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22 Investire nelle rinnovabili Gli incentivi hanno accelerato lo sviluppo del settore, ma rappresentano un sistema non sostenibile Il favorevole livello di incentivazione, rispetto ai costi delle tecnologie rinnovabili, ha favorito una forte crescita della potenza installata da energie alternative, che è raddoppiata negli ultimi quattro anni, a fronte di una spesa per incentivi per il Sistema Paese che è quasi quadruplicata. Sebbene tale sistema d’incentivazione abbia contribuito ad accelerare lo sviluppo del parco generativo da fonti rinnovabili in ottica del conseguimento degli obiettivi imposti dall’Unione Europea, sono però emerse alcune criticità: • un parco installato, in particolare per il fotovoltaico, non ottimizzato rispetto alle tecnologie ed ai relativi costi di capitale installato inferiori, attesi nei prossimi anni, per la realizzazione degli impianti, con conseguente maggiore livello di spesa per TWh di energia rinnovabile prodotta • un livello di spesa, per finanziare la struttura di incentivi, in forte crescita e probabilmente non sostenibile nel medio termine nell’ambito di politiche di contenimento della spesa pubblica. © 2011 KPMG Advisory S.p.A. è una società per azioni di diritto italiano e fa parte del network KPMG di entità indipendenti affiliate a KPMG International Cooperative (“KPMG International”), entità di diritto svizzero. Tutti i diritti riservati.
Investire nelle rinnovabili 23 SCHEDE DI APPROFONDIMENTO - I sistemi di incentivazione Il provvedimento CIP n. 6/92 Il provvedimento CIP n. 6/92 ha costituito, all’inizio degli anni ’90, il primo rilevante intervento di incentivazione delle fonti rinnovabili nel nostro Paese, la cui caratteristica peculiare è consistita nella sua applicazione anche alle cosiddette fonti ‘assimilate’, ovvero a fonti energetiche convenzionali definite all’epoca ‘ad alta efficienza’, quali impianti a ciclo combinato gas con cogenerazione di vapore e impianti di generazione di energia elettrica con gli scarti della raffinazione petrolifera. Ambito di applicazione e riferimenti normativi Il meccanismo di cui al provvedimento CIP n. 6/1992, emesso a fronte della Legge 9 del 1991, prevedeva la valorizzazione dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate (cogenerazione, termovalorizzazione, ecc.) e la cessione dell’energia prodotta (inizialmente ad Enel, ai tempi monopolista e gestore della rete, poi al GSE) attraverso la determinazione di prezzi di cessione incentivanti, rivisti periodicamente, stabiliti dal Comitato Interministeriale Prezzi (CIP). Il Decreto Ministeriale 24 gennaio 1997 ha sospeso la procedura di ammissione agli incentivi, nonché le iniziative finalizzate alla stipula delle convenzioni di cessione di energia con Enel. La Legge 99/2009 ha inoltre promosso meccanismi di risoluzione volontaria e anticipata delle convenzioni CIP 6 riguardanti impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia (es. gassificazione tar, gas siderurgici, ecc.) e assimilati alimentati da combustibili fossili (per esempio gas naturale); il meccanismo di risoluzione consiste nell’anticipare ai produttori CIP 6 tutti i futuri ricavi derivanti dalla vendita di energia. Meccanismo dell’incentivo e durata Gli impianti ammessi nelle graduatorie CIP 6 beneficiavano degli incentivi fino al termine della scadenza delle relative convenzioni (la cui durata massima era di 15 anni), percependo una tariffa inclusiva di: • una remunerazione per l’energia elettrica ceduta, che corrispondeva sostanzialmente ai costi evitati ad Enel per la realizzazione, l’esercizio (incluso il relativo combustibile) e la manutenzione di nuovi impianti alimentati da fonti tradizionali Oneri dell’incentivo e relativa copertura L’onere complessivo derivante da questo sistema incentivante è stato principalmente determinato dalla differenza tra i costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell’energia elettrica CIP 6 secondo le modalità previste dal provvedimento e i ricavi ottenuti dal GSE per la rivendita della stessa energia sul mercato tramite meccanismo di asta, ad un prezzo inferiore al livello di mercato. La copertura di tale costo è stata posta a carico dei clienti del settore elettrico, essendo addebitato direttamente alla componente tariffaria A3 della bolletta dei consumatori finali. Nel 2010 tali oneri hanno raggiunto 1,7 miliardi di Euro, dei quali 780 milioni di Euro per le sole fonti rinnovabili. Criticità L’aggiornamento periodico dei prezzi di cessione da parte del CIP ha, di fatto, rispecchiato quasi esclusivamente le variazioni del tasso di inflazione e del costo del gas naturale (il combustibile ‘evitato’ da Enel); non sono invece stati applicati aggiornamenti e revisioni che tenessero conto dell’evoluzione tecnologica e consentissero quindi una differenziazione dei valori di incentivazione in relazione al momento in cui l’impianto incentivato entrava in esercizio. Tale situazione ha comportato, soprattutto nel caso di impianti entrati in esercizio alcuni anni dopo il 1992, la presenza di valori unitari degli incentivi eccessivi rispetto all’effettivo costo della tecnologia. Possibile evoluzione Negli anni a venire questi costi netti a carico dei clienti del settore elettrico, alla luce dei soli impianti attualmente oggetto dell’incentivazione, sono destinati ad esaurirsi progressivamente con lo scadere delle convenzioni, anche per effetto dell’applicazione della Legge 99/2009 in materia di risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 in essere. E’ comunque ancora possibile l’entrata in esercizio di impianti alimentati a rifiuti (da realizzarsi, appunto, nell’ambito dell’emergenza rifiuti), ammessi a godere, anche da leggi recenti, dell’incentivazione CIP 6. • un’ulteriore componente incentivante specifica per tecnologia impiegata (erogata per i primi otto anni di esercizio dell’impianto). © 2011 KPMG Advisory S.p.A. è una società per azioni di diritto italiano e fa parte del network KPMG di entità indipendenti affiliate a KPMG International Cooperative (“KPMG International”), entità di diritto svizzero. Tutti i diritti riservati.
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