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Legislazione rinnovabile o rinnovabile legislazione


 Ohad Epschtein*



 

Legislazione Nazionale
Breve excursus


La promozione di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata oggetto di diversi provvedimenti a livello nazionale, spesso di natura eterogenea e non prescrittiva. Il legislatore italiano ha scelto di utilizzare lo strumento della promozione di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, quale elemento caratterizzante la propria politica ambientale. In particolare, il sostegno delle fonti rinnovabili per produrre energia elettrica e termica dovrebbe contribuire fattivamente al rispetto degli impegni assunti nella Conferenza Internazionale di Kyoto(1), specificamente con la ratifica del protocollo da parte della Russia, che rende gli obblighi presi rinforzabili.

 

Il Provvedimento CIP 6/92

Sino all’entrata in vigore delle disposizioni del Decreto Bersani, il fulcro delle azioni legislative volte a promuovere la penetrazione delle fonti rinnovabili di energia era rappresentato dal CIP 6. Con delibera n. 6 del 29 aprile 1992 il Comitato Interministeriale Prezzi (CIP) aveva fissato i prezzi relativi alla cessione, al vettoriamento ed alla produzione per conto dell’Enel, e i parametri relativi allo scambio dell’energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate, assicurando prezzi e parametri incentivanti.


L’incentivazione era finalizzata al recupero accelerato del capitale investito, calcolato attraverso parametri diversi per ogni specifica tipologia di impianto, in modo da favorire le tecnologie ecocompatibili o non ancora in grado di essere prodotte a prezzi di mercato. Il criterio utilizzato per la determinazione dei prezzi di cessione è stato quello del costo evitato dell’Enel, a sua volta composto da costi di impianto, di esercizio, di manutenzione, spese generali e costo del combustibile. Il prezzo di cessione includeva, per i primi otto anni di esercizio, un’ulteriore componente – la cosiddetta componente incentivante - correlata ai maggiori costi derivanti dalla tecnologia impiegata nelle diverse tipologie di impianti (ad es. idroelettrici, eolici, geotermici). Lo stesso provvedimento disciplinava poi l’aggiornamento delle componenti del prezzo di cessione, prevedendo:

Nei fatti, il provvedimento si è dimostrato uno strumento di forte promozione di produzione di energia elettrica dalle fonti individuate: una volta completati i progetti ammessi alla realizzazione e tenuto conto di un tasso naturale di mortalità, si può stimare in oltre 50 TWh/anno l’apporto di nuova produzione ad alta efficienza e basso inquinamento, equivalente a quasi 1/6 del fabbisogno nazionale di energia elettrica nel 2002.


Sebbene una parte significativa della nuova producibilità verde sia data da impianti ancora in costruzione, i programmi CIP 6 sono ad esaurimento a causa dell'intervento del Ministero dell'Industria che con Decreto 24/1/97 ha sospeso l'applicazione del Provvedimento ai progetti rientrati in graduatoria entro il giugno 1995.


A completamento della normativa sull’incentivazione dell’elettricità verde, occorre citare la Delibera Aeeg n. 82/1999, successivamente modificata con Delibera n. 56/2000 e n. 62/2002, con cui l’organismo regolatorio ha fissato i prezzi di cessione dell’energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici (inizialmente solo per quelli ad acqua fluente, poi anche per quelli a bacino) con potenza fino a 3 MW. I prezzi di cessione definiti dall’Aeeg, volti a garantire la copertura dei costi di produzione in condizioni di adeguata redditività, non si applicano a quegli impianti che già godono di altre forme di incentivazione, come il CIP 6.



Le vicende legate al CIP 6/92


L’Aeeg, (Agenzia per l’Energia Elettrica e Gas) titolare dei poteri già trasferiti dal CIP al Ministero dell’Industria, con delibera n. 81/99, aveva proceduto alla rideterminazione dei prezzi e dei contributi previsti dal provvedimento CIP 6/92 sulla base dell’evoluzione tecnologica del settore della generazione elettrica, in modo da mantenere costante il tasso reale di remunerazione pari al 7%, riconosciuto dal citato provvedimento.


Contro le decisioni dell’Autorità avevano presentato ricorso i produttori indipendenti (Unapace e Federelettrica) che beneficiavano del sistema di prezzi di cessione incentivanti, argomentando che l’applicazione della delibera avrebbe impedito di realizzare i circa 2.000 MW di impianti da fonti rinnovabili ancora da costruire nell’ambito delle disposizioni CIP 6 e su cui si sarebbe basata l’attuabilità del portafoglio verde del 2% introdotto dal Decreto Bersani.


L’ultima parola sulla vicenda è spettata al Consiglio di Stato, che nell’Adunanza del 9 dicembre 1999 si è espresso negando pregio alle argomentazioni dell’Autorità, poiché la ratio di tutta la normativa, primaria e secondaria, sarebbe quella di “definire un regime di prezzi di cessione chiusi, fissati a livello assoluto”. Il Consiglio di Stato ha cioè ritenuto che, il Legislatore, nel contemperare l’esigenza del sostegno allo sviluppo delle fonti rinnovabili con obiettivi di economicità del sistema, abbia voluto garantire un regime di incentivazione consistente nella stabilità dei prezzi di cessione dell’energia all’Enel, come fissati dal CIP, per tutta la durata dei relativi contratti.


La definitiva chiusura della vicenda si è avuta con la delibera dell’Aeeg n. 188/2000; l’organo regolatorio dopo il provvedimento n. 81/1999 si era infatti riservato un supplemento di indagine. Con delibera n. 188/2000 l’Autorità recepisce il parere del Consiglio di Stato, riconoscendo di non essere legittimata a disporre l’aggiornamento tariffario nei confronti delle iniziative tutelate dalla Legge n. 481/1995.

Il Libro Bianco sulle energie rinnovabili

Il Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, dell’aprile 1999, recepisce a livello nazionale i contenuti del Libro Bianco della Commissione per una strategia e un piano d’azione della Comunità - Energia per il futuro: le fonti energetiche rinnovabili. Il documento individua, per ciascuna fonte rinnovabile, gli obiettivi necessari alla riduzione delle emissioni di gas serra, indicando inoltre strategie e strumenti necessari allo scopo.


L’obiettivo generale indicato è quello di incrementare il contributo delle fonti rinnovabili al bilancio energetico nazionale, dagli 11,7 Mtep del 1997 ai 20,3 Mtep (in termini di fonti fossili sostituite da fonti energetiche alternative) nel 2008-2012.


Le linee d’azione individuate prevedono:

Tab. 1 - Informazioni sugli scopi delle varie FER riportati nel Libro Bianco

 

Energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia, 1997-2012 (2)

 

 

 

1997

 

2002E*

 

2006E

 

2008-2012E

 

 MWe

Mtep

 MWe

Mtep

Var. 97-02 (Mtep)

 MWe

Mtep

Var. 97-06 (Mtep)

 MWe

Mtep

Var. 97-08/2012 (Mtep)

Idro>10 MW

13.942

7,37

14.300

7,55

0,19

14.500

7,66

0,29

15.000

7,92

0,56

Idro<10 MW

2.187

1,79

2.400

1,95

0,17

2.600

2,12

0,33

3.000

2,44

0,66

Geotermico

559

0,86

650

1,05

0,19

700

1,13

0,27

800

1,29

0,44

Eolico

119

0,03

700

0,31

0,28

1.400

0,62

0,59

2.500

1,10

1,07

Fotovoltaico

16

0,00

25

0,01

0,00

100

0,02

0,02

300

0,07

0,07

Biomasse e Biogas

192

0,13

380

0,50

0,38

800

1,06

0,93

2.300

3,04

2,91

Rifiuti

89

0,06

350

0,39

0,33

500

0,55

0,50

800

0,88

0,83

Totale

17.104

10,22

18.805

11,76

1,54

20.600

13,15

2,93

24.700

16,75

6,5

Idro<10 MW

2.187

1,79

2.400

1,95

0,17

2.600

2,12

0,33

3.000

2,44

0,66

 

*E: stima

 

I costi previsti per la realizzazione di questi piani di sviluppo sono ingenti, specie in considerazione del fatto che non tutte le fonti rinnovabili hanno raggiunto la maturità in termini di competitività economica rispetto alle fonti energetiche convenzionali. Il Libro Bianco stima i costi di investimento legati a ciascuna tecnologia produttiva e l’ammontare complessivo degli investimenti richiesti per il raggiungimento del target di sviluppo delle fonti rinnovabili nel periodo 2008-2012.

 


Tab. 2 - Investimenti in fonti rinnovabili necessari per il raggiungimento degli obiettivi al 2008-2012 (3)

 

 

Tecnologia

 

Costi d'investimento

specifici ( g mln/ MW)

 

 MW previsti

 

 

Costi totali del

programma ( g mln)

Idro>10 MW

2,6

1.000

2.600

Idro<10 MW

2,3

800

1.840

Geotermico

2,6

300

780

Eolico

0,8

2.400

1.920

Fotovoltaico

5,7

280

1.596

Biomasse e Biogas

1,8

2.100

3.780

Rifiuti

4,1

700

2.870

Totale

 

7.580

15.386

 

 

 

L’ambito costituzionale


La riforma Titolo V della costituzione del 2001, che ha posto il tema dell’energia nell’ambito della competenza concorrente Stato-Regioni, ha prepotentemente condotto le Regioni in una dimensione che incide profondamente sulle scelte di fondo della politica energetica nazionale.


Il lungo processo, che ha portato le Regioni al controllo della risorsa energetica del proprio territorio(4), aveva già consentito a queste di:

Per la riduzione delle emissioni climalteranti questi ultimi sono stati configurati dagli impegni assunti a livello europeo e internazionale, dalla Comunità europea e dal nostro Paese.


Il protocollo di Torino, firmato il 5 giungo 2001 da tutti i Presidenti delle Regioni, rappresenta la sintesi di tale strategia, e attesta la consapevolezza del ruolo protagonista del sistema delle Regioni e degli Enti locali, nel quadro delle politiche nazionali anche energetiche.


Il salto operato dal Titolo V della Costituzione, che riconosce alle Regioni una competenza normativa concorrente con quella dello Stato nell’intero campo dell’energia con i soli limiti dei principi fondamentali, apre uno scenario del tutto nuovo, ancora necessariamente inespresso nella sua potenzialità. Infatti, in mancanza di una legge nazionale sui principi fondamentali, è ancora operante, secondo la pronuncia costituzionale, il corpus iuris delle leggi dello Stato come , in ogni caso, i vincoli discendenti dalla normativa europea.


Di contro in ossequio all’art. 117 del nuovo Titolo V della Costituzione allo Stato è sottratto il potere di regolamentazione e di normazione in genere, fatti salvi, come ricordato, i principi fondamentali.


La riforma dell'art. 117, dunque, modifica il ruolo dei diversi attori istituzionali nel settore elettrico, ampliando le competenze regionali con la previsione che diventino materia di legislazione concorrente, la produzione, il trasporto e la distribuzione nazionale dell'energia, salvo che per la determinazione dei principi fondamentali, riservata alla legislazione dello Stato. Spettano inoltre allo Stato la tutela della concorrenza e dell'ambiente, la determinazione dei livelli essenziali dei servizi di pubblica utilità e la gestione dei rapporti con l'UE.


La nuova norma pone problemi applicativi rilevanti, sia in termini di sicurezza della rete elettrica, sia in termini di diseconomie connesse al decentramento delle decisioni in materia di politica energetica.


Il settore elettrico è per definizione un sistema che presenta forti economie di scala, di coordinamento, nonché elementi ineliminabili di monopolio naturale, che possono essere risolti tecnicamente ed economicamente solo su scala (quantomeno) nazionale. A titolo d’esempio:

L'attuale formulazione rischia di rendere inefficace il processo di liberalizzazione e di compromettere la politica di sviluppo del settore, facendo mancare il necessario coordinamento tra autorità locali e centrali. In sintesi, oltre ad alcuni problemi tecnici connessi alla natura stessa della materia energia - per certi aspetti di carattere almeno nazionale, come visto nel caso delle reti - l'art. 117 della Costituzione e il c.d. federalismo energetico pongono sostanzialmente due ordini di problemi e rischi:

Il processo di riforma federale dello Stato incontra quindi problemi specifici nei settori dell'energia, al punto che si discute di un’eventuale riforma della riforma che riconduca al centro le principali competenze in materia energetica.


I tempi di un intervento legislativo di rango costituzionale, che ampli la competenza esclusiva dello Stato nelle materie citate, sono lunghi. E' quindi prevedibile che, nel frattempo, vengano adottate misure, anche transitorie, affinché il contenzioso centro-periferia in materia energetica non si rifletta in una paralisi del flusso di nuovi investimenti.


In questo quadro, nel settembre 2002, è stato siglato un accordo tra Governo, Regioni, Province e Comuni per l'esercizio coordinato delle rispettive funzioni in materia di produzione di energia elettrica, assicurando, nell'ambito delle attività amministrative di competenza, l'installazione di potenza adeguata ai fabbisogni e alle esigenze di sicurezza del sistema.



Il nuovo meccanismo di incentivazione

Decreto Bersani


La direttiva 96/92/CE sul mercato unico europeo dell’energia elettrica è stata recepita in Italia attraverso il Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n.79, noto come Decreto Bersani.


Il Decreto Bersani ha fissato, all’art. 11, nuovi meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, basati su regole di mercato e quindi più confacenti al contesto di liberalizzazione. La ratio del favorevole trattamento riservato all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili è sempre quella di favorirne lo sfruttamento in considerazione delle minori esternalità negative attribuibili a queste fonti. Considerando solo i costi interni di produzione dell’energia è evidente l’irrazionalità, ad oggi, di sostenere la concorrenza su un libero mercato per le fonti rinnovabili.


Il Decreto ha quindi disposto la priorità di dispacciamento per l’energia rinnovabile, assicurando all’energia proveniente da impianti CIP 6 il collocamento tramite il GRTN e l’accelerazione della realizzazione delle iniziative incluse nelle prime sei graduatorie, l’ultima delle quali si è chiusa nel 1995. Ha inoltre previsto che, la richiesta di rinnovo delle concessioni idroelettriche sia subordinata alla presentazione di programmi di aumento dell’energia prodotta o della potenza installata, e che il CIPE deliberi per ciascuna fonte rinnovabile gli obiettivi pluriennali e provveda alla ripartizione delle risorse, da destinare all’incentivazione tra Regioni e Province Autonome.


Per il passaggio da un sistema d’incentivazione diretta ad uno di incentivazione indiretta e market oriented, il Decreto ha previsto (comma 1, 2 e 3 dell’art. 11) la promozione della nuova produzione verde post CIP 6 attraverso l’istituzione di un mercato dei Certificati Verdi. A quest’ultimo devono rapportarsi i produttori ed importatori di energia da fonti convenzionali per rispettare, a partire dal 2002, l’obbligo di immissione nel sistema elettrico nazionale di energia elettrica da fonti rinnovabili in misura pari al 2% dell’energia da fonte non rinnovabile immessa in rete l’anno precedente.


In particolare (Decreto Bersani 79/99 art. 11):


Commi 1,2,3:

“Al fine di incentivare l’uso delle energie rinnovabili, il risparmio energetico, la riduzione delle emissioni di anidride carbonica e l’utilizzo delle risorse energetiche nazionali, a decorrere dall’anno 2001, gli importatori e i soggetti responsabili degli impianti che, in ciascun anno, importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili hanno l’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, nell’anno successivo, una quota prodotta da impianti da fonti rinnvoabili, entrati in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva, in data successiva a quella di entrata in vigore del presente decreto.”

“L'obbligo di cui al comma 1 si applica alle importazioni e alle produzioni di energia elettrica, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, eccedenti i 100 GWh; la quota di cui al comma 1 è inizialmente stabilita nel 2% della suddetta energia eccedente i 100 GWh”.
“Gli stessi soggetti possono adempiere al suddetto obbligo anche acquistando, in tutto o in parte, l'equivalente quota o i relativi diritti da altri produttori, purche' immettano l'energia da fonti rinnovabili nel sistema elettrico nazionale, o dal gestore della rete di trasmissione nazionale…”

Il funzionamento dei CV è ben illustrato nell’illustrazione seguente.

 

 

 

 

Fonte: GfE Energy Management
Fig. 1 - Il funzionamento dei CV.
 


Decreto MICA dell’11/11/1999


Il Decreto 11 novembre 1999 del Ministro dell’Industria di concerto con il Ministro dell’Ambiente contiene le direttive per l’attuazione delle norme enunciate nell’art. 11 del Decreto Bersani. In particolare si stabilisce che:

Ciò deve essere purché i Paesi esteri interessati adottino meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili analoghi a quelli italiani (principio di reciprocità).


Si prevede anche che il GRTN emetta e collochi sul mercato i certificati verdi relativi agli impianti CIP 6, entrati in esercizio dopo il primo aprile 1999, ad un prezzo di offerta indipendente dalla fonte, fissato pari al costo medio annuo di acquisto (ai valori di acconto, secondo la modifica introdotta con il decreto MAP 18 marzo 2002), da parte del Gestore, dell’energia rinnovabile incentivata CIP 6, diminuito del ricavo derivante dalla cessione dell’energia stessa.

 


MAP del 18 marzo 2002


Con riferimento alle determinanti fondamentali dell’offerta di certificati verdi, la norma in questione ha subito un’importante modifica con Decreto MAP 18 marzo 2002; questa infatti prevede che, data la particolare onerosità della sostituzione e della totale ricostruzione di tutte le principali parti degli impianti idroelettrici o geotermoelettrici, i produttori possano chiedere al GRTN il riconoscimento di rifacimento parziale, accreditabile al rilascio di Certificati Verdi.


Un’altra modifica della normativa è stata nell’ambito dell’esenzione dall’obbligo di fornire il 2% dell’energia prodotta da FER.


Ovviamente, l’efficacia dei nuovi meccanismi di incentivazione (2% di fonti rinnovabili e certificati verdi) dipenderà dall’offerta complessiva di nuova energia verde, dentro e fuori CIP 6, e dalla relativa domanda. Al riguardo, lo scenario più plausibile appare quello di un eccesso di offerta di certificati verdi. Poiché il prezzo di cessione dei certificati da parte del GRTN è determinato nelle sue modalità di calcolo e nei parametri da cui dipende, sarà sufficiente che i produttori da fonti rinnovabili offrano i propri certificati ad un prezzo leggermente inferiore per avere mercato. I certificati relativi all’energia ritirata dal GRTN svolgeranno allora una funzione residuale nel soddisfacimento della domanda. Occorre in ogni caso ricordare come la percentuale del 2% possa essere innalzata a seguito di mutate esigenze di politica energetica (Protocollo di Kyoto, Direttiva 2001/77/CE, Decreto Marzano).


Il trasferimento dei diritti e delle obbligazioni relativi all’acquisto di energia elettrica prodotta da altri operatori nazionali dall’Enel al GRTN, secondo quanto disposto dal D. Lgs. n. 79/99, è avvenuto con Decreto del Ministero dell’Industria 21 novembre 2000.


Quest’ultimo, assieme al Decreto del Ministero dell’Industria 10 dicembre 2001, prevede che, fino all’entrata in funzione della borsa elettrica, l’energia CIP 6 venga ceduta dal GRTN mediante procedure concorsuali disciplinate dall’Aeeg. Tali procedure prevedono, da parte del GRTN, l’aggiudicazione mediante rialzo sul prezzo base, determinato secondo i criteri contenuti nei decreti stessi.



Il recepimento della Direttiva 2001/77/CE con il D.Lgs 387/2003


Il 29 dicembre 2003 il Parlamento ha adottato il Decreto Legislativo di recepimento della Direttiva 2001/77/CE, sulla promozione dell’elettricità da fonti rinnovabili, trasmesso alla Conferenza Unificata e, successivamente, alle competenti Commissioni parlamentari.


Il Decreto conferma gli adempimenti richiesti dalla Direttiva con riferimento all’adozione di relazioni periodiche, da parte del Ministro delle Attività Produttive di concerto con gli altri ministri interessati, che analizzino il grado di raggiungimento degli obiettivi nazionali di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nonché la coerenza di questi obiettivi con quelli generali posti dalla Direttiva stessa.


I punti salienti del Decreto di recepimento della Direttiva, sono:

Il D.Lgs. va visto in connessione alla prospettiva di aumento della quota obbligatoria di energia elettrica da produrre a mezzo di fonti rinnovabili, prevista dall’art. 4.

“A decorrere dall’anno 2004 e fino al 2006, la quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili (…) è incrementata annualmente di 0,35 punti percentuali (…). Il Ministro delle Attività Produttive, (…), stabilisce gli ulteriori incrementi della medesima quota minima, per il triennio 2007-2009 e per il triennio 2010-2012.”

(D.Lgs. 387/2003, art. 4)



Questo sforzo è finalizzato al raggiungimento dell’obiettivo nazionale di aumento della produzione di energia elettrica verde dai circa 50 TWh odierni sino a circa 75 TWh nel giro di 10 anni.


Tale incremento di produzione da fonti rinnovabili rappresenta un passo significativo, per migliorare la sicurezza del sistema energetico e ridurre le emissioni dei gas serra, contribuendo al rispetto degli impegni assunti in tal senso in sede internazionale.


Inoltre sono anche previste sanzioni per i non adempienti all’obbligo. Il D.Lgs. 387 prevede, a decorrere dall’anno 2004, l’applicazione di una sanzione, comunicata dall’Aeeg, su segnalazione del GRTN.


A decorrere dall’anno 2004, a seguito della verifica effettuata (…), il Gestore della rete comunica all’Autorità per l’energia elettrica e il gas i nominativi dei soggetti inadempienti. A detti soggetti l’AEEG applica sanzioni ai sensi della legge 13 novembre 1995, n. 481, e successive modificazioni.



Legge del 23 agosto 2004, n. 239 (Legge Marzano)


La legge Marzano riordina sostanzialmente tutto il settore energetico. Nell’ambito del mercato di energia rinnovabile il Decreto presenta alcune novità, tra cui:

“Hanno diritto all’emissione dei certificati verdi previsti ai sensi dell'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successive modificazioni, l'energia elettrica prodotta con l'utilizzo dell'idrogeno e l'energia prodotta in impianti statici con l'utilizzo dell'idrogeno, ovvero con celle a combustibile, nonché l'energia prodotta da impianti di cogenerazione, abbinati al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento.”

(Legge del 23 agosto 2004, n. 239, art.1, comma 71)
 

“Il valore dei certificati verdi emessi ai sensi del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, è stabilito in 0,05 GWh o multipli di detta grandezza.”

(Legge del 23 agosto 2004, n. 239, art. 1, comma 87)



Differenze tra CIP6 e CV


In sintesi possiamo ricapitolare le differenze più significative tra i due meccanismi d’incentivazione.
Il CIP6/92 è fondamentalmente basato sui seguenti punti:

Il meccanismo dei Certificati Verdi invece si basa su quattro punti fondamentali;

  1. l’energia prodotta dagli impianti qualificati IAFR viene premiata con un certificato verde (CV);

  2. la cessione dell’energia è separata da quella dei CV;

  3. il prezzo di cessione del CV e dell’energia immessa sono regolati da meccanismi di mercato;

  4. i grossisti di energia sono obbligati all’acquisto dei CV. Il meccanismo non prevede differenziazioni per tipologia di impianto di produzione e, in effetti, viene favorito lo sviluppo degli impianti con tecnologie maggiormente redditive. Inoltre, l’obbligo d’annullamento dei CV ricade sui produttori di energia elettrica e quindi i produttori sono stimolati allo sviluppo di impianti da fonte rinnovabile.

 

 

 

 

Fig. 2 - Il passaggio dal CIP6/92 ai CV.



Problematiche


Confrontando il meccanismo di prezzo fissato del CIP6/92 con il meccanismo di quantità fissata dei Certificati Verdi, si possono notare diversi punti di deboli del CIP6/92 e si può solo sperare che questi non vengano ripetuti un’altra volta.


Il sistema d’incentivi previsto dal CIP6 ha prodotto comunque anche notevoli benefici per le fonti tradizionali che hanno poi agevolato il meccanismo di sostegno delle FER attraverso la definizione di Fonti Assimilate. Il meccanismo, che doveva fissare i prezzi per l’acquisto d’energia da fonti rinnovabili, ha esteso questa possibilità anche agli impianti che utilizzano combustibili tradizionali (come le centrali di turbogas con ciclo combinato), rifiuti non biodegradabili e scariche di raffineria, purché presentassero risultati migliori in termini di efficienza rispetto alle centrali Enel in funzione (coprendo il costo evitato per costruire nuove centrali e per i combustibili).(5)


In tutto si tratta di 30 mld € che sono stati pagati tra il 1991 e il 2003 dai consumatori attraverso le bollette elettriche (la voce A3). Il 92% di questa ridistribuzione è stato utilizzato per la realizzazione di centrali, alimentate da fonti fossili, e di inceneritori, e solo il rimanente 8% per le fonti pulite.


Inoltre, il provvedimento del Governo Amato in accordo con industriali, produttori di energia, permise all’accesso al regime incentivato per 8 anni.


Però, solo poco più di sei mesi dopo l’entrata in vigore del D.Lgs. 387/2003, che andrebbe come già detto prima, a facilitare la realizzazione di impianti di FER, con la legge Marzano sono stati rifatti un’altra volta gli errori del vecchio meccanismo. La legge 239/2004 acconsente al rientro degli impianti di teleriscaldamento nella tipologia di impianti che possono ottenere la qualifica IAFR e così facendo emettere CV.


Non solo, anche la possibilità del GRTN di coprire il deficit tra l’offerta e la domanda(6) di CV non persegue le regole di un mercato libero di quantità prefissata. In un mercato libero, uno squilibrio del genere provocherebbe l’aumento del prezzo dei CV, che a sua volta stimolerebbe l’aumento dell’offerta di energia da fonti rinnovabili, ovvero la costruzione di nuovi impianti. Paradossalmente, la conseguenza è che il mercato delle nuove fonti rinnovabili – come eolico e solare – ha avuto nel 2003 aumenti marginali della produzione a fronte di una richiesta reale del mercato.
* oe_em@yahoo.co.uk

 

__________________________________________

(1)  Delibera CIPE n. 123 del 19 dicembre 2002, che modifica e puntualizza le Linee Guida per le politiche e le misure nazionali di riduzione dei gas serra
(2)  Libro Bianco, 1999
(3)  Libro Bianco, 1999.
(4)  Le leggi 9 gennaio 1991, n. 9 e 10, la rilevante riforma introdotta dalla legge 15 marzo 1997, n. 59 e il decreto legislativo 31 marzo 1998, n. 112 sul decentramento delle competenze amministrative dello Stato
(5)  Delibera 6/92 del Comitato interministeriale
(6)  Nel 2003 il valore della domanda è stato pari a 3,46TWh e l’offerta pari a 1,3TWh, nel 2002 rispettivamente 3,23 e 0,9 (Fonte: Energia elettrica da fonti rinnovabili, Bolletino dell’anno 2003, GRTN; Energia elettrica da fonti rinnovabili, Bolletino dell’anno 2002, GRTN)