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6 Dal punto di vista energetico, economico e gestionale, l efficienza è la parola chiave per fronteggiare le sfide del futuro.
8 Lo spirito di servizio, nell interesse generale del sistema Italia, è il tratto distintivo con cui GSE ha sempre risposto ai compiti che gli sono stati assegnati.
10 I volumi e l evoluzione delle attività gestite da GSE testimoniano l attenzione sempre più diffusa per l energia come fattore cruciale per la crescita sostenibile del Paese.
11 8 Rapporto Attività 2012 Indice RAPPORTO IN SINTESI 12 Contesto nazionale e internazionale 15 Dal Piano di Azione Nazionale alla Strategia Energetica Nazionale 16 Verso l adozione di strategie energetiche europee di lungo termine 21 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica 25 Introduzione 26 Il CIP 6/92 30 Risultati nel periodo Energia CIP 6 ritirata nel 2012 e assegnazione di capacità ai clienti finali 34 Le previsioni sulle quantità e i prezzi dell energia CIP 6 35 Il Conto Energia 37 Conto Energia per gli impianti fotovoltaici 37 Il contatore fotovoltaico 53 Conto Energia per gli impianti solari termodinamici 53 I Certificati Verdi e le Tariffe Onnicomprensive 56 Qualifica degli impianti alimentati da fonti rinnovabili 56 Qualifica degli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento 61 Certificati Verdi 64 Tariffe Onnicomprensive 75 Gli incentivi introdotti dal D.M. 6 luglio I nuovi meccanismi di incentivazione 82 Il primo bando per i registri e le aste 82 Il contatore delle fonti rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico 84 I servizi di ritiro dell energia 86 Ritiro Dedicato 86 Scambio sul Posto 89
12 Indice 9 Gestione dell energia 91 Partecipazione al mercato elettrico 92 I mercati elettrici in cui opera il GSE 92 Ricavi derivanti dalla vendita dell energia sul mercato 93 Gli oneri di sbilanciamento 94 Andamento del Costo Evitato di Combustibile (CEC) e del Prezzo Unico Nazionale (PUN) 94 Servizi di supporto per l acquisto di energia elettrica sul mercato 95 Previsione della produzione elettrica e Mancata Produzione Eolica 95 Previsione della produzione elettrica 95 Progetto Metering Satellitare 96 Mancata Produzione Eolica 98 Gestione delle misure dell energia elettrica 100 Le attività relative alla gestione delle misure 100 La gestione delle misure nel Oneri di incentivazione 103 Costi per l acquisto e l incentivazione dell energia elettrica 104 Ricavi dalla vendita dell energia elettrica 105 Fabbisogno economico e gettito della componente A3 105 Certificazione degli impianti e dell energia 109 Il riconoscimento della cogenerazione e i Certificati Bianchi 110 La Garanzia di Origine da fonti rinnovabili 113 La Fuel Mix Disclosure 116 I Certificati RECS 121
13 10 Rapporto Attività 2012 Controlli e verifiche sugli impianti 123 Controlli sugli impianti alimentati a fonti rinnovabili 126 Controlli sugli impianti fotovoltaici incentivati con il Conto Energia 128 Controlli sugli impianti RECS 129 Controlli sugli impianti MPE 129 Controlli sugli impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento 129 Controlli sugli impianti CIP 6/92 e sugli impianti di cogenerazione 131 Stoccaggio Virtuale del gas 133 Introduzione 134 Soggetti coinvolti, selezione e abbinamenti 134 Tariffa 136 Cessione al mercato 136 Attività di monitoraggio 136 Emissioni di gas serra 139 Emissioni di gas serra, il ruolo del GSE 140 EU ETS, collocamento all asta delle quote di emissione italiane 141 Segreteria tecnica del Comitato ETS: piccoli emettitori 143 Monitoraggio delle politiche per il clima 145 Studi, statistiche, monitoraggio e servizi specialistici 147 Elaborazione di studi e rapporti specialistici 148 Le statistiche sulle energie rinnovabili 150 Il monitoraggio dati 153 I servizi specialistici per la Pubblica Amministrazione 153
14 Indice 11 Attività internazionali 157 Collaborazioni nell ambito di iniziative e organizzazioni 158 Partecipazione a progetti 161 Sostegno alla filiera delle rinnovabili 163 Il progetto Corrente 164 Attività informative 169 Il Contact Center del GSE 170 Le attività di informazione 175 Nuovi compiti del GSE 177 Il Conto Termico 178 I Certificati Bianchi 179 Il sistema di immissione in consumo dei biocarburanti 181
15 12 Rapporto Attività 2012 Rapporto in sintesi Il ruolo del Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A. a servizio del sistema energetico nazionale è diventato, nel corso degli ultimi anni, sempre più rilevante. Principale mission del GSE è la promozione e incentivazione delle fonti rinnovabili, cui recentemente si è affiancata anche la gestione dell incentivazione dell efficienza energetica. Obiettivo del presente rapporto è esporre le attività svolte nel corso dell anno 2012, illustrando compiutamente i principali dati relativi ai servizi erogati dalla società, anche in termini di costi e ricavi collegati al rilascio dei vari meccanismi di incentivazione affidati al GSE. Nel solo 2012 il GSE ha ricevuto oltre richieste di incentivazione per l entrata in esercizio di nuovi impianti fotovoltaici. Complessivamente, in Italia, a fine 2012, risultano in esercizio quasi impianti fotovoltaici, per una potenza di circa MW. L incentivo totale erogato per la produzione di energia nel IMPIANTI FOTOVOLTAICI 2012, a favore degli oltre 18 TWh prodotti da fotovoltaico, si è attestato su un INCENTIVATI A FINE 2012 valore pari a circa 6 miliardi di euro. Il 2012 ha segnato un incremento interessante anche per gli altri impianti di generazione elettrica alimentati a fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico: a fine anno ne risultano in esercizio, qualificati dal GSE per il rilascio degli incentivi (Certificati Verdi o Tariffe Onnicomprensive), oltre 4.500, di cui circa di nuova costruzione e i restanti soggetti a interventi di rifacimento, potenziamento o riattivazione. Il maggior numero di impianti si riferisce alla fonte idraulica, seguita nell ordine dagli impianti a biogas, eolici e a bioliquidi Al momento della pubblicazione di questo rapporto risultano emessi dal GSE IMPIANTI A ENERGIA quasi 17 milioni di Certificati Verdi per la produzione di energia elettrica da fonti RINNOVABILE QUALIFICATI IAFR rinnovabili del Oltre impianti hanno invece avuto accesso al A FINE 2012 sistema delle Tariffe Onnicomprensive, con una remunerazione percepita nel IN ESERCIZIO E A PROGETTO corso dell anno pari a circa un miliardo di euro, a fronte di una produzione totale di circa 4 TWh. Per quanto riguarda gli impianti che ancora usufruiscono del meccanismo incentivante CIP 6, alimentati sia da fonti rinnovabili sia da fonti assimilate, si è registrata a fine 2012 una diminuzione nel numero delle convenzioni e della potenza incentivata in quanto alcuni operatori hanno usufruito del meccanismo della risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6. La produzione degli impianti CIP 6 nel 2012 è risultata pari a 22,4 TWh, cui è corrisposta una remunerazione complessiva, erogata dal GSE, pari a circa 2,9 miliardi di euro. A luglio 2012, con il D.M. 6 luglio 2012, sono stati introdotti i nuovi meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili diverse da quella solare. A fine anno le richieste pervenute al GSE per l iscrizione degli impianti ai registri e alle aste CONTRATTI DI RITIRO per l accesso ai nuovi incentivi sono state 999, per una potenza complessiva DEDICATO DELL ENERGIA A FINE 2012 pari a quasi MW. Riguardo al meccanismo del Ritiro Dedicato il GSE, nel corso del 2012, ha gestito circa 25 TWh di energia, per un controvalore totale che, alla chiusura dei consuntivi, si stima raggiungerà il valore di circa 2 miliardi di euro. A fine 2012 risultano sottoscritte circa convenzioni per lo Scambio sul Posto, per una potenza nominale totale pari a circa 3,5 GW. Complessivamente, nel 2012 il GSE ha sostenuto costi per il rilascio degli incentivi e la gestione dei servizi energetici per un ammontare pari a circa 14 miliardi di euro. I ricavi in totale si sono aggirati sui 4 miliardi di euro, di cui circa 3,8 miliardi di euro provenienti dalla vendita dell energia offerta sul Mercato del Giorno
16 Rapporto in sintesi 13 Prima e sul Mercato Infragiornaliero. Conseguentemente, il fabbisogno economico netto del GSE nel 2012 è stato di poco inferiore ai 10 miliardi di euro. Oltre alla gestione diretta dei meccanismi economici di incentivazione e promozione, il Gestore dei Servizi Energetici è attivo anche nella certificazione degli impianti e dell energia prodotta per il riconoscimento della Cogenerazione ad Alto Rendimento, per il rilascio delle Garanzie di Origine, per la determinazione del mix energetico nazionale (Fuel Mix Disclosure) nonché per il rilascio dei certificati RECS Al fine di appurare la sussistenza dei requisiti previsti per le varie forme di CONVENZIONI incentivazione, è proseguita nel 2012 l attività di verifica e controllo del GSE sugli DI SCAMBIO SUL POSTO DELL ENERGIA impianti in esercizio e in costruzione. I sopralluoghi, improntati a criteri di A FINE 2012 trasparenza, affidabilità e non discriminazione sono stati oltre per una potenza totale di quasi MW. Nel 2012 il GSE ha consolidato il proprio ruolo nel settore del mercato del gas, organizzando le procedure di asta competitiva per la cessione al mercato dei servizi di stoccaggio. L azione del GSE in tale settore è di fondamentale importanza al fine di garantire una maggiore concorrenzialità nel mercato del gas naturale. Nell ambito del sistema europeo dell Emission Trading, nel 2012 è stato formalizzato il ruolo del GSE come Auctioneer per l Italia. Durante le sessioni di asta tenutesi nel corso dell anno, il GSE ha collocato per l Italia, sulla piattaforma d asta comune, oltre 11 milioni di quote di emissione valevoli per il periodo , con un ricavo totale pari a circa 76 milioni di euro. CONTROLLI SUGLI Secondo quanto stabilito dal D.Lgs. 28/11, il GSE svolge attività di supporto IMPIANTI NEL 2012 al Ministero dello Sviluppo Economico, conduce studi ed è responsabile del monitoraggio statistico, tecnico, economico e ambientale dello sviluppo delle energie rinnovabili. Inoltre, il GSE svolge anche attività di supporto specialistico in ambito energetico a sostegno delle Pubbliche Amministrazioni. A livello internazionale, nell ultimo anno il GSE ha interpretato un ruolo attivo in seno all OME (Observatoire Méditerranéen de l Energie), all IEA (International Energy Agency), all AIB (Association of Issuing Bodies), a IRENA (International Renewable Energy Agency) e ha partecipato ai tavoli tecnici istituiti dalla Commissione Europea per l implementazione della Direttiva 2009/28/CE. DI RICHIESTE Sempre nel 2012, il GSE, con il progetto Corrente, ha proseguito il suo impegno DI INFORMAZIONI a sostegno della filiera nazionale delle energie rinnovabili e dell efficienza AL CONTACT CENTER NEL 2012 energetica promuovendo la valorizzazione e internazionalizzazione delle aziende italiane. Il GSE gestisce le richieste di informazioni dei produttori e dei cittadini sui diversi meccanismi incentivanti con un servizio di Contact Center che, nel corso del 2012, ha registrato oltre 1 milione di contatti. In sintesi, il presente rapporto testimonia il continuo incremento dei volumi delle attività gestite dal GSE. A partire dal 2013, peraltro, il GSE è anche responsabile della gestione dei meccanismi dei Certificati Bianchi e del Conto Termico, dedicati alla promozione dell efficienza energetica e delle rinnovabili termiche, nonché del sistema dell obbligo di immissione in consumo dei biocarburanti. Il GSE rappresenta sempre più il fulcro su cui sono incentrati la promozione e il monitoraggio dello sviluppo equilibrato e sostenibile del sistema energetico nazionale.
17 14 Rapporto Attività 2012
18 Contesto nazionale e internazionale 15 Contesto nazionale e internazionale
19 16 Rapporto Attività 2012 Contesto nazionale e internazionale Dal Piano di Azione Nazionale alla Strategia Energetica Nazionale La Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell uso dell energia da fonti rinnovabili ha previsto l innalzamento della quota di energie rinnovabili sul consumo interno finale lordo europeo al 20% entro il L obiettivo globale individuato per l Unione Europea è stato declinato in obiettivi specifici per ciascun Paese; i singoli target sono stati definiti dalla Commissione Europea in funzione dei punti di partenza di ogni Stato membro e della valutazione dei rispettivi potenziali disponibili. La strada scelta dalla Commissione per il raggiungimento dell obiettivo comunitario è stata quella di lasciare in capo ai singoli Stati membri la facoltà di definire le strategie più opportune per conseguire l incremento previsto di copertura dei consumi energetici mediante l impiego di fonti rinnovabili. La Direttiva 28 ha però assegnato agli Stati membri il compito di definire chiaramente la propria strategia per il raggiungimento dei target attraverso la predisposizione, nel 2010, di Piani di Azione Nazionali (PAN) contenenti indicazioni circa l individuazione degli obiettivi settoriali e le misure previste per raggiungerli. I 27 Piani di Azione hanno fornito proiezioni sul consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili nel periodo , secondo due scenari di riferimento nominati Reference Scenario e Additional Energy Efficency Scenario. Il primo, definito anche Scenario BAU (Business As Usual), è basato sull ipotesi che non vengano messe in atto nuove politiche tese a un maggior contenimento dei consumi energetici; il secondo scenario, invece, ipotizza che il conseguimento dell obiettivo passi attraverso l adozione di misure addizionali per la riduzione dei consumi energetici. TABELLA 1 QUOTA COMPLESSIVA DI ENERGIA RINNOVABILE NEI 27 STATI MEMBRI DELL UNIONE EUROPEA Settore Reference Scenario Additional Efficiency Scenario % % % % % % % % Elettricità 15,3 19,3 24,9 31,3 15,3 19,4 26,0 34,0 Riscaldamento/ Raffrescamento 9,9 12,2 14,9 19,2 9,9 12,5 15,9 21,4 Trasporto 1 1,4 4,9 6,8 10,1 1,4 5,0 7,2 11,3 Totale 8,5 11,3 14,4 18,7 8,5 11,6 15,3 20,7 Fonte: PAN dei 27 Stati membri. 1. La quota di energia rinnovabile nel settore dei trasporti è conteggiata secondo le regole individuate dalla Direttiva 28 per il raggiungimento del target settoriale del 10% al A dicembre 2011, così come previsto dalla Direttiva 28, gli Stati membri hanno presentato alla Commissione Europea la prima relazione biennale sui progressi compiuti per il raggiungimento degli obiettivi (Progress Report) con informazioni aggiornate al 31 dicembre La Commissione ha reso noti i risultati dell analisi comparativa dei documenti pervenuti nella Comunicazione Renewable energy progress report del 27 marzo Dai dati resi noti mediante tale comunicazione emerge che, nel 2010, quasi tutti gli Stati membri hanno raggiunto o superato gli obiettivi intermedi previsti nei Piani di Azione Nazionali; solo Malta e la Lettonia si sono discostate in maniera significativa dalle traiettorie individuate nei rispettivi PAN. L obiettivo di copertura dei consumi finali mediante fonti rinnovabili che l Italia deve raggiungere entro il 2020 è pari al 17%. Al 31 dicembre 2010 la percentuale di energie rinnovabili sul consumo interno finale lordo comunicata nel Progress Report per il nostro Paese ha raggiunto un valore del 10,4%, ampiamente al di sopra della traiettoria individuata nel Piano di Azione Nazionale per il raggiungimento degli obiettivi stabiliti. Eurostat, lo scorso 26 aprile 2013, ha pubblicato un aggiornamento dei dati percentuali delle energie rinnovabili sul consumo interno finale lordo per gli Stati membri al 31 dicembre 2011.
20 Contesto nazionale e internazionale 17 In tale occasione, essendo state recentemente riviste alcune metodologie di calcolo, Eurostat ha provveduto a riconteggiare i valori percentuali delle FER sul consumo interno finale lordo per tutti gli Stati membri anche relativi agli anni precedenti. Per tale motivo i dati indicati da Eurostat e riportati in tabella 2 non necessariamente coincidono con quelli della Comunicazione della Commissione Renewable energy progress report. Per l Italia, al 31 dicembre 2011, si è raggiunto un valore dell 11,5% delle energie rinnovabili sul consumo interno finale lordo, ben al di sopra della traiettoria individuata nel Piano di Azione Nazionale per il raggiungimento degli obiettivi stabiliti. TABELLA 2 QUOTA COMPLESSIVA DI ENERGIA RINNOVABILE NEI 27 STATI MEMBRI DELL UNIONE EUROPEA Stato membro % % % % % % Austria 22,8 22,8 26,9 30,4 30,9 34,0 Belgio 1,9 2,6 3,0 4,0 4,1 13,0 Bulgaria 9,2 9,3 9,5 13,4 13,8 16,0 Cipro 2,7 2,8 3,7 4,6 5,4 13,0 Danimarca 14,9 16,4 18,6 22,0 23,1 30,0 Estonia 18,4 16,1 18,9 24,6 25,9 25,0 Finlandia 29,0 29,8 30,5 31,0 31,8 38,0 Francia 9,1 9,1 9,9 11,4 11,5 23,0 Germania 4,8 5,5 7,3 10,7 12,3 18,0 Grecia 7,1 7,2 8,0 9,2 11,6 18,0 Irlanda 2,4 3,1 3,6 5,6 6,7 16,0 ITALIA 4,9 5,4 6,3 9,8 11,5 17,0 Lettonia 32,8 31,1 29,8 32,5 33,1 40,0 Lituania 17,2 16,6 16,9 19,8 20,3 23,0 Lussemburgo 0,9 1,5 1,8 2,9 2,9 11,0 Malta 0,0 0,0 0,0 0,2 0,4 10,0 Paesi Bassi 1,8 2,2 2,7 3,3 4,3 14,0 Polonia 7,0 6,9 7,2 9,3 10,4 15,0 Portogallo 19,3 20,6 22,3 22,7 24,9 31,0 Repubblica Ceca 5,9 6,4 7,2 8,4 9,4 13,0 Regno Unito 1,1 1,4 1,9 3,3 3,8 15,0 Romania 17,0 17,1 20,1 22,9 21,4 24,0 Slovacchia 6,7 6,5 7,5 8,5 9,7 14,0 Slovenia 16,1 15,5 14,6 19,6 18,8 25,0 Spagna 8,1 9,0 10,1 13,8 15,1 20,0 Svezia 38,3 41,7 43,9 47,9 46,8 49,0 Ungheria 4,4 5,0 5,6 7,6 8,1 13,0 Fonte: Eurostat.
21 18 Rapporto Attività 2012 FIGURA 1 PROGRESS REPORT, DATI DI CONFRONTO DELLE QUOTE COMPLESSIVE DI ENERGIA RINNOVABILE NEI 27 STATI MEMBRI DELL UNIONE EUROPEA NEL 2011 E DEI RISPETTIVI OBIETTIVI AL 2020 Obiettivi 2020 (%) Dati Eurostat 2011 (%) Ungheria Svezia Spagna Slovenia Slovacchia Romania Regno Unito Repubblica Ceca Portogallo Polonia Paesi Bassi Malta Lussemburgo Lituania Lettonia ITALIA Irlanda Grecia Germania Francia Finlandia Estonia Danimarca Cipro Bulgaria Belgio Austria
22 Contesto nazionale e internazionale 19 Come si evince dai dati di consuntivo, appare chiaro che, rispetto alle previsioni del PAN, l Italia si sta assestando su valori superiori a quelli della traiettoria delineata per il raggiungimento del target al Di tale informazione si è tenuto conto per la predisposizione, nel secondo semestre del 2012, della Strategia Energetica Nazionale (SEN). Tale documento, approvato nella sua versione definitiva nel marzo 2013 con un Decreto Interministeriale Sviluppo Economico-Ambiente (D.M. 8 marzo 2013), è stato il frutto di un ampio processo di consultazione pubblica e rappresenta un nodo cruciale per la crescita sostenibile del Paese e la modernizzazione del settore energetico nazionale. In linea con le prospettive delineate a livello europeo nell Energy Roadmap al 2050, la Strategia Energetica Nazionale contempla un doppio orizzonte temporale: 2020 e La realizzazione della SEN consentirà un evoluzione graduale e il superamento degli obiettivi europei previsti dal Pacchetto Questi i risultati attesi al 2020: a) Riduzione dei costi energetici e progressivo allineamento dei prezzi all ingrosso ai livelli europei. È infatti possibile un risparmio di circa 9 miliardi di euro l anno sulla bolletta nazionale di elettricità e gas (pari oggi a circa 70 miliardi di euro) come differenza tra 13,5 miliardi di euro di risparmi (in cui sono inclusi sia le riduzioni dei prezzi e degli oneri impropri che oggi pesano sui prezzi sia una riduzione dei volumi rispetto a uno scenario di riferimento inerziale) e circa 4-5 miliardi di euro di costi addizionali rispetto al 2012 (legati a incentivi a rinnovabili/efficienza energetica e a nuove infrastrutture). b) Superamento di tutti gli obiettivi ambientali europei al Sono incluse: la riduzione delle emissioni di gas serra del 21% rispetto al 2005 (obiettivo europeo 18%), la riduzione del 24% dei consumi primari rispetto all andamento inerziale (obiettivo europeo 20%) e il raggiungimento del 19-20% di incidenza dell energia rinnovabile sui consumi finali lordi (obiettivo europeo 17%). Ci si attende, inoltre, che le rinnovabili diventino la prima fonte nel settore elettrico al pari del gas con un incidenza del 35-38%. c) Maggiore sicurezza, minore dipendenza di approvvigionamento e maggiore flessibilità del sistema. È prevista una riduzione della fattura energetica estera di circa 14 miliardi di euro l anno (rispetto ai 62 miliardi di euro attuali e 19 miliardi di euro rispetto alle importazioni tendenziali 2020), con la riduzione dall 84% al 67% della dipendenza dall estero. Ciò equivale a circa l 1% di PIL addizionale e, ai valori attuali, è sufficiente a riportare in attivo la bilancia dei pagamenti. d) Impatto positivo sulla crescita economica grazie ai circa miliardi di euro di investimenti da qui al 2020, sia nella green e white economy (rinnovabili ed efficienza energetica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e gas, rigassificatori, stoccaggi, sviluppo idrocarburi). Si tratta di investimenti privati, solo in parte supportati da incentivi, e con notevole impatto in termini di competitività e sostenibilità del sistema. Per il raggiungimento di questi obiettivi la strategia si articola in sette priorità con specifiche misure: 1. promozione dell efficienza energetica; 2. promozione di un mercato del gas competitivo, integrato con l Europa con prezzi a essa allineati, con l opportunità di diventare il principale hub sud-europeo; 3.sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per le quali si intende superare gli obiettivi europei contenendo al contempo l onere in bolletta; 4.sviluppo di un mercato elettrico pienamente integrato con quello europeo, efficiente, con prezzi competitivi con l Europa e in cui sia gradualmente integrata la produzione rinnovabile; 5. ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei carburanti, verso un assetto più sostenibile e con livelli europei di competitività e qualità del servizio; 6. sviluppo sostenibile della produzione nazionale di idrocarburi, con importanti benefíci economici e di occupazione e nel rispetto dei più elevati standard internazionali in termini di sicurezza e tutela ambientale; 7.modernizzazione del sistema di governance del settore, con l obiettivo di rendere più efficaci e più efficienti i processi decisionali. In aggiunta alle priorità descritte, in un ottica di più lungo periodo, la Strategia Energetica Nazionale propone e accentua l importanza di azioni d intervento a sostegno delle attività di ricerca e sviluppo tecnologico, funzionali in particolare all incremento dell efficienza energetica, delle fonti rinnovabili e all uso sostenibile di combustibili fossili. La Strategia Energetica Nazionale così delineata mira, in linea con il contesto e gli obiettivi europei, a cambiare profondamente il paradigma energetico nazionale attuale, investendo in un economia decarbonizzata in grado di trasformare i fattori economici di svantaggio competitivo in punti di forza per lo sviluppo del Paese.
23 20 Rapporto Attività 2012 FIGURA 2 SVILUPPO RINNOVABILI: INCIDENZA SUI CONSUMI FINALI [%] 25% 20% 15% 10% 17% 19-20% 5% 12% 0% Dati 2011 Obiettivo europeo (e PAN) 2020 SEN 2020 FIGURA 3 EFFICIENZA ENERGETICA: CONSUMO DI ENERGIA PRIMARIA [MTep 1 ] % -24% Dati 2005 Obiettivo europeo 2020 SEN In termini di consumo finale lordo, invece, l obiettivo della SEN al 2020 è pari a 126 MTep mentre quello individuato nel PAN per il 2020 è di 133 MTep e il dato consuntivo per il 2011 è di 126,2 MTep. FIGURA 4 RIDUZIONE GAS SERRA IN MILIONI DI TONNELLATE DI CO 2 /ANNO % -21% Dati 2005 Obiettivo europeo 2020 SEN 2020
24 Contesto nazionale e internazionale 21 Verso l adozione di strategie energetiche europee di lungo termine Per il mercato energetico europeo, il 2012 ha segnato un passaggio d importanza cruciale, funzionale a discutere le scelte che a breve dovranno essere prese dalle istituzioni comunitarie per fronteggiare la sfida posta dal cambiamento climatico, garantendo la competitività del sistema produttivo. La risposta europea non potrà che essere orientata verso soluzioni capaci di salvaguardare la sicurezza degli approvvigionamenti e garantire la stabilità dello scenario di riferimento, riducendone l impatto sul costo degli investimenti. È su queste premesse e in continuità con le indicazioni contenute nell Energy Roadmap al 2050 pubblicata nel 2011 che, a giugno del 2012, la Commissione Europea ha adottato la Comunicazione Renewable Energy: a major player in the European energy market e avviato il processo di definizione della strategia energetica europea post L Europa ha così anticipato, di fatto, le indicazioni della Direttiva 2009/28/CE in cui l elaborazione della tabella di marcia inerente il periodo successivo al 2020 era annunciata per il La Comunicazione menzionata si fonda sulla consapevolezza che le fonti energetiche rinnovabili (FER) rivestono un ruolo centrale nel mercato energetico: esse contribuiscono, infatti, ad aumentare la competitività in Europa mediante la creazione di poli industriali e di nuova occupazione, favoriscono le opportunità di export per le imprese e riducono al contempo le emissioni dei gas climalteranti. La crescita delle FER dipende, in primo luogo, dagli investimenti provenienti dal settore privato. Il documento della Commissione ha, pertanto, ribadito l esigenza di dare continuità e stabilità al quadro politico e normativo poiché solo assicurando certezze agli investitori è possibile garantire lo sviluppo costante delle FER e consentire la maturazione di quelle tecnologie che a oggi si presentano più onerose. Il documento citato ha, inoltre, messo in luce il significativo avanzamento delle FER sul fronte tecnologico, sottolineando il trend del calo dei costi di generazione caratteristico di alcune tecnologie. La Comunicazione ha affermato che l andamento dei costi deve necessariamente procedere in parallelo con sistemi incentivanti flessibili, capaci di adattarsi agli abbassamenti dei costi delle tecnologie e garantire così la sostenibilità economica dei meccanismi di sostegno. Su questo tema, così come su quello dei meccanismi di cooperazione previsti dalla Direttiva 2009/28/CE, è stato istituito dalla Commissione Europea un tavolo di lavoro che vede il coinvolgimento degli Stati membri. Obiettivo di tale tavolo è quello di collaborare per l adozione di linee guida volte a favorire il miglioramento dei regimi di sostegno nazionali e identificare barriere e soluzioni all operatività dei meccanismi di cooperazione. Tuttavia, nonostante i meccanismi di cooperazione siano considerati dalla Commissione veri e propri meccanismi di trading, ovvero meccanismi che permettono ai Paesi di poter raggiungere il proprio target in maniera cost-efficient, essi hanno trovato scarsa applicazione. La Comunicazione ha, infine, evidenziato come l integrazione delle rinnovabili nel mercato interno sia elemento indispensabile per lo sviluppo del mercato europeo delle energie rinnovabili. Esigenza imprescindibile per la crescita delle rinnovabili è, pertanto, lo sviluppo della rete infrastrutturale. Significativa in tal senso è stata, nel 2012, l approvazione del Pacchetto Infrastrutture volto a promuovere lo sviluppo di investimenti infrastrutturali e Progetti di Interesse Comune (PIC) in materia energetica. Il Pacchetto ha stabilito procedure autorizzative agevolate, regole di allocazione dei costi e la possibilità di accedere allo strumento di finanziamento Connecting Europe Facilities per i cosiddetti PIC; ha identificato inoltre 12 corridoi strategici da realizzare. Un altro tassello importante volto a dare indicazioni di stabilità al mercato circa gli impegni assunti con il Pacchetto Clima Energia del 2008 è stata, dopo la Direttiva 2009/28/CE sulle Fonti Rinnovabili, l adozione della più recente Direttiva 2012/27/UE sull Efficienza Energetica (EE). La Direttiva 27 ha stabilito un quadro normativo comune per tutti gli Stati membri per il raggiungimento dell obiettivo complessivo di risparmio di energia primaria pari al 20% entro il 2020 rispetto alle proiezioni, obiettivo compatibile con un consumo di energia dell Unione non superiore a MTep di energia primaria o MTep di energia finale. Per conseguire l obiettivo del 20% si chiede a ogni Stato membro di adottare un target nazionale indicativo di efficienza energetica, espresso in termini di valore assoluto di consumo di energia primaria o di energia finale. A partire dalla fine del 2013 i Paesi comunitari sono chiamati a comunicare alla Commissione Europea una serie di informazioni inerenti, in prima istanza, le misure che saranno adottate entro giugno 2014 con atti legislativi o amministrativi al fine di conseguire gli obiettivi assegnati. Un altra tappa particolarmente significativa del 2012 è stata l adozione, da parte del Consiglio dell Unione Europea, delle comunicazioni sull energia rinnovabile della Commissione Europea concernenti il periodo post Proprio nelle conclusioni, il Consiglio ha invitato la Commissione a presentare, dopo un approfondita analisi d impatto, la revisione di taluni aspetti della Direttiva 2009/28/CE per definire un quadro solido ed efficace sulle FER per il periodo successivo al 2020; tale quadro dovrebbe tener conto, tra l altro, dell esperienza acquisita dagli Stati membri e dell interazione tra i diversi obiettivi e strumenti da essi adottati anche in termini di rapporto costo-efficacia e sostenibilità dei meccanismi incentivanti.
25 22 Rapporto Attività 2012 Nel documento citato il Consiglio dell Unione ha, ancora una volta, ribadito che il completamento dello IEM (Internal Energy Market) è elemento imprescindibile per l integrazione del mercato energetico europeo attesa per il Infatti, grazie al previsto perfezionamento del mercato interno, sarà possibile la partecipazione di nuovi e più numerosi operatori al mercato e, tra essi, di un numero crescente di piccole e medie imprese produttrici di energie rinnovabili: più sono aperti, trasparenti, interconnessi e integrati i mercati, più facile sarà l accesso per le FER. Pur riconoscendo la necessità di incentivare adeguatamente le rinnovabili per raggiungere gli obiettivi del 2020, il Consiglio ha ribadito, in coerenza con la Comunicazione della Commissione di giugno, che i regimi di sostegno tradizionali devono lasciare il passo a soluzioni più coerenti con il mercato. Allo stesso modo le reti di trasmissione e distribuzione devono essere sviluppate e integrate in modo da essere in grado di gestire le novità presentate dalla nuova generazione, in primis capillarità e non programmabilità. Attenzione particolare dovrà essere posta al superamento delle barriere non economiche che ostacolano lo sviluppo di nuova generazione rinnovabile, andando per esempio verso una semplificazione dei regimi amministrativi. Il Consiglio ha inoltre posto l accento nuovamente sull opportunità di far ricorso alla cooperazione tra gli Stati, a vantaggio dell efficienza economica, in particolare all interno dell UE. Quanto al ricorso a progetti che vedono la partecipazione di Paesi terzi, essenziale per sfruttare al meglio il potenziale delle energie rinnovabili, sia a livello comunitario sia nell ambito dell Unione per il Mediterraneo 1 è emersa chiaramente la necessità di un rafforzamento prioritario delle infrastrutture per le interconnessioni, cui seguirà inevitabilmente il mercato energetico con i relativi scambi. A chiudere il 2012 l anticipazione dell adozione, poi avvenuta nel marzo del 2013, di un documento di consultazione pubblica con il coinvolgimento diretto dei Paesi membri, istituzioni e stakeholder: il Libro verde in materia di politica energetica e climatica al 2030, passo concreto e necessario della Commissione Europea verso l identificazione di un quadro strategico di riferimento per il periodo successivo al Nota 1 I lavori del tavolo dell Unione per il Mediterraneo sono focalizzati prioritariamente sulla stesura del Masterplan per l identificazione degli aspetti più significativi da mettere in campo per la realizzazione del Piano Solare Mediterraneo.
27 24 Rapporto Attività 2012
28 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica 25 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica
29 26 Rapporto Attività 2012 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica Introduzione I meccanismi di incentivazione e di ritiro dell energia elettrica gestiti dal GSE nel corso del 2012 sono stati molteplici. In questo paragrafo introduttivo, al fine di fornire uno sguardo d insieme, essi vengono descritti sinteticamente. Nei successivi paragrafi a ogni meccanismo è dedicata un ampia trattazione, contenente anche i risultati più significativi delle attività a essi correlate. Meccanismi di incentivazione CIP 6/92 È un meccanismo di incentivazione dell energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e da fonti assimilate alle rinnovabili, consistente in una forma di remunerazione amministrata dell energia attraverso una tariffa incentivante il cui valore è aggiornato nel tempo. Concettualmente si può inquadrare come una tipologia di Tariffa Onnicomprensiva poiché la remunerazione riconosciuta include implicitamente sia una componente incentivante sia una componente di valorizzazione dell energia elettrica immessa in rete. Attualmente non è più possibile accedere a questo meccanismo. Esso continua, tuttavia, ad avere effetti nei confronti di quegli impianti che hanno sottoscritto l apposita convenzione durante la vigenza del provvedimento. Conto Energia (CE) È il meccanismo di incentivazione dedicato agli impianti solari fotovoltaici e solari termodinamici. Per entrambe le tipologie di impianti il meccanismo consisteva originariamente in un premio incentivante fisso, erogato sulla base dell energia prodotta, cui il produttore poteva associare una seconda voce di ricavo derivante dalla valorizzazione dell energia. Nel caso degli impianti fotovoltaici questo schema è stato rivisto dall ultimo provvedimento di incentivazione, il Quinto Conto Energia (D.M. 5 luglio 2012), in virtù del quale l incentivo è corrisposto sulla quota di energia prodotta autoconsumata (premio incentivante) e sulla quota di energia prodotta immessa in rete (su tale quota l incentivo assume la forma di una Tariffa Onnicomprensiva per impianti fino a 1 MW di potenza ed è invece pari alla differenza tra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario nel caso di impianti sopra il MW). Certificati Verdi (CV) I Certificati Verdi sono titoli attribuiti in misura proporzionale all energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili e da impianti cogenerativi abbinati al teleriscaldamento entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 ai sensi di quanto previsto dal D.Lgs. 28/11. Il numero di CV attribuito è differente a seconda del tipo di fonte e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale, riattivazione). I produttori da fonti rinnovabili possono vendere i Certificati Verdi acquisiti, realizzando così un introito aggiuntivo a quello dato dalla remunerazione dell energia elettrica prodotta. La domanda sul mercato dei CV si basa sull obbligo, posto in capo a soggetti produttori e importatori di energia elettrica da fonti convenzionali, di immettere nel sistema elettrico una determinata quota di produzione di energia da fonti rinnovabili. I soggetti obbligati assolvono a tale obbligo dimostrando di essere in possesso del corrispondente numero di CV.
30 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica 27 Tariffe Onnicomprensive (TO) Si tratta di tariffe fisse di ritiro dell energia elettrica immessa in rete il cui valore include sia la componente incentivante sia la componente di vendita dell energia elettrica immessa in rete. Fino all emanazione degli ultimi provvedimenti di incentivazione del fotovoltaico (D.M. 5 luglio 2012) e delle altre fonti rinnovabili (D.M. 6 luglio 2012), che hanno previsto delle TO per gli impianti di piccole dimensioni, parlando di Tariffe Onnicomprensive ci si riferiva essenzialmente a quelle introdotte dalla Legge 244/07 e regolate dal D.M. 18 dicembre 2008, riservate agli impianti con potenza fino a 1 MW (200 kw per gli impianti eolici) entrati in esercizio entro il 31 dicembre Incentivi D.M. 6 luglio 2012 Il D.M. 6 luglio 2012 ha stabilito le nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diverse da quella fotovoltaica, che entrano in esercizio dal 1 gennaio Gli impianti sono incentivati sulla base dell energia immessa in rete: quelli fino a 1 MW con delle Tariffe Onnicomprensive; quelli oltre il MW con un incentivo pari alla differenza tra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario dell energia. A seconda delle potenza degli impianti, l accesso agli incentivi è libero, è soggetto all iscrizione a registri o alla partecipazione ad aste competitive. Servizi di ritiro dell energia elettrica Ritiro Dedicato (RID) Il Ritiro Dedicato rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori per il collocamento sul mercato dell energia elettrica immessa in rete. Essa consiste nella cessione al GSE, e nella conseguente remunerazione, dell energia elettrica immessa in rete e dei relativi corrispettivi per l utilizzo della rete. Sono ammessi al regime di Ritiro Dedicato gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA o di potenza qualsiasi se alimentati da energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, geotermica, idraulica limitatamente alle unità ad acqua fluente o da altre fonti rinnovabili se nelle titolarità di un autoproduttore. L accesso al RID è alternativo agli incentivi riconosciuti ai sensi dei D.M. 5 luglio 2012 e 6 luglio Scambio sul Posto (SSP) Lo SSP fornisce all utente, che abbia un impianto di produzione di energia elettrica, un ristoro della spesa per l acquisto dell energia elettrica consumata in base al valore dell energia prodotta e immessa in rete dall impianto. Possono accedere allo SSP gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e di Cogenerazione ad Alto Rendimento di potenza fino a 200 kw. L accesso a tale meccanismo è però alternativo agli incentivi riconosciuti ai sensi dei D.M. 5 luglio 2012 e 6 luglio Tutti i meccanismi descritti sono sinteticamente illustrati nelle due tabelle seguenti.
31 28 Rapporto Attività 2012 TABELLA 3 REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI INCENTIVABILI AI SENSI DELLA NORMATIVA PREVIGENTE AL D.M. 5 LUGLIO 2012 (QUINTO CONTO ENERGIA) E AL D.M. 6 LUGLIO 2012 (NUOVO DECRETO FER ELETTRICHE) Tipo di impianto Meccanismo di incentivazione Periodo di incentivazione Incentivo Valorizzazione energia Impianti FER (no fonte solare) Impianti solari CV 15 anni Vendita CV attribuiti all energia prodotta TO Impianti di piccola taglia 3 Conto Energia Impianti fotovoltaici Conto Energia Impianti solari termodinamici 15 anni 20 anni 25 anni Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell energia immessa in rete Tariffe del Conto Energia attribuite all energia prodotta Tariffe del Conto Energia attribuite all energia prodotta esclusivamente per la parte solare Autoconsumo o libero mercato Ritiro Dedicato 1 Scambio sul Posto 2 Autoconsumo o mercato libero Ritiro Dedicato Scambio sul Posto 1. Impianti di potenza inferiore a 10 MVA o di qualsiasi potenza nel caso di fonti rinnovabili non programmabili. 2. Impianti di potenza fino a 200 kw. 3. Impianti di potenza non superiore a 1 MW (200 kw per gli impianti eolici). TABELLA 4 REMUNERAZIONE DEGLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI INCENTIVABILI AI SENSI DEL D.M. 5 LUGLIO 2012 (QUINTO CONTO ENERGIA) E D.M. 6 LUGLIO 2012 (NUOVO DECRETO FER ELETTRICHE) Tipo di impianto Meccanismo di incentivazione Periodo di incentivazione Incentivo Valorizzazione energia Impianti FER (no fonte solare) TO Impianti fino a 1 MW Incentivo D.M. 6 luglio 2012 Impianti oltre 1 MW Vita media utile convenzionale della specifica tipologia di impianto Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell energia immessa in rete Tariffa di riferimento - prezzo zonale orario sull energia immessa in rete Mercato libero Impianti solari fotovoltaici TO Impianti fino a 1 MW Incentivo D.M. 5 luglio 2012 Impianti oltre 1 MW 20 anni Tariffe Onnicomprensive di ritiro dell energia immessa in rete Tariffa di riferimento - prezzo zonale orario sull energia immessa in rete Mercato libero Impianti solari termodinamici Conto Energia 25 anni Tariffe attribuite all energia prodotta esclusivamente per la parte solare Autoconsumo o mercato libero Ritiro Dedicato Scambio sul Posto
33 30 Rapporto Attività 2012 Il CIP 6/92 Ai sensi dell articolo 3, comma 12, del D.Lgs. 79/99, dal 2001 il GSE ritira l energia immessa in rete da diverse tipologie di impianti. In relazione al tipo di convenzione, che regola la cessione dell energia al GSE e la corrispondente tariffa riconosciuta, si individuano le seguenti tipologie di impianti incentivati: impianti titolari di convenzione di cessione c.d. destinata ai quali è riconosciuta la tariffa CIP 6/92 ovvero la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEG 81/99 per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici-distributrici soggetti al titolo IV, lettera B, del provvedimento CIP 6/92; impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEG 108/97; impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 3 MW titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla Deliberazione AEEG 62/02 - ex 82/99 (provvedimento in vigore fino al 2004). Nella categoria delle fonti definite assimilate (Legge 9/91) ricadono la cogenerazione, il calore recuperabile dai fumi di scarico e da impianti termici, elettrici o da processi industriali, da impianti che usano gli scarti di lavorazione o di processi e che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati. TABELLA 5 ENERGIA ELETTRICA RITIRATA, EX ARTICOLO 3, COMMA 12, D.LGS. 79/99, NEL PERIODO [GWh] Anni CIP 6/92 e Delibera 81/ Delibera 108/ Delibera 62/ Totale TABELLA 6 ENERGIA ELETTRICA RITIRATA, EX ARTICOLO 3, COMMA 12, D.LGS. 79/99, NEL PERIODO , PER TIPOLOGIA DI IMPIANTO [GWh] Impianti alimentati a combustibili di processo o residui o recuperi di energia Impianti alimentati a combustibili fossili o idrocarburi Totale Fonti Assimilate ,60% 78,30% 77,30% 76,50% Impianti idroelettrici Impianti geotermici Impianti eolici Impianti solari Biomasse, biogas e rifiuti Totale Fonti Rinnovabili ,40% -21,70% -22,70% -23,50% Totale TABELLA 7 COSTO DI RITIRO DELL ENERGIA, EX ARTICOLO 3, COMMA 12, D.LGS. 79/99, NEL PERIODO , PER TIPOLOGIA DI FONTE [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] Fonti Assimilate , , , ,3 Fonti Rinnovabili , , , ,3 Totale , , , ,9
34 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica 31 Risultati nel periodo Nel periodo compreso tra il 2001 e il 2011 il GSE ha ritirato un volume complessivo di energia pari a oltre 507 TWh per un controvalore cumulato di circa 53,5 miliardi di euro (ossia una remunerazione media pari a circa 105 /MWh). Tra il 2001 e il 2004, la quota di energia ritirata da impianti alimentati da sole fonti rinnovabili è variata da un minimo del 21,7% registrato nel 2002 a un massimo del 23,5% registrato nel A partire dal 2005 il GSE non ritira più l energia prodotta dagli impianti mini-idro (circa 3 TWh/anno) e la quota di energia da fonti rinnovabili è scesa al di sotto del 20%. Nel 2001 il costo medio unitario è stato pari a 87,81 /MWh per un onere complessivo di milioni di euro. Nel corso degli anni il costo medio unitario di ritiro dell energia è progressivamente cresciuto sia per effetto dell aggiornamento delle componenti tariffarie che per la progressiva entrata in esercizio degli impianti a più elevato livello di remunerazione (in particolare quelli alimentati a biomasse, biogas e rifiuti) ,60% 81,00% 82,30% 82,20% 81,10% 83,70% 81,70% ,40% -19,00% -17,70% -17,80% -18,90% -16,30% -18,30% [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,4
35 32 Rapporto Attività 2012 Ai sensi di quanto previsto all articolo 3, comma 13, del D.Lgs. 79/99 il GSE provvede a collocare sul mercato l energia ritirata dai produttori incentivati, destinandola in parte agli operatori del mercato libero (grossisti, clienti idonei) e in parte al mercato vincolato (attraverso Enel S.p.A. fino al 2003 e successivamente con l Acquirente Unico), secondo modalità fissate, di anno in anno, con Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico. Contribuiscono pertanto alla copertura dell onere sostenuto dal GSE i ricavi derivanti dalla vendita dell energia al mercato e, a partire dal 2003, quelli derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi di titolarità del GSE (certificati associati alla produzione di impianti CIP 6 a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1 aprile 1999 e riconosciuti per i primi 8 anni di esercizio). La parte residua dell onere, secondo quanto stabilito dallo stesso articolo 3, comma 13, del D.Lgs. 79/99, viene inclusa dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas tra gli oneri di sistema e posta a carico della componente tariffaria A3 che grava direttamente sui consumatori finali. Viene di seguito evidenziata, anno per anno, la copertura dell onere sostenuto dal GSE per tipologia di fonte e di ricavo. Si specifica a tale proposito quanto segue: TABELLA 8 COPERTURA DELL ONERE DI RITIRO DELL ENERGIA, EX ARTICOLO 3, COMMA 12, D.LGS. 79/99, PERIODO , PER TIPOLOGIA DI FONTE E DI RICAVO [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] Fonti Assimilate Costo di ritiro energia , , , ,3 Vendita energia , , , ,8 Ricavi vendita CV 152 3, ,9 Esigenza gettito A , , , ,6 Fonti Rinnovabili Costo di ritiro energia , , , ,3 Vendita energia , , , ,8 Ricavi vendita CV 45 3,6 39 2,9 Esigenza gettito A , , , ,6 Totale Costo di ritiro energia , , , ,7 Vendita energia , , , ,8 Ricavi vendita CV 197 3, ,9 Esigenza gettito A , , , ,2
36 Incentivazione e ritiro dell energia elettrica 33 le modalità di vendita dell energia CIP 6 al mercato non prevedono una differenziazione tra energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili ed energia prodotta da impianti alimentati da fonti assimilate che, pertanto, vengono collocate allo stesso prezzo; ai fini della determinazione dell esigenza di gettito A3 per singola tipologia di fonte, i ricavi derivanti dalla vendita dei Certificati Verdi sono ripartiti tra fonti assimilate e fonti rinnovabili proporzionalmente all energia ritirata dal GSE. La quota di onere che deve essere coperta dal gettito della componente tariffaria A3 ha raggiunto nel 2006 il valore massimo (3.477 milioni di euro), picco derivante dalla progressiva crescita della componente di Costo Evitato di Combustibile (CEC), che ha incrementato il valore del costo unitario fino a 70,9 /MWh, al quale non ha fatto seguito un pari incremento del ricavo medio unitario derivante dalla vendita dell energia. Negli anni successivi si è registrato invece un ridimensionamento del differenziale tra prezzo medio di acquisto e prezzo medio di vendita dell energia CIP 6, che ha determinato un riassestamento del fabbisogno A3 per il CIP 6. Si rileva, inoltre, che a partire dall anno 2006 la quota di ricavo derivante dalla vendita di Certificati Verdi nella titolarità del GSE si è ridotta significativamente per effetto dell entrata in servizio di nuovi impianti qualificati IAFR e del conseguente incremento dell offerta di Certificati Verdi da parte di operatori privati [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] [Mln ] [ /MWh] , , , , , , , , , , , , , ,0 82 1,9 3 0, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,0 15 1,9 1 0, , , ,1 937,42 126, , , , , , , , , , , , , , , , , ,0 97 1,9 3 0, , , , , , , ,4

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