complessivi di mitigazione (18% considerando come fuel switching la penetrazione di veicoli elettrici). Oltre tale limite tuttavia la decarbonizzazione dei trasporti è affidata all’avvento di altre tecnologie quali veicoli elettrici, biocombustibili, idrogeno e celle a combustibile, il cui sviluppo presenta ancora notevoli incertezze. La transizione al veicolo elettrico richiede significativi miglioramenti delle batterie ma anche la soluzione del problema della capacità elettrica installata o, in alternativa, la diffusione di massa di sistemi di generazione distribuita. L’uso di biocombustibili è legato allo sviluppo delle tecnologie di seconda generazione. l’idrogeno rimane condizionato dall’alto costo (anche energetico) di produzione, dalle difficoltà della distribuzione e dai costi delle celle a combustibile. Per queste ragioni, una sostanziale decarbonizzazione dei trasporti rimane tra gli obiettivi tecnologici più ambiziosi nella lotta ai cambiamenti climatici e potrà comportare la necessità di cambiamenti comportamentali da parte dei consumatori.

Infine, nell’elettro-generazione si stima che fuel switching e miglioramento dell’efficienza (cicli combinati a gas, cicli ultracritici e impianti IGCC a carbone) possano contribuire per il 7% alla riduzione complessiva delle emissioni a costi di abbattimento negativi o positivi (secondo il tipo di intervento), pur con investimenti cospicui e tempi di ritorno lunghi, tipici del settore.

In generale, la distanza che ci separa dagli obiettivi di efficienza può essere quantificata ricordando che i risultati descritti richiedono, nell’arco temporale considerato, un tasso medio annuo di aumento dell’efficienza (in tutti i settori) pari a 1,7% mentre il tasso medio annuo nei paesi industriali in anni recenti è stato inferiore all’1%.

Sequestro della CO2 (Carbon Capture and Storage, CCS)

Si tratta della tecnologia in grado di apportare il maggior contributo individuale agli obiettivi di mitigazione, pari al 19% dell’abbattimento complessivamente richiesto, di cui circa il 10% da applicazioni al settore elettrico e il 9% da applicazioni all’industria e alla trasformazione dei combustibili (coal to liquids, coal to gas). Il suo contributo alla sicurezza energetica e alla diversificazione è fondamentale in quanto il suo avvento commerciale consentirebbe lo sfruttamento delle abbondanti disponibilità di carbone con implicazioni ambientali ridotte, introducendo quindi maggiore flessibilità nel mercato dei fossili, in particolare nel mercato del gas naturale per elettro-generazione. La sua rilevanza industriale e commerciale è seconda solo a quella dell’efficienza poiché la CCS interessa tutto il settore elettrico che fa uso di carbone e gas, oltre ai settori industriali energivori, e può accrescere il costo di investimento di un impianto a carbone tra il 30% e il 60%.

Il processo si articola, come è noto, nelle tre fasi di cattura (prima o dopo la combustione), trasporto (tipicamente in gasdotti) e deposito geologico della CO2 (in acquiferi salini profondi, giacimenti di petrolio e gas esauriti o in produzione con sistemi di enhanced recovery). Le tecnologie di cattura con più immediata vocazione commerciale sono basate su processi e solventi in uso nell’industria chimica (gassificazione del carbone, amine). Tuttavia l’applicazione in grande scala comporta costi elevati e richiede dimostrazione industriale.

Analogamente, deve essere dimostrata la sicurezza dei depositi geologici di CO2 anche se alcuni progetti dimostrativi industriali sono ormai in esercizio con successo da molti anni (e.g., Sleipner - Norvegia, dal 1996). Sono invece in fase di realizzazione, ma non ancora in esercizio, diversi progetti dimostrativi industriali di cattura della CO2 in impianti di potenza. Si valuta che una tempestiva commercializzazione delle tecnologie CCS richiede la costruzione di circa 20 impianti dimostrativi entro il 2020. Di questi circa 10 sono previsti in Europa dove la CCS rappresenta una delle opzioni strategiche del SET Plan.

Le tecnologie CCS sono in grado di ridurre le emissioni di CO2 negli impianti di generazione di circa l’85%, con un impatto negativo sull’efficienza compreso tra 8 e 10 punti percentuali. Il costo di investimento incrementale rispetto al costo di un impianto a carbone è dell’ordine di 700 €/kW. Il costo dell’abbattimento varia tra 60 e 90 €/tCO2 in base alla tecnologia utilizzata e al sito di stoccaggio. Costi più alti si stimano per tecnologie CCS applicate ad impianti industriali. Di tali costi, circa 50-70 euro sono dovuti alla cattura, 3-7 al trasporto (100 km) e 5-13 allo stoccaggio e al monitoraggio del sito. Per confronto, la semplice separazione della CO2 dai giacimenti di gas naturale con relativo deposito geologico in sito ha un costo sensibilmente più basso (15 €/t CO2). L’impatto della CCS sui costi di elettro-generazione viene attualmente stimati in circa 25-30 €/MWh (impianti a carbone). Il retroffitting degli impianti esistenti è più costoso della costruzione di nuovi impianti equipaggiati con CCS e applicabile solo ad impianti ad elevata efficienza. Una delle opzioni considerate, in attesa del completamento della fase dimostrativa, è la costruzione di nuovi impianti capture-ready, predisposti per una futura installazione di componenti CCS. Si stima che attraverso processi di technology learning, il costo delle attuali tecnologie CCS sia destinato a ridursi a livelli di 35-50 €/tCO2 (2020) così come minore sarà l’impatto sui costi di generazione (10-20 €/MWh).

Stime prudenti indicano che gli acquiferi salini idonei sarebbero in grado di ospitare almeno 2000 miliardi di tCO2, pari a circa 80 anni di emissioni ai livelli correnti. Le maggiori barriere sono naturalmente costituite dai costi (non commerciali), dalla sicurezza e dagli aspetti regolatori e legali dei depositi geologici, e dalla accettazione sociale della tecnologia. Sul piano tecnologico, lo sviluppo di nuovi sistemi di separazione a membrana potrebbe determinare un abbattimento significativo dei costi dei cattura. Sicurezza dei depositi e aspetti regolatori sono già oggetto di attente analisi. Meno attenzione viene dedicata per ora all’accettazione sociale.

Tecnologie per le fonti rinnovabili

Come l’efficienza energetica, l’articolazione delle tecnologie rinnovabili mal si presta a sintesi.

Negli scenari globali il potenziale contributo delle rinnovabili è valutato complessivamente intorno al 20% degli obiettivi di mitigazione, di cui 4,4% eolico, 5,2% solare, 3,1% biomasse, 4,6% biocombustibili di seconda generazione, 2,1% idroelettrico e geotermico. Queste valutazioni, come le precedenti, tengono conto del tasso di penetrazione, dei costi attuali delle tecnologie e delle proiezioni di costo basate sui dati storici delle curve di technology learning. Non tengono conto di punti singolari e gradini dello sviluppo tecnologico che, in alcuni settori, possono produrre forti accelerazioni. È la tesi, in parte condivisibile, di chi sostiene che nelle proiezioni internazionali il ruolo di alcune tecnologie è sottostimato in quanto non si tiene conto di sviluppi - che la ricerca lascia intravedere – che potrebbero determinare in tempi brevi forti riduzioni di costo, incrementi delle prestazioni ed una più rapida penetrazione. Questa tesi non si applica a tutte le tecnologie alcune delle quali sono condizionate da limiti naturali (es. idroelettrico, eolico). È chiaro tuttavia che il potenziale complessivo delle fonti rinnovabili può essere superiore a quello emergente da analisi tecnologiche e quantitative sia ad opera dei suddetti sviluppi, sia ad opera di strategie di policy, tendenze sociali e di mercato. Queste potrebbero favorire ad esempio una larga diffusione della generazione distribuita, non solo quella elettrica ad alta tecnologia, ma anche la generazione di calore a bassa temperatura e la generazione di biogas per usi domestici. Sul piano della ricerca e dell’industria l’interesse si accentra sulle opzioni con maggior potenziale come PV, CSP, biocombustibili, eolico. Il potenziale dell’eolico, tecnologia matura, competitiva, con crescita annua a due cifre, è ormai sufficientemente noto. La produzione annua nel 2007 rappresentava ancora una piccola frazione della produzione elettrica globale, ma l’obiettivo raggiungere nel lungo termine è una quota dell’ordine del 12-15%. La ricerca è ormai prevalentemente di tipo industriale, volta al miglioramento delle tecnologie, dei materiali (soprattutto off-shore), al contenimento dei costi (ridotti di circa 4 volte in circa 20 anni, ma recentemente in ascesa). Per livelli di penetrazione significativi, la variabilità della sorgente deve essere compensata da reti intelligenti e/o sistemi di energy storage. I costi di abbattimento si collocano tra 10 e i 20 €/tCO2.

I biocombustibili rappresentano un’area di grande potenzialità, ma anche di significativa incertezza. Le proiezioni indicano che nel lungo termine il 26% della domanda globale di combustibili da trasporto potrebbe essere soddisfatta da biocombustibili utilizzando il 4% delle terre arabili. In anni recenti, la grande enfasi sui biocombustibili di prima generazione (tipicamente bioetanolo da colture zuccherino-amidacee e biodiesel da piante oleaginose) si è presto esaurita nella seconda metà del 2007 con un crollo degli investimenti a livello mondiale determinato in parte dal forte rialzo dei prezzi agricoli e in parte dai problemi legati all’uso dei terreni agricoli e alla competizione con la produzione alimentare. Autorevoli organizzazioni internazionali (Fao) hanno espresso forti perplessità circa la sostenibilità di tali produzioni di biofuels anche sul piano della effettiva riduzione delle emissioni. L’attenzione si è quindi rapidamente spostata sui biocombustibili di seconda generazione: bioetanolo da processi di idrolisi e fermentazione di materiali ligneo-cellulosici (residui agro-industriali e forestali, coltivazioni dedicate non-food, rifiuti urbani) o biodiesel da processi Fischer-Tropsch (biomass to liquid, BTL) e colture microalgali per la produzione sia di bioetanolo che di biodiesel (queste ultime indicate come tecnologie di terza generazione). Tali soluzioni non sono in competizione con la produzione agricola alimentare anche se possono comportare occupazione di territorio. I processi di 2° e 3° generazione richiedono fasi di trattamento aggiuntive della materia prima (es. idrolisi dei materiali cellulosico) e costi più elevati. Essi tuttavia associano spesso alla produzione primaria altri prodotti (es: biopolimeri) e introducono la prospettiva di bioraffinerie.

Mentre la ricerca affina i processi, diversi impianti dimostrativi sono già in esercizio o in fase di realizzazione con soglie di competitività con i prezzi petroliferi che si collocano tra 60 e 100 $ per barile e costi di abbattimento nella fascia 10-20 €/tCO2. La crisi economica e il ribasso dei prezzi petroliferi hanno prodotto un rallentamento delle realizzazioni dimostrative industriali.

Nelle tecnologie solari risiede il maggiore potenziale di espansione della produzione energetica mondiale. Sotto ipotesi prudenti (dettate dalle dinamiche di sviluppo delle tecnologie solari nei due decenni trascorsi e prescindendo da particolari accelerazioni del mercato) le proiezioni indicano un potenziale di produzione pari all’11% della domanda elettrica globale ripartito equamente tra fotovoltaico e solare termico a concentrazione.

Il solare termico a concentrazione (CSP) è stato oggetto di una riscoperta nel decennio in corso ed è considerato oggi più competitivo del fotovoltaico per applicazioni in aree della sunbelt region. Esso si colloca in una fase di decollo industriale con alcuni grandi impianti dimostrativi in esercizio e molti altri in fase di realizzazione. Gli impianti CSP utilizzano specchi per concentrare la radiazione solare e per produrre calore ad alta temperatura per l’elettrogenerazione o per altre applicazioni (dissalazione dell’acqua). Gli impianti tipo Solar Tower, dove la radiazione è concentrata da specchi concavi su una caldaia posta alla sommità di una torre, hanno fattori di concentrazione elevati (500-2000), temperature di esercizio fino a 1000 °C e rendimenti del 16-17%. La taglia dell’impianto è limitata a potenze dell’ordine di 50 MWe dalla precisione e dal costo dei sistemi di puntamento nel caso di grande distanza tra specchi e torre. L’uso di sistemi di accumulo termico consente fattori di utilizzazione nell’ordine di 5000 h/anno. I costi di investimento sono nella fascia 3000-3500 €/kW e i costi di generazione compresi tra 80 e 130 €/MWh. Negli impianti tipo Parabolic Troughla radiazione è concentrata da specchi parabolici lineari su un tubo ricevitore posto sulla linea focale in cui fluisce il fluido termovettore (olio diatermico o sali fusi). Tali sistemi offrono fattori di concentrazione più bassi (200) e rendimenti del 12-16%. Rendimenti, prestazioni e costi dipendono in misura significativa dal fluido termo-vettore e dal sistema di accumulo termico. L’olio diatermico a 390 °C consente di produrre vapore a temperature modeste mentre Sali fusi (550 °C) consentono di produrre vapore a 540 °C per cicli termici con rendimento elevato ed efficienti sistemi di accumulo termico. La capacità ottimale dell’impianto in tal caso non è limitata da fattori tecnologici ma è favorita dalle economie di scala e permette impianti anche da qualche centinaio di MWe. I costi di investimento sono intorno ai 3500 e 4000 €/kWe e i costi di generazione intorno ai 120-130 €/MWh, con notevoli prospettive di riduzione. Gli impianti tipo Solar Dishconcentrano la radiazione mediante uno specchio parabolico circolare di alcuni metri di diametro su un ricevitore posto nel punto focale ove fluisce un gas che aziona un motore Stirling. Essi forniscono fattori di concentrazione superiori a 2000 che permettono di ottenere alte temperature e rendimenti pari al 30%. La potenza (circa 25 kWe) è limitata dal diametro massimo del disco (circa 10 m). Si tratta di dispositivi adatti alla generazione distribuita. I costi sono piuttosto elevati (> 3500 €/kWe) ma offrono prospettive di riduzione per produzioni in grande serie.

Il fotovoltaico (PV) è oggi la tecnologia energetica in più rapida espansione. La produzione industriale globale nel 2008 ha raggiunto circa 7 GW con un incremento dell’85% sul 2007. Il mercato è dominato da installazioni domestico-residenziali connesse in rete, con un 10% di impianti off-grids in area remote. Occorre distinguere tra tecnologie correnti (silicio cristallino o wafer-based crystalline silicon, c-Si), tecnologie a film sottile (thin-film, di cui alcune in fase di penetrazione commerciale ed altre ancora in fase precommerciale), fotovoltaico a concentrazione (in fase dimostrativa), e tecnologie innovative quali il fotovoltaico organico.

Oltre l’85% della capacità installata si basa sulla tecnologia del silicio cristallino. Le tecnologie dei film sottilirappresentano attualmente il 13% del mercato con potenziale di crescita fino a 30% entro il 2012. Nei sistemi a concentrazione (CPV), si accresce l’efficienza e si riduce la superficie dei moduli usando sistemi ottici (lenti e specchi) per concentrare la radiazione solare e sistemi a inseguimento per migliorare l’esposizione alla radiazione. Maggiore efficienza ed esposizione compensano il maggior costo dei dispositivi.

La fase di rapida espansione commerciale del fotovoltaico nei paesi occidentali è trainata dalla sensibile riduzione dei costi ma anche da significativi incentivi con cui i vari governi hanno dato impulso al mercato nell’ambito dei programmi di riduzione delle emissioni. Gli incentivi hanno reso la remunerazione degli investimenti garantita per un congruo numero di anni e la tecnologia competitiva con opzioni più tradizionali. A questo fattore si è unito naturalmente l’alto corso del petrolio e del gas e continua ad unirsi un certo effetto di familiarità che la tecnologia registra presso l’utenza per applicazioni di autoproduzione e generazione distribuita. La possibilità di autoprodurre l’energia di cui si necessita con una tecnologia che non espone a rischi e complicazioni gestionali è un aspetto che esula dalle valutazioni economiche ma non dalle logiche di mercato e potrebbe costituire quel servizio aggiuntivo che potrebbe indurre l’utenza ad accettare anche costi di generazione superiori a quelli di altre tecnologie. In alcuni paesi la risposta agli incentivi è stata talmente elevata che i meccanismi sono già rivisti al ribasso.

In Italia, dove il meccanismo di incentivazione è particolarmente generoso, alcune analisi indicano, oltre ai vantaggi, anche aspetti non del tutto positivi: i benefici degli investitori ricadono come costi sui consumatori; l’effetto al rialzo sul costo medio di generazione, già tendenzialmente elevato; il pericolo che incentivi generosi inducano fenomeni di lock-in dei prezzi; l’assenza di un adeguato potenziale industriale nazionale, per cui l’esborso economico degli incentivi fluisce prevalentemente all’estero nell’importazione di moduli (la parte più remunerativa dell’investimento) lasciando nel paese soltanto i proventi dell’installazione. Si tratta naturalmente di aspetti non nuovi legati agli incentivi, che pure devono trovare adeguate riposte. Tuttavia il fotovoltaico, nelle versioni più avanzate ed innovative, costituisce una delle poche tecnologie energetiche in grado potenzialmente di fornire energia in quantità illimitata ed eventualmente a basso costo.

Nucleare

Gli impianti nucleari esistenti (circa 450 unità per 380 GW) sono costituiti prevalentemente da reattori di seconda generazione (Gen II) ad acqua leggera in pressione costruiti nel periodo 1970-90. Gli impianti costruiti più recentemente e quelli attualmente in costruzione (in Cina, India, Russia, Ucraina, Corea del Sud, Giappone, Finlandia, Francia) sono equipaggiati con reattori di terza generazione (Gen III o III+), evoluzioni dei reattori precedenti con soluzioni progettuali per la riduzione dei costi e dei tempi di costruzione, vita media più estesa e sistemi di sicurezza passiva (questi in misura più marcata nella filiera americana, meno in quella francese).L’Europa rappresenta l’area continentale con la maggior concentrazione di impianti nucleari. Con un parco di 149 reattori, per circa 133 GWe, l’Unione Europea produce il 34% dell’energia elettrica da fonte nucleare. Caso a parte è rappresentato dall’Italia che non ha impianti nucleari in esercizio, ma importa energia elettrica (circa il 15%) prodotta sostanzialmente da fonte nucleare.

I reattori di quarta generazione sono ancora allo stadio concettuale. Proposti nel 2000 nell’ambito di un’iniziativa del Generation IV International Forum (GIF), ci si aspetta diventino industrialmente operativi all’orizzonte del 2030–2040, subentrando gradualmente alle attuali tecnologie. Con i reattori di quarta generazione sono stati posti gli obiettivi principali della “sostenibilità”, ovvero massimo utilizzo del combustibile e minimizzazione dei rifiuti radioattivi, della economicità, intesa come basso costo del ciclo di vita dell’impianto e ridotto livello di rischio finanziario, della sicurezza e affidabilità, in particolare una bassa probabilità di danni gravi al nocciolo del reattore anche a seguito di gravi errori umani e basso rilascio di radioattività in caso incidentale, tale da non richiedere piani di emergenza e, infine, di “resistenza alla proliferazione e protezione fisica” contro attacchi terroristici. Parallelamente al programma internazionale Generation IV, sullo scacchiere mondiale sono operativi altri grandi programmi di sviluppo dell’energia nucleare, principalmente GNEP e INPRO, che possono

essere strumenti molto utili nel percorso italiano di reingaggio della filiera nucleare, sia per l’acquisizione di nuove conoscenze, sia per il mantenimento di una rete internazionale di competenze e know-how di alto livello.

Come le fonti rinnovabili, il nucleare è esente da emissioni nella fase di esercizio e pur considerando l’intero ciclo di vita rimane un’opzione di grande interesse per la riduzione delle emissioni. Se utilizzato in luogo di un impianto a carbone a ciclo supercritico, un impianto nucleare da 1 GW permette di evitare l’emissione di oltre 6 milioni di tonnellate di CO2 all’anno e di altri inquinanti tipici dei fossili. Nell’ipotesi di costruzione di nuova capacità per circa 30 GW all’anno fino al 2050, le proiezioni internazionali (ETP 2008) indicano che il nucleare sarebbe in grado di contribuire per circa il 6% alla riduzione delle emissioni globali del settore energetico e per una quota compresa tra il 19% e il 23% (30% negli scenari più ottimistici) alla produzione di elettricità. Anche sul piano della sicurezza energetica e della diversificazione il nucleare costituisce una opzione importante.

Le riserve accertate di uranio sono sufficienti ad alimentare la domanda per almeno cento anni mentre si stima che siano disponibili risorse pari a circa tre volte l’entità delle riserve, senza contare l’opzione dei reattori autofertilizzanti.Sul piano economico, commerciale ed industriale, gli investimenti in energia nucleare sono percepiti come più rischiosi di quelli in impianti elettrici tradizionali (a carbone o gas) a causa dei rilevanti capitali richiesti, dei lunghi tempi di costruzione, dei problemi di accettazione sociale e delle alterne vicende del prezzo dei fossili. Prima della crisi economica, i prezzi raggiunti dai combustibili fossili non lasciavano dubbi sulla competitività del nucleare mentre il successivo crollo ha riaperto parzialmente la discussione. Tuttavia anche ai livelli attuali, e non solo in prospettiva, il nucleare risulta competitivo rispetto a gas e carbone considerando a carico di questi ultimi i costi aggiuntivi derivanti dal sequestro della CO2.

Una dettagliata analisi svolta nel 2007 dal Department of Trade and Industry del governo inglese e basata sul nuovo reattore francese EPR (Areva) suggeriva costi di investimento overnight tra 1700 e 3200 $/kW (con valore centrale di 2500 $/kW) e costo di generazione tra 62 e 88 $/MWh (valore centrale 76$/MWh) assumendo: tempo di costruzione 6 anni, fattore di utilizzazione 80%, vita media 40 anni, tasso di interesse 10%, e includendo i costi di trattamento delle scorie e di decommissioning. Le stime di costo overnight del reattore EPR in costruzione a Flamanville (Francia) erano di circa 2060 €/kW nel 2007 e sono salite a 2500€/kW nel 2008. Analoghe revisioni hanno interessato l’impianto EPR in costruzione in Finlandia che sconta notevoli ritardi esecutivi. Le stime di costo dei reattori GE-Hitachi e Westinghouse (AP1000 e IRIS) si collocavano nel 2008 intorno ai 3000$/KW. Fonti recenti indicano valori anche superiori a 3500 $/kW.

In realtà, valutazioni e stime dei costi di investimento e di generazione sono attualmente rese difficili dalle alterne vicende dei prezzi dei materiali e dei componenti. Prima della crisi economica, i prezzi elevati delle materie prime e una forte domanda di componenti da parte dei paesi emergenti spingeva al rialzo anche i prezzi delle tecnologie con dinamiche speculative tipiche della carenza di offerta. L’effetto della congiuntura mondiale potrebbe essere una inversione di tendenza con un rallentamento della domanda e un ritorno dei prezzi a valori più vicini ai costi. Bisogna anche considerare che a causa della complessità tecnologica, della elevata intensità di capitale e dei tempi di costruzione, il costo del nucleare dipende, più di altre tecnologie, dalla capacità organizzativa e industriale di un paese, dalle economie di scala e dalla stabilità economica.

Alcuni paesi dell’area OCSE stanno ora attuando piani di rilancio dell’energia nucleare per ridurre le emissioni di CO2 e diversificare la produzione nel settore elettrico. Incentivi economici e assicurativi, accordi di lungo termine di acquisto dell’energia con utenti privilegiati, procedure di licensing semplificate ed altri misure mirano a incoraggiare gli investimenti privati. La nuova capacità pianificata entro il 2020 è attualmente di circa 116 GW. Assumendo una riorganizzazione ed una espansione dell'industria nucleare mondiale si stima tuttavia che sarebbe possibile realizzare circa 55 GW all’anno. Gli impedimenti allo sviluppo del’industria nucleare rimangono ancora la gestione delle scorie, i pericoli di proliferazione, l’entità degli investimenti unitari, l’accettazione sociale, le grandi economie di scala necessarie e la capacità organizzativa richiesta per la gestione della filiera. Sul piano sociale il nucleare tende a contribuire ad una struttura centralizzata del sistema energetico e si colloca apparentemente in antitesi ai sistemi di generazione distribuita e decentralizzata (es: fotovoltaico). In realtà non si tratta di opzioni antitetiche ma complementari.

Le tecnologie chiave per l’Italia

Le proiezioni sui consumi energetici e le relative emissioni di CO2 confermano la centralità di un’accelerazione tecnologica, senza la quale è di fatto impossibile raggiungere concreti risultati in materia di contenimento delle emissioni. I dati confermano inoltre che la parte maggiore e più realizzabile di questi risultati dipende dall’impegno sull’efficienza energetica. Va ricordato che l’efficienza energetica può essere raggiunta con le tecnologie disponibili già oggi. Essa è inoltre decisiva non solo per il controllo delle emissioni ma anche per ridurre i costi ed aumentare la competitività industriale. Una valutazione più puntuale degli interventi per la riduzione delle emissioni si ricava dall’indicatore rappresentato dal costo per ogni unità di abbattimento della CO2.

L’efficienza energetica

Gli incrementi di efficienza nell’uso dell’energia consentono di migliorare l’impatto ambientale delle attività umane senza diminuire gli standard di vita, e rappresentano inoltre un forte stimolo di progresso tecnologico per il Paese, mediante un impulso allo sviluppo di nuove tecnologie. Gli scenari energetici elaborati dall’ENEA per l’Italia mostrano come soprattutto nel breve-medio periodo (2020) la possibilità di riduzioni consistenti dei consumi di energia, e più ancora delle emissioni di CO2, sia legata in primo luogo a un uso massiccio di tecnologie più efficienti, il che richiede evidentemente investimenti per la diffusione e lo sviluppo di tecnologie innovative: quasi il 50% dell’abbattimento dipende infatti dalla riduzione dei consumi energetici nei settori di uso finale, grazie in primo luogo all’accelerazione nella sostituzione delle tecnologie.

Tra le diverse opzioni il potenziale maggiore si ha nel settore residenziale; l’effettiva realizzazione di questo potenziale è legato però alla difficile concordanza di molti decisori diversi, le cui resistenze al cambiamento tecnologico sono più difficili da superare rispetto a quelle che si possono riscontrare in un numero limitato di pochi grandi singoli “emettitori” (come nel caso delle grandi imprese).

Un contributo di poco inferiore può venire dai trasporti, per metà grazie al vero e proprio incremento di efficienza, per l’altra metà a seguito di un cambiamento nella ripartizione modale.

Dall’industria, che rappresenta circa 1/3 dei consumi finali di energia, viene invece un contributo all’abbattimento delle emissioni di CO2 pari a circa 1/5 della riduzione corrispondente all’incremento di efficienza negli usi finali.

A tutto ciò si aggiunge infine il potenziale contributo rilevante delle opzioni di riduzione della domanda di servizi energetici, che implicano cambiamenti nei “modelli di uso dell’energia” da parte dei consumatori.

Fonti rinnovabili

A livello globale, il mercato delle tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili (FER) rappresenta un comparto in forte ascesa con un volume di investimenti che ha superato i 160 miliardi di dollari nel 2008.Nel settore delle energie rinnovabili si stima che siano attualmente occupati oltre 2 milioni di addetti in tutto il mondo e circa 400.000 nell’Unione Europea. Oltre la metà degli addetti in Europa si concentra nei settori eolico e fotovoltaico.Nei prossimi anni la crescita del comparto potrebbe portare a un fatturato complessivo di 280 miliardi di dollari al 2020, sostenuta dagli obiettivi di politica energetica fissati dall’Unione Europea e dall’amministrazione Obama negli Stati Uniti.L’espansione del settore costituisce quindi una opportunità di sviluppo industriale basato sulla crescita di attività e prodotti innovativi, a forte intensità di capitale e con un rilevante impatto occupazionale. Alcune di queste attività (assemblaggio, installazione e montaggio), sono strettamente legate al territorio in cui si realizzano gli investimenti, mentre le attività a maggior contenuto tecnologico (in generale la realizzazione dei componenti degli impianti) possono essere delocalizzate e divenire oggetto di interscambio commerciale. Lo sviluppo di competenze nella parte più qualificata di questa filiera produttiva, diviene quindi un fattore decisivo di competitività del sistema industriale.

Un esempio di crescita occupazionale trainata dall’espansione del settore delle rinnovabili è costituito dalla Germania. Il fatturato delle rinnovabili nel 2007 è stato pari a 11 miliardi di euro per la costruzione degli impianti (il 43% nel fotovoltaico) e a 14 miliardi di euro per la vendita di energia (25% circa dall’eolico e 12% circa dal fotovoltaico) con un impatto occupazionale di oltre 250.000 nuovi posti di lavoro.

In Italia si è assistito negli ultimi anni a una forte crescita della capacità produttiva degli impianti da fonti rinnovabili, soprattutto per quanto concerne le tecnologie eolica e fotovoltaica. Dal lato dello sviluppo dell’offerta, tuttavia, la competitività del sistema produttivo nazionale presenta alcuni fattori di criticità e arretratezza. Nel settore delle tecnologie eoliche, l’industria nazionale è relegata alla produzione di componenti meccaniche o nel settore di nicchia delle turbine di piccola taglia. Il settore fotovoltaico, che secondo una ricerca IEFE-Bocconi19 ha fatto registrare un fatturato di 1.150 milioni di Euro nel 2008 con un incremento del 150% rispetto all’anno precedente, presenta un elevato livello di frammentazione (600 imprese).Gran parte dell’industria nazionale si concentra nelle attività di assemblaggio; in tale segmento sono presenti anche alcune filiali di grandi gruppi internazionali. Solamente l’1,5% dei soggetti nazionali si concentra nel segmento della produzione di wafer e della lavorazione del silicio.

Tale attività copre circa il 52% del volume delle vendite settoriali e si basa in gran parte su prodotti importati. Migliore è il posizionamento dell’industria nazionale nel segmento di produzione degli inverter e delle apparecchiature elettroniche dove alcuni soggetti hanno raggiunto un buon livello di competitività sui mercati internazionali.

In generale, l’industria italiana delle FER mostra un elevato grado di dipendenza tecnologica importando circa il 70% dei componenti per gli impianti di generazione da FER. Le competenze già acquisite in altri comparti industriali (meccanica, automazione, elettrotecnica ed elettronica), la presenza di alcuni punti di forza nell’ambito delle tecnologie energetiche (solare a concentrazione), la flessibilità organizzativa propria dei distretti industriali nazionali e alcune misure di politica industriale potrebbero però agevolare la crescita di questo comparto anche in Italia, permettendogli di coprire una quota maggiore del mercato domestico e internazionale.

Un attendibile scenario dello IEFE-Bocconi evidenzia le potenzialità di sviluppo del settore al 2020: se l’industria nazionale riuscirà a coprire almeno il 70% della quota di mercato domestico, potrà creare 175.000 nuovi posti di lavoro, realizzando un fatturato di 70 milioni di euro (5,6 milioni di euro all’anno nel periodo 2008-2020). Tali potenzialità potranno però emergere se le politiche nazionali riusciranno svolgere un appropriato ruolo di indirizzo e stimolo.

In primo luogo vanno sottolineate alcune criticità legate al sistema di sostegno alla domanda, elemento cruciale ma non sufficiente alla creazione di una filiera industriale nel comparto delle rinnovabili:

§ la crescita del mercato necessita soprattutto di regole stabili per ridurre l’incertezza legata alla redditività degli investimenti;

§ il sistema degli incentivi, pur dovendo garantire redditività sufficiente, non deve generare situazioni di rendita tali da frenare lo sviluppo tecnologico del settore; in questo senso il meccanismo andrebbe rivisto come fa rilevare la stessa Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nella sua ultima Relazione Annuale;

§ schemi di incentivazione per l’energia termica da fonti rinnovabili, trasparenti e di immediata comprensione per l’utente potrebbero agevolare la crescita di una filiera dalle grandi potenzialità.

Le politiche fiscali potrebbero svolgere un importante ruolo di attrazione di capitali privati attraverso alcune misure a favore del venture capital e del private equity e attraverso forme di detassazione per gli utili reinvestiti o gli investimenti in ricerca. Il sostegno alla ricerca appare come una linea di intervento cruciale per sfruttare completamente tutti i margini di progresso tecnico che caratterizzano gran parte delle tecnologie rinnovabili. Oltre al necessario sostegno a specifici programmi di ricerca pubblica, va sottolineato come il legame tra università e impresa sia stato uno dei fattori di successo del modello tedesco.

Infine, vale la pena notare che lo sviluppo della produzione di energia da fonti rinnovabili incida profondamente sulla struttura industriale dell’intero settore elettrico. L’incremento della taglia degli impianti alimentati da fonti fossili, che in passato si era rivelato come il principale fattore di incremento di efficienza del sistema, non appare più perseguibile a causa dei vincoli ambientali e dei processi di liberalizzazione (che penalizzano chi immobilizza ingenti somme di denaro). Le utilities elettriche hanno quindi prestato una crescente attenzione agli impianti di piccola taglia alimentati da FER. Questa evoluzione ha, in alcuni casi, favorito la creazione di utilities specializzate nella produzione da fonti rinnovabili. Appare quindi evidente come le utilities elettriche siano i soggetti industriali in grado di pilotare (assieme ai soggetti pubblici che erogano gli incentivi) lo sviluppo dell’industria delle FER attraverso grandi contratti di acquisto di energia da rinnovabili, attraverso grandi commesse per la fornitura di componenti, mediante l’acquisizione e l’integrazione verticale con le utilities specializzate.

La generazione distribuita

La Generazione Distribuita (GD) consiste di sistemi di generazione elettrica di piccola taglia, modulari e localizzati vicino ai consumatori (impianti industriali o edifici per attività commerciali o residenziale), per soddisfare specifiche necessità energetiche o di affidabilità.

I sistemi possono essere a fonte rinnovabile o meno (generalmente in assetto cogenerativo), con taglie di potenza medio-piccola. Una definizione generale di GD è difficilmente individuabile, poiché questa è legata alle caratteristiche territoriali e allo specifico sistema elettrico.

Le fonti impiegate negli ambiti della GD sono quella idrica, eolica, fotovoltaica, le biomasse e rifiuti, la geotermica e le fonti non rinnovabili.Le fonti rinnovabili svolgono un ruolo predominante, fornendo buona parte dell’energia che viene quasi totalmente immessa in rete, mentre la restante energia prodotta con fonti non rinnovabili è solitamente consumata in loco. Ciò evidenzia le diverse motivazioni e criteri che hanno portato alla diffusione della GD in Italia. Gli impianti termoelettrici nascono spesso per la produzione combinata di energia e calore, per soddisfare richieste locali di energia; al contrario, gli impianti a fonti rinnovabili nascono per sfruttare le risorse energetiche locali, vincolate cioè alle caratteristiche del territorio.

Il Terzo Rapporto sull’evoluzione della generazione distribuita, realizzato dall’Autorità per l’Energia e il Gas, attraverso il monitoraggio degli impianti di generazione distribuita e di piccola generazione, ha censito in Italia più di 2.600 centrali di piccole dimensioni con una potenza installata totale di oltre 4.000 MW e una produzione annua di entità non trascurabile, pari al 4,3% dell’intera produzione lorda nazionale di energia elettrica.

La penetrazione della GD nel sistema elettrico nazionale è quindi ancora assai modesta ma si prevede un incremento consistente nei prossimi anni del suo livello di diffusione con particolare riferimento alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione. In ogni caso, fattori discriminanti che possono ostacolarne la diffusione sono la disponibilità della fonte, la validità tecnico-economica della tecnologia e le problematiche connesse con il collegamento alla rete.

Le attuali reti di distribuzione di media (20 kV) e bassa tensione (380 V) sono state progettate per fornire agli utenti finali l’energia elettrica prodotta in grandi impianti centralizzati connessi alle reti di alta e altissima tensione e trasportata per lunghe distanze attraverso il sistema di trasmissione. Le reti di distribuzione sono quindi concepite per un esercizio di tipo “passivo” e sono caratterizzate da una topologia generalmente radiale e da flussi di potenza unidirezionali diretti verso il cliente finale allo scopo di soddisfare la domanda elettrica nel rispetto dei vincoli tecnici (sulle tensioni e sulle correnti) e dei vincoli imposti sulla qualità e continuità del servizio elettrico.Gli impianti di generazione connessi alla rete di distribuzione sono oggi trattati come carichi, ovviamente di segno negativo. Essi, una volta connessi alla rete nel rispetto delle norme tecniche di connessione, non sono tenuti, se non marginalmente, a coordinare il loro funzionamento con quello della rete cui sono connessi, come invece accade per le grandi centrali collegate alla rete di trasmissione, ma forniscono energia unicamente in base alla disponibilità delle risorse (spesso di tipo intermittente, come negli impianti alimentati da fonti rinnovabili fotovoltaici ed eolici) o alle esigenze del produttore (es. soddisfacimento della domanda termica nel caso di impianti di cogenerazione).

Per sua natura la rete elettrica di distribuzione non è quindi predisposta ad accogliere quantità significative di generazione. Una notevole diffusione di impianti di GD non controllata su reti concepite per essere puramente passive induce problematiche di esercizio in termini di profili di tensione, sistema di protezione, affidabilità e qualità dell’alimentazione. Il superamento ditali problemi comporta significativi investimenti sulla rete o, in alternativa un forte incremento dei costi di connessione per gli impianti di generazione (es. necessità di connettere la GD con linee dedicate). La diffusione della GD oltre determinati livelli ritenuti accettabili dalle odierne reti di distribuzione comporterà quindi una profonda rivisitazione del sistema sia in termini di esercizio che di pianificazione. In tale contesto, fondamentale importanza rivestiranno i sistemi di monitoraggio, controllo e protezione delle reti e le moderne tecnologie di ICT.

Una massiccia penetrazione di generazione distribuita, come nello scenario previsto per il 2030 da parte del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, potrebbe comportare evoluzioni delle reti di distribuzione verso strutture e gestioni particolarmente complesse ed innovative e richiedere pertanto anche investimenti molto consistenti sulle reti.

Queste dovranno essere ripensate non soltanto in termini di adeguamento dei sistemi di controllo ma anche in termini di impiego di nuovi componenti di rete, come cavi superconduttori ad alta temperatura, componenti elettronici per la gestione dei flussi di energia sulle reti e accumuli energetici.

L’esercizio della rete cambierà in modo radicale: al fine di garantirne la sicurezza e la qualità del servizio, il gestore di rete potrà riconfigurare la rete e intervenire sul funzionamento dei generatori e dei carichi connessi alla rete, garantendo comunque l’efficienza e il massimo sfruttamento possibile delle fonti rinnovabili. L’evoluzione della generazione distribuita, e quindi gli interventi sulla rete di distribuzione, saranno fortemente dipendenti dalle condizioni locali, come ad esempio la disponibilità di fonti rinnovabili, e dalle politiche di incentivazione delle fonti rinnovabili e della cogenerazione ad alta efficienza.

Le tecnologie ICT hanno permesso l’evoluzione delle reti energetiche e del mercato elettrico, rendendo possibile per gli utenti finali un ruolo più attivo: attualmente tutti i clienti possono scegliere il fornitore di energia e il profilo tariffario più adatto alle proprie necessità. In aggiunta, questi cambiamenti offrono ai consumatori la possibilità di partecipare alla creazione di nuove soluzioni per incrementare la sicurezza e la flessibilità del sistema elettrico nel suo complesso.

Con la diffusione della generazione distribuita questa visione, ove l’utenza finale rappresenta un “nodo intelligente” della rete, diviene ancora più incalzante, in quanto il nodo non rimane un semplice utilizzatore, ma, se dotato di sistemi di generazione, è in grado di immettere in rete un flusso di potenza. È quindi auspicabile lo scambio informativo tra l’automazione del sistema elettrico, la domotica e l’automazione di edificio. Per ottenere tale scambio informativo è necessario sviluppare nuove funzioni e promuovere l’integrazione tra le reti di distribuzione e i sistemi.

L’opzione nucleare in Italia

L’approvazione della legge 99/2009 ha segnato ufficialmente il ritorno in Italia dell’opzione nucleare per la produzione di energia elettrica sul territorio nazionale e introduce altre novità importanti per il settore energetico.

Nell’ambito del Protocollo di Intesa governativo italo-francese, ENEL e EDF siglarono due Protocolli di Intesa che ponevano le premesse per un programma di sviluppo congiunto per lo studio di fattibilità di almeno 4 unità di terza generazione avanzata del tipo EPR da costruire nel nostro Paese e per estendere la partecipazione di ENEL al programma nucleare in Francia.

Quindi un processo di avanzamento in una road map che, tra l’altro, dovrà prevedere soluzioni condivise a livello istituzionale, in primo luogo con le Regioni, e un adeguamento e un potenziamento della Rete elettrica di trasmissione nazionale.

In questa ottica di avanzamento si inserisce la firma, il 22 luglio 2009, dell’accordo di cooperazione tra l’ENEA e il CEA francese (Commissariat a l’Energie Atomique) per la ricerca sull’energia nucleare e sulle energie rinnovabili. L’accordo tra le due istituzioni di ricerca focalizza gli ambiti di collaborazione tecnico-scientifica previsti del già citato memorandum del 24 febbraio tra i Governi di Francia e Italia, contribuendo a sviluppare sinergie nei settori della ricerca sul nucleare e sulle rinnovabili per rispondere alle sfide energetiche dei prossimi decenni.

In sinergia con le grandi iniziative internazionali e comunitarie, l’ENEA sta attuando un programma di ricerca nazionale, mediante un Accordo di Programma triennale con il Ministero dello Sviluppo Economico, basato su linee programmatiche riguardanti: gli studi di inquadramento del nuovo nucleare, gli scenari, il ciclo del combustibile e la minimizzazione dei rifiuti radioattivi, la resistenza alla proliferazione, i reattori evolutivi INTD (International Near Term Deployment) con particolare attenzione al progetto IRIS (International Reactor Innovative and Secure), i reattori innovativi di quarta generazione, le attività a supporto della individuazione e scelta di un sito e per la successiva realizzazione di un deposito definitivo dei rifiuti radioattivi di II categoria e temporaneo dei rifiuti di III categoria, il supporto all’autorità istituzionale di sicurezza per l’iter autorizzativo, la formazione scientifica funzionale alla ripresa dell’opzione nucleare in Italia.

In tale ambito è stata anche affrontata la problematica della definizione, selezione e qualificazione di un sito per l'installazione di centrali nucleari di potenza, nonché di depositi ed impianti per lo smaltimento dei rifiuti radioattivi, attraverso un processo multidisciplinare che coinvolge numerose competenze tecnico-scientifiche ed entità istituzionali.

La qualificazione, accoppiata con la normativa, rappresenta un fattore chiave per consentire la penetrazione di componenti nel settore nucleare. Come conseguenza del rientro del paese nel nucleare si sta attivando una ricognizione relativa alla disponibilità di impianti e laboratori dotati di attrezzature e competenze utilizzabili per il processo di qualificazione di materiali e componenti. Da una prima ricognizione risulta che l’ENEA rappresenta tuttora l’entità di riferimento per il Paese, avendo mantenuto in efficienza la notevole dotazione di apparecchiature necessarie alla qualificazione, e disponendo ancora delle competenze necessarie. Infatti le dotazioni relative a controlli non distruttivi, prove meccaniche, analisi microstrutturali sono tuttora in buona efficienza e sono stati ulteriormente implementati in questi ultimi anni.

Le dotazioni ed i laboratori ENEA costituiscono una rete dislocata fra i vari centri dell’ente (Casaccia, Brasimone, Trisaia fra gli altri) ed estesa anche ad alcune partecipate.

Investimenti nelle clean energy technologies

Gli investimenti mondiali nelle clean energy technologies hanno subito, a livello internazionale, dapprima una brusca frenata e successivamente una flessione che si profilano, apparentemente, solo come una delle inevitabili conseguenze indotte dalla crisi economica internazionale. Un’analisi più accurata della straordinaria dinamica di espansione che ha interessato tali investimenti negli ultimi anni, in accelerazione a partire dal 2002 e con un totale stimato di spesa nel 2008 di 155 miliardi di dollari (pari a quasi quattro volte quello del 2004), consente infatti di rilevarne aspetti del tutto particolari.

L’espansione degli investimenti nelle clean energy technologies è scaturito, infatti, non solo dai problemi che le questioni della sicurezza energetica e del cambiamento climatico hanno sollevato con sempre maggiore urgenza, ma anche dal contestuale delinearsi di nuove opportunità tecnologiche da sfruttare in ambiti non ancora adeguatamente esplorati. All’incremento del volume di investimenti nel settore, hanno infatti contribuito in misura crescente le spese collegate alle tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili, che nel 2008 sono arrivate a rappresentare più dei ¾ degli investimenti totali sorpassando, per la prima volta, le spese di investimento in tecnologie per l’uso di fonti fossili (140 vs. 110 miliardi di dollari).L’ampiezza della crisi economica internazionale deve essere dunque confrontata con un fenomeno, quale è quello del decollo dei mercati delle clean energy technologies, di intensità non meno importante e, per giunta, recentemente sostenuto da politiche di carattere straordinario, volte a contrastare i fattori maggiormente responsabili del cambiamento climatico e a garantire la sicurezza energetica.

Le dinamiche dell’innovazione per i maggiori paesi industriali mostrano come gli sforzi pubblici nella ricerca energetica debbano considerarsi condizione necessaria ma non sufficienteperché vi sia una reale integrazione delle clean energy technologies nei sistemi produttivi e con esse il passaggio ad una green economy realmente competitiva. È infatti fuor di dubbio che l’intervento pubblico, e in special modo quello nella Ricerca, sia l’unico in grado di garantire un adeguato processo di sviluppo delle nuove tecnologie che le imprese non sarebbero strutturalmentein grado di attivare, anche in presenza di consistenti variazioni dei prezzi delle fonti fossili o dei costi applicati alle emissioni in base a fiscalità o sistemi di regolamentazione internazionale. Ma è altrettanto fuor di dubbio che il sistema industriale, che è cruciale nella fase di sviluppo e diffusione delle tecnologie, debba possedere una adeguata capacità di recepire il sostegno all’innovazione che proviene dall’intervento pubblico.

I paesi europei, che hanno anche delineato una “strategia tecnologica” per lo sviluppo sostenibile, hanno mostrato negli ultimi anni un forte dinamismo nella spesa pubblica in Ricerca energetica assegnando spazi sempre maggiori alle risorse destinate allo sviluppo di tecnologie FER, e molti di essi hanno innescato proficui circuiti d’innovazione in questo campo, non raramente con positivi riscontri in termini di competitività sui mercati internazionali.

Nel caso dell’Italia i tratti salienti di questa trasformazione dell’Europa verso una green economy, praticamente già avviata, appaiono, invece, piuttosto deboli; va però segnalato il Programma Industria 2015 che ha riscosso un notevole interesse da parte delle imprese e che ha determinato significative opportunità di collaborazione con centri di ricerca. D’altro canto l’Italia mostra un progressivo allineamento con la domanda europea per le nuove tecnologie delle rinnovabili che, in presenza di un’offerta nazionale debole, determina una propensione all’importazione che tende ad aggravare i deficit negli scambi di beni tecnologici.

Con simili tendenze il paese corre quindi il rischio di sostituire la “quota parte” di dipendenza dalle fonti fossili con una “quota parte” più consistente di dipendenza da tecnologie per le fonti rinnovabili: i conti con l’estero dell’Italia sono infatti fortemente influenzati dalla componente manifatturiera degli scambi ed ulteriori perdite di competitività in quest’ambito inciderebbero negativamente su di essi. Ma se si guarda alle specifiche opportunità che l’Italia, con il suo assetto produttivo, può trarre da efficaci politiche di sviluppo delle tecnologie per le rinnovabili, i risultati appaiono, per converso, assai promettenti.In Germania, dove, come in Italia, il manifatturiero contribuisce in misura significativa a determinare la struttura dell’offerta produttiva e la competitività degli scambi con l’estero, questo percorso si preannuncia già quasi come una realtà. L’emergere di una “domanda” di nuova e profonda trasformazione di sistemi produttivi industriali, quale è quella determinata dalle questioni del clima e dell’energia, impone, al paese, una volta di più, l’attuazione di politiche per l’innovazione del suo sistema produttivo.

L’esperienza dei paesi europei che già hanno iniziato a maturare benefici dallo sviluppo delle tecnologie FER, e da quelle di “seconda generazione” in particolare, dimostra infatti che sono decisivi entità e coordinamento di due fattori essenziali: quello della ricerca pubblica ma anche, e talora in misura anche più consistente, quello della ricerca privata, espressione di un sistema produttivo specializzato in settori avanzati e capace di dar luogo ad innovazioni di elevato valore commerciale.

L’Italia, non presentando queste caratteristiche, deve dunque impegnarsi innanzitutto a correggere, con politiche industriali più ampie, la distorsione che caratterizza la specializzazione del proprio sistema produttivo. Azioni mirate esclusivamente alle clean Energy technologies, ma non inserite in questa più ampia prospettiva, rischierebbero altrimenti di vanificare gli sforzi di qualunque intervento pubblico o, nel migliore dei casi, far si che si perpetui la storia di un paese che “consuma” innovazione (come tutti gli altri paesi industrializzati del suo pari) ma che non la produce, mettendo così a repentaglio le possibilità di crescita dell’intero sistema economico.

Dati statistici

Questo capitolo è tratto dalla relazione redatta annualmente da Terna Rete Elettrica Nazionale (Terna[7]), Dati Statistici sull'energia elettrica in Italia – anno 2008. Per i dati provvisori del 2009, si rinvia alla pubblicazione Dati statistici sull'energia elettrica in Italia, pre-consuntivi 2009[8] (10 marzo 2010).

Quadro macroeconomico

Il Prodotto Interno Lordo in termini reali ha subito una contrazione, pari al -1,0% su base annua (+1,6% nel 2007), mentre l’insieme dei Paesi dell’area dell’euro ha registrato una variazione del +0,8% (+2,7% nel 2007). La spesa delle famiglie, seguendo l’andamento del reddito disponibile, è diminuita dello 0,9% in volume (+1,2% nel 2007). In particolare, la contrazione maggiore è quella subita dagli acquisti di beni durevoli (-7,3%), mentre l’unico segno positivo è quello per gli acquisti di servizi (+0,4%). Le condizioni di incertezza e la sfiducia sull’andamento prospettico dell’economia spiegano la riduzione del 3,0% degli investimenti fissi lordi; tra questi, quelli in macchine e attrezzature hanno registrato la riduzione più accentuata (-5,3%). Dopo una lunga fase di espansione, anche gli investimenti in costruzioni hanno registrato una diminuzione (-1,8%), che ha colpito essenzialmente i fabbricati non residenziali. In calo per il secondo anno consecutivo la compravendita di abitazioni. Le esportazioni di beni e servizi in termini reali sono diminuite del 3,7% (+4,6% nel 2007), sottraendo alla nostra economia anche lo stimolo della domanda estera. Riduzioni sono state registrate in tutti i comparti, salvo l’alimentare, ed in particolare in quelli tipici del made in Italy (tessile e abbigliamento, cuoio e calzature, mobili e prodotti in legno).

Variazione negativa, pari a -4,5%, anche per le importazioni (+3,8% nel 2007), che hanno risentito della riduzione di investimenti ed esportazioni, che sono le componenti della domanda a maggiore attivazione di importazioni. Nel sistema produttivo, l’attività manifatturiera si conferma come quella più sensibile all’andamento ciclico, come emerge dai dati di valore aggiunto e dell’indice della produzione industriale, diminuita del 3,3% secondo i dati corretti per i giorni lavorativi (+2,1% nel 2007).

Entrambi i valori si riferiscono al nuovo indice in base 2005=100. Considerando i raggruppamenti principali di industrie, la maggiore riduzione è stata registrata dai beni intermedi (-5,5%), seguiti da beni strumentali (-2,7%), energia (-1,9%) ed infine dai beni di consumo (-1,1%). Considerando i singoli settori, le maggiori diminuzioni hanno riguardato l’attività estrattiva (-8,3%), la fabbricazione di apparecchiature elettriche e apparecchiature per uso domestico non elettriche (-8,1%), la fabbricazione di computer, prodotti di elettronica ed ottica (-7,5%) e quella di prodotti chimici (- 7,1%); in aumento la fabbricazione di prodotti e preparati farmaceutici (+2,2%) e le altre industrie manifatturiere, di riparazione e installazione di macchine e apparecchiature (+0,9%).

La domanda e l'offerta di energia elettrica

NeI 2008 la richiesta di energia elettrica è stata di 339,5 miliardi di kWh, con un decremento dello 0,1% rispetto all’anno precedente. Nell’anno, la richiesta di energia elettrica sulla rete è stata soddisfatta per l’88,2% da produzione nazionale (86,4% nel 2006), per un valore pari a 299,4 miliardi di kWh, al netto dei consumi dei servizi ausiliari e dei pompaggi, con un aumento del 2,0% rispetto al 2007.

La restante quota del fabbisogno (11,8%) è stata coperta dalle importazioni nette dall’estero, per un valore pari, nel 2008, a 40,0 miliardi di kWh, in contrazione del 13,5% rispetto all’anno precedente. Nel 2008 i consumi totali di energia elettrica sono rimasti stabili a 319,0 miliardi di kWh (+0,03%). Le perdite di rete sono risultate in contrazione del 2,5%, con un'incidenza sulla richiesta del 6,0% (6,2% nel 2007).

In accordo con la regolamentazione in vigore, il mercato dei consumi finali di energia elettrica nel 2008 è stato suddiviso in: mercato tutelato, mercato libero (comprensivo del "servizio di salvaguardia") e autoconsumo. I consumi del mercato libero nel 2008 hanno raggiunto i 208,3 miliardi di kWh (+17,5% rispetto al 2007), mentre i consumi del mercato tutelato sono scesi a 90,4 miliardi di kWh (-25,3%). In contrazione del 1,3% gli autoconsumi, pari a 20,3 miliardi di kWh, costituendo nel 2008 il 6,4% dei consumi totali.

La distribuzione dei consumi di energia elettrica per settore economico mostra in crescita i consumi di tutti i settori ad eccezione dell'industria. In particolare il terziario assorbe 93,6 miliardi di kWh (+3,7% rispetto al 2007), il domestico 68,4 miliardi di kWh (+1,7%), l'agricoltura 5,7 miliardi di kWh (+0,2%). In contrazione, invece, i consumi del settore industriale (-2,8%), che con 151,4 miliardi di kWh rappresentano nel 2008 il 47,4% dei consumi totali.

Nel 2008 la produzione nazionale netta è aumentata del 1,9% rispetto all’anno precedente, con un valore di 307,1 miliardi di kWh. Disaggregando per fonte i dati relativi alla produzione al netto dei servizi ausiliari, si evidenzia un andamento diversificato tra le varie fonti, con un sensibile incremento delle principali fonti rinnovabili – idrica, eolica e fotovoltaica – ed una contrazione della produzione termoelettrica tradizionale.In particolare, in ragione della favorevole idraulicità registrata nel 2008, la produzione idroelettrica è aumentata del 22,9%. Per il proseguimento del trend di crescita della costruzione di nuovi impianti eolici e fotovoltaici, la produzione eolica è cresciuta del 20,3% mentre quella fotovoltaica ha raggiunto i 192,9 milioni di kWh (+395% rispetto al 2007). Complessivamente la produzione netta da fonti rinnovabili è aumentata del 21,3%, con un contributo in crescita di tutte le fonti tranne quella geotermica. La produzione da fonte termica, che rappresenta l'81,5% della produzione netta nazionale, è diminuita dell’1,5% rispetto all'anno precedente.

Tra i combustibili impiegati per la produzione termoelettrica si conferma il primato del gas naturale pari al 65,8% della produzione termoelettrica complessiva. decennio anche la riduzione dell’utilizzo di prodotti petroliferi per la produzione di energia elettrica, in contrazione del 16,5% rispetto all’anno precedente, con una quota nel 2008 del 6,8%. In termini di potenza installata, nel 2008 la potenza efficiente netta di generazione ha raggiunto i 98.625 MW, con un incremento di 5.027 MW, +5,4% rispetto al 2007. I maggiori incrementi si sono avuti nel parco termoelettrico, ove risultano 3.701 MW in più, con una crescita del 5,3% rispetto al 2007. Aumenti consistenti si sono avuti anche nel settore eolico +23,3%, corrispondenti a 823 MW. La potenza installata dei pannelli fotovoltaici al 31 dicembre 2008 è risultata pari a 431 MW. La punta massima del 2008 si è registrata il 26 giugno 2008 alle ore 12, raggiungendo i 55.292 MW, inferiore al massimo storico del 2007 pari a 56.822 MW.

Bilancio dell'energia elettrica

GWh

	2003	2004	2005	2006	2007	2008
A) Produzione lorda	293.865,1	303.321,1	303.671,9	314.090,3	313.888,0	319.129,6
B) Consumi dei servizi ausiliari	13.681,8	13.298,5	13.064,0	12.864,3	12.589,0	12.065,0
C) Produzione netta (A-B)	280.183,2	290.022,6	290.607,9	301.226,0	301.299,0	307.064,6
D) Destinata ai pompaggi	10.492,4	10.300,3	9.319,4	8.751,9	7.653,6	7.617,7
E) Produzione destinata al consumo (C-D)	269.690,8	279.722,3	281.288,5	292.474,1	293.645,5	299.446,9
F) Ricevuta da fornitori esteri	51.485,9	46.425,7	50.264,0	46.595,5	48.930,8	43.432,5
G) Ceduta a clienti esteri	518,3	790,8	1.109,5	1.610,6	2.648,1	3.398,4
H) RICHIESTA (E+F-G)	320.658,4	325.357,2	330.443,0	337.459,0	339.928,2	339.481,0
I) Perdite di rete	20.869,8	20.867,6	20.626,2	19.925,7	20.975,7	20.443,7
L) CONSUMI (H-I)	299.788,6	304.489,6	309.816,8	317.533,3	318.952,5	319.037,3

	1997	1998	1999	2000	2001	2002
A) Produzione lorda	251.462,6	259.786,0	265.656,6	276.629,1	278.994,6	284.401,2
B) Consumi dei servizi ausiliari	12.174,0	12.843,0	12.920,0	13.336,4	13.029,3	13.618,5
C) Produzione netta (A-B)	239.288,0	246.943,0	252.736,7	263.292,7	265.965,3	270.782,7
D) Destinata ai pompaggi	6.728,0	8.358,0	8.903,0	9.129,5	9.511,0	10.653,6
E) Produzione destinata al consumo (C-D)	232.560,0	238.585,0	243.833,7	254.163,2	256.454,3	260.129,1
F) Ricevuta da fornitori esteri	39.827,0	41.633,0	42.538,0	44.831,0	48.926,6	51.519,1
G) Ceduta a clienti esteri	995,0	901,0	528,0	484,0	549,3	922,3
H) RICHIESTA (E+F-G)	271.392,0	279.317,0	285.843,7	298.510,2	304.831,6	310.725,9
I) Perdite di rete	17.718,0	18.508,0	18.559,5	19.190,7	19.339,5	19.766,4
L) CONSUMI (H-I)	253.674,0	260.809,0	267.284,2	279.319,5	285.492,1	290.959,5

Perdite 2008: stima AEEG.

Fonte: Elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GRTN - TERNA

Si ricorda che la produzione lorda di energia elettrica di un insieme di impianti di generazione, in un determinato periodo, è la somma delle quantità di energia elettrica prodotte, misurate ai morsetti dei generatori elettrici.

L'energia richiesta su una rete, in un determinato periodo, è la produzione destinata al consumo meno l'energia elettrica esportata più l'energia elettrica importata. L'energia elettrica richiesta è anche pari alla somma dei consumi di energia elettrica presso gli utilizzatori ultimi e delle perdite di trasmissione e distribuzione.

La produzione netta di energia elettrica di un insieme di impianti di generazione, in un determinato periodo, è la somma delle quantità di energia elettrica prodotte, misurate in uscita dagli impianti, deducendo cioè la quantità di energia elettrica destinata ai servizi ausiliari della produzione (servizi ausiliari di centrale e perdite nei trasformatori di centrale).

Consumi di energia elettrica

TWh

consumi di energia elettrica del mercato libero, mercato vincolato e autoproduzione

*Dal 2008 comprende il servizio di salvaguardia.

	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Mercato vincolato/tutelato	209,4	187,2	170,5	165,6	156,3	153,0	142,9	121,1	90,4
Mercato libero*	46,1	76,0	98,2	113,1	127,1	135,5	154,4	177,2	208,3
Autoproduzione	23,8	22,3	22,2	21,1	21,1	21,3	20,2	20,6	20,3
Totale	279,3	285,5	290,9	299,8	304,5	309,8	317,5	319,0	319,0

Fonte: Elaborazioni Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GRTN/TERNA

Produzione lorda di energia elettrica per fonte

GWh

	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Solidi	35.447	38.813	45.518	43.606	44.207	44.112	43.074
Gas naturale	99.414	117.301	129.772	149.259	158.079	172.646	172.697
Prodotti petroliferi	76.997	65.771	47.253	35.846	33.830	22.865	19.195
Altri	15.788	16.406	17.945	18.207	19.304	19.187	18.840
Totale termoelettrico (A)	227.646	238.291	240.488	246.918	255.420	258.811	253.806
Idroelettrico da pompaggi (B)	7.743	7.603	7.164	6.860	6.431	5.666	5.604
Idroelettrico (da apporti naturali)	39.519	36.674	42.744	36.067	36.994	32.815	41.623
Eolico	1.404	1.458	1.847	2.343	2.971	4.034	4.861
Fotovoltaico	4	5	4	4	2	39	193
Geotermico	4.662	5.341	5.437	5.325	5.527	5.569	5.520
Biomassa e rifiuti	3.423	4.493	5.637	6.155	6.745	6.954	7.523
Totale rinnovabili (C)	49.012	47.971	55.669	49.893	52.239	49.411	59.720
Totale (A+B+C)	284.401	293.865	303.321	303.672	314.090	313.888	319.129

	1997	1998	1999	2000	2001
Solidi	20.518	23.311	23.812	26.272	31.730
Gas naturale	60.649	70.213	86.217	97.608	95.906
Prodotti petroliferi	111.226	105.123	91.286	85.878	75.009
Altri	7.668	8.094	5.931	8.791	14.147
Totale termoelettrico (A)	200.061	206.741	207.246	218.549	216.792
Idroelettrico da pompaggi (B)	4.953	6.151	6.419	6.695	7.115
Idroelettrico (da apporti naturali)	41.600	41.214	45.358	44.205	46.810
Eolico	118	232	403	563	1.179
Fotovoltaico	6	6	6	6	5
Geotermico	3.905	4.214	4.403	4.705	4.506
Biomassa e rifiuti	820	1.229	1.822	1.906	2.587
Totale rinnovabili (C)	46.449	46.894	51.992	51.386	55.087
Totale (A+B+C)	251.463	259.786	265.657	276.629	278.994

"Prodotti petroliferi" comprende: olio combustibile, orimulsion, distillato leggeri, gasolio, coke di petrolio, bassi prodotti e altri residui della lavorazione del petrolio;
"Altri" comprende: gas derivati, recuperi di calore ed espansione del gas compresso.

Fonte: elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GRTN-TERNA

Disponibilità di capacità lorda per i maggiori gruppi

		TERMOELETTRICA	IDROELETTRICA	RINNOVABILE
Enel	2003	27.808	14.092	1.076
	2004	27.956	14.318	931
	2005	28.020	14.363	991
	2006	26.160	14.379	1.019
	2007	26.619	14.401	1.026
Edipower	2003	7.129	739	30
	2004	7.820	740	0
	2005	7.870	740	0
	2006	7.737	740	0
	2007	8.283	740	0
Gruppo Edison	2003	4.483	1.036	197
	2004	4.677	1.167	245
	2005	5.702	1.120	264
	2006	6.533	1.120	281
	2007	7.027	1.142	278
Endesa Italia	2003	4.803	1.003	11
	2004	5.384	1.015	0
	2005	5.465	1.017	24
	2006	5.760	1.017	24
	2007	5.760	1.016	56
Gruppo ENI	2003	2.792	0	25
	2004	4.312	0	21
	2005	5.121	0	18
	2006	5.514	0	21
	2007	5.496	0	20
Tirreno Power	2003	2.898	50	22
	2004	2.844	73	0
	2005	2.428	63	0
	2006	2.433	64	0
	2007	2.930	72	0

Fonte: Elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dichiarazioni degli operatori.

novembre 2008

Contributo dei principali operatori alla produzione nazionale lorda

dati percentuali

	2003	2004	2005	2006	2007
Gruppo Enel	49,2	43,5	39,0	34,9	31,7
Gruppo Edison	12,0	12,3	11,6	13,1	13,5
Edipower	7,8	8,9	8,0	8,3	8,1
Endesa Italia	6,5	7,3	8,2	9,1	8,1
Gruppo Eni	3,6	6,1	9,0	9,3	9,7
Tirreno Power	2,4	2,2	3,8	4,0	3,9
Gruppo ERG**	1,8	1,9	1,8	1,7
Gruppo Saras	1,5	1,5	1,6	1,5	1,5
Aem Milano	1,3	1,5	1,2	1,6	1,6
Electrabel/Acea	1,3	1,3	1,6	1,8	1,5
Altri produttori	12,6	13,5	14,3	14,7	20,5

Il 2003 non include la Divisione Exploration & Production e la società S.E.F. S.p.A.
** I dati relativi alla produzione lorda 2007 del gruppo ERG non sono stati comunicati.

Fonte: elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dichiarazioni degli operatori

novembre 2008

Importazioni di energia elettrica per frontiera

GWh

grafico importazioni per frontiera dal 1996 al 2008

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

IMPORTAZIONI

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
FRANCIA	17800	17279	16585	15769	16175	18270	19096	18138	17229	14616	14946	15259	12990
SVIZZERA	17479	19958	21478	21682	22165	23625	24903	26001	19988	25466	23903	28865	24178
AUSTRIA	1423	1605	1631	1686	1958	1861	1787	1675	1626	1479	1419	1396	1360
SLOVENIA	1447	985	1938	3400	4533	5164	5237	4540	6164	7990	5383	3237	4726
GRECIA	0	0	0	0	0	7	496	1132	1419	713	945	174	179
TOTALE	38149	39827	41633	42538	44831	48927	51519	51486	46426	50264	46596	48931	43433

ESPORTAZIONI

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
FRANCIA	228	386	453	440	404	428	459	435	576	706	724	1158	1151
SVIZZERA	24	21	11	50	8	44	24	13	14	131	417	65	399
AUSTRIA	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	4	0	2
SLOVENIA	507	588	437	38	72	63	81	44	5	1	13	298	96
GRECIA	0	0	0	0	0	15	358	27	196	272	453	1128	1751
TOTALE	760	995	901	528	484	549	922	518	791	1110	1611	2648	3398

SALDO DEGLI SCAMBI - IMPORTAZIONI NETTE

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
FRANCIA	17572	16893	16132	15329	15771	17842	18637	17704	16653	13910	14222	14101	11839
SVIZZERA	17455	19937	21467	21632	22157	23582	24879	25989	19973	25335	23486	28800	23779
AUSTRIA	1423	1605	1631	1686	1958	1861	1787	1675	1626	1479	1415	1396	1358
SLOVENIA	940	397	1501	3362	4461	5101	5155	4496	6160	7990	5371	2939	4631
GRECIA	0	0	0	0	0	-8	138	1104	1223	441	491	-954	-1573
TOTALE	37389	38832	40732	42010	44347	48377	50597	50968	45635	49155	44985	46283	40034

dicembre 2009

Esportazioni per frontiera

GWh

grafico esportazioni per frontiera

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

IMPORTAZIONI
	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
FRANCIA	17800	17279	16585	15769	16175	18270	19096	18138	17229	14616	14946	15259	12990
SVIZZERA	17479	19958	21478	21682	22165	23625	24903	26001	19988	25466	23903	28865	24178
AUSTRIA	1423	1605	1631	1686	1958	1861	1787	1675	1626	1479	1419	1396	1360
SLOVENIA	1447	985	1938	3400	4533	5164	5237	4540	6164	7990	5383	3237	4726
GRECIA	0	0	0	0	0	7	496	1132	1419	713	945	174	179

TOTALE	38149	39827	41633	42538	44831	48927	51519	51486	46426	50264	46596	48931	43433

ESPORTAZIONI
	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
FRANCIA	228	386	453	440	404	428	459	435	576	706	724	1158	1151
SVIZZERA	24	21	11	50	8	44	24	13	14	131	417	65	399
AUSTRIA	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	4	0	2
SLOVENIA	507	588	437	38	72	63	81	44	5	1	13	298	96
GRECIA	0	0	0	0	0	15	358	27	196	272	453	1128	1751

TOTALE	760	995	901	528	484	549	922	518	791	1110	1611	2648	3398

SALDO DEGLI SCAMBI - IMPORTAZIONI NETTE
	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
FRANCIA	17572	16893	16132	15329	15771	17842	18637	17704	16653	13910	14222	14101	11839
SVIZZERA	17455	19937	21467	21632	22157	23582	24879	25989	19973	25335	23486	28800	23779
AUSTRIA	1423	1605	1631	1686	1958	1861	1787	1675	1626	1479	1415	1396	1358
SLOVENIA	940	397	1501	3362	4461	5101	5155	4496	6160	7990	5371	2939	4631
GRECIA	0	0	0	0	0	-8	138	1104	1223	441	491	-954	-1573

TOTALE	37389	38832	40732	42010	44347	48377	50597	50968	45635	49155	44985	46283	40034

dicembre 2009

Liquidità e volumi scambiati su MGP

GWh

grafico - quantità in borsa, quantità fuori borsa e liquidità - anni 2004/2007
* Aprile-Dicembre.

grafico quantità in borsa e fuori borsa mensilità 2007/2008

Fonte: Elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati GME

gennaio 2009

Prezzo dell'energia elettrica e prezzo del petrolio (Brent dated)

Numeri indice 1° bimestre 2000 =100

* Fin qui tariffa regolata; da qui condizioni economiche di fornitura.
Dati provvisori per il petrolio

Fonte: elaborazione Autorità per l'energia elettrica e il gas su dati interni e su dati Platts

aprile 2010

Energia e regioni

Produzione di energia elettrica in Italia nel 2008 per regione

Superi e deficit della produzione di energia elettrica rispetto alla richiesta in Italia nel 2008

Si ricorda che per energia elettrica richiesta in ogni singola regione si intende la somma dei consumi presso gli utilizzatori ultimi e delle perdite di trasmissione e distribuzione.

Produzione di energia elettrica in Italia

Produzione di energia idroelettrica in Italia

Produzione di energia termoelettrica in Italia

Produzione lorda degli impianti da fonti rinnovabili in Italia nel 2008

Consumi di energia elettrica per abitante in Italia nel 1998 e 2008

Consumi di energia elettrica in Italia

[2] Questi valori, sono riferiti al I° trimestre del 2010 per l’utente di tipo domestico, in regime di maggior tutela, ovvero che usufruisce delle condizioni economiche fissate dall’Autorità per l’energia, ovvero le famiglie che non hanno ancora scelto di cambiare fornitore.

[3] Considerando n. 37 della Direttiva citata.

[4] Con il termine Sicilia si fa riferimento alla macrozona Sicilia composta dalla zona Sicilia e dal polo di produzione limitata di Priolo.

[5] Paragrafo tratto dal Rapporto energia e ambiente 2008 - analisi e scenari, settembre 2009.

[6] Capitolo tratto dal Rapporto energia e ambiente 2008 - analisi e scenari, settembre 2009.

[7] Terna cura la raccolta dei dati statistici del settore elettrico nazionale, essendo il suo Ufficio di Statistica membro del Sistema Statistico Nazionale (Sistan).

[8] La pubblicazione è scaricabile al link

http://www.terna.it/LinkClick.aspx?fileticket=4o1R5jrjT0Y=&tabid=649

[9] http://www.bancaditalia.it/interventi/intaltri_mdir/tarantola_200110/Tarantola_200110.pdf.

[10] http://www.autorita.energia.it/it/relaz_ann/relaz_annuale.htm.

[11] http://www.autorita.energia.it/allegati/relaz_ann/09/annualreport09it.pdf.

[12] http://www.autorita.energia.it/allegati/segnalazioni/003-10pas.pdf.

[13] http://www.assoelettrica.it/popup/E_SistemaElettrico/13_ALLEGATO/frameset-popup.html.

[14] http://www.terna.it/LinkClick.aspx?fileticket=4o1R5jrjT0Y%3d&tabid=649.

[15] http://www.terna.it/Default.aspx?tabid=418.

[16] http://www.autorita.energia.it/it/dati/dati_statistiche.htm#ebilancio.

[17] http://www.enea.it/produzione_scientifica/volumi/V2010_REA2007-2008.html.

[18] http://www.enea.it/produzione_scientifica/pdf_volumi/V2010_04-InventarioEmissioniGas.pdf.

[19] http://www.sviluppoeconomico.gov.it/Dipartimenti/index.php?sezione=Dipartimenti&tema_dir=tema2&id=31.

[20] http://dgerm.sviluppoeconomico.gov.it/dgerm/prezzielettricita.asp.

[21] http://dgerm.sviluppoeconomico.gov.it/dgerm/ben/ben_2008.pdf.

[22] http://www.gse.it/attivita/statistiche/Documents/STATISTICHE2008GSE.pdf.

[23] http://www.assoelettrica.it/popup/E_SistemaElettrico/15_ALLEGATO/frameset-popup.html.

[24] http://www.enea.it/eventi/eventi2010/ResocontoAIRI060510.html.

[25] http://www.enea.it/enea_paese/ricerca_sistema_elettrico.html.

[26] http://www.enea.it/produzione_scientifica/pdf_dossier/D17_Riduzione_emissioni.pdf.

[27] http://www.assoelettrica.it/popup/E_TecnologiaSviluppo/25_ALLEGATO/frameset-popup.html.

[28] http://www.assoelettrica.it/popup/E_TecnologiaSviluppo/19_ALLEGATO/frameset-popup.html.

[29] http://www.assoelettrica.it/popup/E_SistemaElettrico/16_ALLEGATO/frameset-popup.html.

[30] www.camera.it/465?area=5&tema=130&Rilancio+del+nucleare.

[31] www.camera.it/465?area=5&tema=25&Il+codice+ambientale.

[32] www.arpa.piemonte.it/upload/dl/Pubblicazioni/Controllo_ambientale_degli_agenti_fisici:_
dal_monitoraggio_alle_azioni_di_risanamento_e_bonifica/Contributi/10_4_Chiaravalli.pdf.

[33] http://vast.camera.it/file/pdf/Relazione_Bolognini_25_09_08.pdf.

[34] www.assonucleare.it/Giornate di Studio/Giornata AIN 2009/Relazione Ugo Spezia.pdf.

[35] www.legambiente.eu/documenti/2010/0403_iniziativeNucleare/DossierLegambientesuEPR.pdf.