2. <strong>Struttura</strong>, <strong>prezzi</strong> e qualità <strong>nel</strong> <strong>settore</strong> <strong>elettrico</strong>TAV. 2.3CARBONE PRODOTTI PETROLIFERI (A) GAS NATURALE ALTRE FONTI (B)Gruppo E<strong>nel</strong> 66,0 40,2 21,4 0,0Gruppo Edison 0,0 7,3 20,7 43,0Gruppo Eni 0,0 7,3 14,9 48,0Endesa Italia 15,2 11,3 9,0 0,0Edipower 6,4 15,4 9,9 0,0Tirreno Power 10,3 1,0 4,6 0,0Gruppo Electrabel 0,0 0,1 3,1 0,0Gruppo Saras 0,0 11,9 0,0 0,0Aem Milano 0,0 0,0 2,3 0,0Iride 0,0 0,4 1,9 0,0Gruppo Asm Brescia 0,9 0,0 1,4 0,0Sorgenia 0,0 0,0 1,1 0,0Altri o<strong>per</strong>atori 1,2 5,1 9,7 8,9TOTALE 100,0 100,0 100,0 100,0Contributo dei principalio<strong>per</strong>atori nazionali allagenerazione termoelettrica<strong>per</strong> fonteDati in <strong>per</strong>centuale, anno 2006(A) Comprende olio combustibile BTZ e STZ, distillati leggeri, gasolio, coke di petrolio, bassi prodotti e altri residui della lavorazionedel petrolio.(B) Comprende gas derivati, recu<strong>per</strong>i di calore ed espansione del gas compresso.Fonte: Elaborazione AEEG su dati degli o<strong>per</strong>atori.TAV. 2.4IDRO GEOTERMO EOLICO BIOMASSA, BIOGAS E RIFIUTIGruppo E<strong>nel</strong> 50,7 99,4 12,5 1,4Gruppo Edison 7,8 0,0 14,6 0,7Gruppo C.V.A. 6,3 0,0 0,0 0,0Endesa Italia 6,0 0,0 0,0 0,0Edipower 4,9 0,0 0,0 0,0Aem Milano 4,1 0,0 0,0 0,0Trinergy 0,0 0,0 28,9 0,0Gruppo Asm Brescia 0,1 0,0 0,0 11,0Iride 1,8 0,0 0,0 0,0Gruppo Electrabel 1,2 0,0 0,0 0,0Amsa 0,0 0,0 0,0 6,2Azienda Energetica 1,0 0,0 0,0 0,0Altri o<strong>per</strong>atori 15,9 0,6 44,0 80,6TOTALE 100,0 100,0 100,0 100,0Contributo dei principalio<strong>per</strong>atori nazionali allagenerazione rinnovabile<strong>per</strong> fonteDati in <strong>per</strong>centuale, anno 2006Fonte: Elaborazione AEEG su dati degli o<strong>per</strong>atori.TAV. 2.52002 2003 2004 2005 2006CIP6 49.752 50.361 52.398 50.296 48.308di cui assimilata 41.165 40.723 42.268 40.463 39.054di cui rinnovabile 8.586 9.638 10.131 9.833 9.254Delibera n. 108/97 1.347 1.140 1.218 966 689Delibera n. 62/02 2.897 2.411 3.064 - -TOTALE 53.996 53.912 56.680 51.262 48.997Ritiri obbligati del GSEGWhFonte: Elaborazione AEEG su dati GSE.45
2. <strong>Struttura</strong>, <strong>prezzi</strong> e qualità <strong>nel</strong> <strong>settore</strong> <strong>elettrico</strong>aumento, quella da gas naturale risulta essersi ridotta di quasi 5punti <strong>per</strong>centuali, in buona parte a vantaggio di Edison.Per quanto riguarda le altre fonti, Eni ed Edison si confermano digran lunga i principali o<strong>per</strong>atori, grazie, soprattutto, al ruolo rico<strong>per</strong>to<strong>nel</strong>la generazione da gas derivati.Nel <strong>settore</strong> delle energie rinnovabili, E<strong>nel</strong> è il primo produttore sia<strong>per</strong> quanto riguarda la produzione idroelettrica, con riferimentoalla quale ha mantenuto una quota di poco inferiore al 51%, sia<strong>per</strong> quanto riguarda la produzione geotermoelettrica, della qualemantiene il quasi completo controllo. Trinergy è divenuto <strong>nel</strong> 2006il primo o<strong>per</strong>atore <strong>nel</strong> <strong>settore</strong> della produzione di energia eolica,mentre il gruppo Asm Brescia si conferma il primo produttore dienergia da biomassa, biogas e rifiuti, della quale detiene l’11%circa. Il <strong>settore</strong> della generazione da biomassa, biogas e rifiuti sicaratterizza <strong>per</strong> una presenza più significativa di imprese didimensioni minori; la quota di mercato dei primi 12 gruppi nazionaliin termini di produzione rinnovabile si ferma infatti sotto il20% della produzione complessiva.Produzione incentivataIl totale della produzione ritirata dal GSE ai sensi dell’art. 3,comma 12, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, <strong>per</strong> il2006 è ammontato a 48.997 GWh, pari al 16,2% della produzionenazionale.I ritiri obbligati, che riguardano quasi interamente energia prodottain impianti in convenzione CIP6, si sono ridotti di circa 2,3 TWhrispetto all’anno precedente, soprattutto a seguito di una contrazionedella generazione da fonti assimilate in convenzione, il cuiapporto si è ridotto del 4% circa.L’analisi di dettaglio dell’energia assimilata che beneficia dell’incentivazioneCIP6 evidenzia come la riduzione complessiva registrata<strong>nel</strong> 2006 sia stata interamente determinata da una diminuzionedell’energia prodotta da impianti nuovi che usano combustibili fossilicon idrocarburi, mentre l’energia generata da impianti esistentirisulta essere aumentata di più di 3 TWh <strong>nel</strong> corso dell’anno.L’energia assimilata in convenzione CIP6 ha rappresentato <strong>nel</strong>2006 il 15,2% della produzione termoelettrica nazionale, in diminuzionerispetto al 16,4% del 2005.La leggera riduzione della produzione CIP6 da fonti rinnovabili <strong>nel</strong>2006, pari a circa 0,6 TWh, è invece principalmente imputabile auna flessione della generazione di impianti nuovi eolici e geotermici;da evidenziare è anche l’ulteriore diminuzione rispetto al2005 della produzione da impianti idroelettrici, a seguito degliscarsi apporti naturali afferiti agli impianti <strong>nel</strong> corso dell’anno. Leconvenzioni CIP6 relative all’energia rinnovabile ricoprono il17,9% della generazione rinnovabile, in forte diminuzione rispettoal 19,7% dell’anno precedente.I costi relativi alla remunerazione dell’energia CIP6 prodotta daimpianti assimilati sono risultati in aumento rispetto al 2005,essendo passati da circa 3.989 milioni di euro a 4.362 milioni dieuro, al netto della componente di costo addizionale, pari a più di200 milioni di euro, derivante dalla revisione dei <strong>prezzi</strong> applicati<strong>per</strong> il I trimestre all’energia assimilata e rinnovabile. Tale aumentotrova giustificazione <strong>nel</strong>l’aumento dell’energia prodotta e dellarelativa remunerazione <strong>per</strong> gli impianti esistenti e, secondariamente,<strong>per</strong> gli impianti nuovi che utilizzano combustibili di processoo residui o recu<strong>per</strong>i di energia.I costi <strong>per</strong> la remunerazione dell’energia CIP6 rinnovabile sonoinvece rimasti sostanzialmente stabili rispetto al 2005, al nettodella componente legata alla revisione dei <strong>prezzi</strong>. Infatti, l’aumentodelle remunerazione unitaria di 13-21 €/MWh <strong>per</strong> tutte letipologie è stato generalmente bilanciato da una diminuzione dell’energiaincentivata, con l’unica eccezione dell’energia prodottada impianti eolici e geotermici, la cui remunerazione complessivaè aumentata di circa 100 milioni di euro.I costi totali dei ritiri obbligati del GSE <strong>nel</strong>la tavola 2.9 sono stimabiliin 6.417 milioni di euro, <strong>per</strong> la maggior parte legati alla remunerazionedell’energia CIP6 prodotta da impianti assimilati. I ricavi derivatidalla vendita dell’energia sul mercato del giorno prima (MGP), alnetto dei corrispettivi inerenti i contratti <strong>per</strong> differenze e degli oneridi sbilanciamento, sono risultati pari a circa 2.763 milioni di euro, inaumento rispetto al 2005 a seguito dell’incremento del prezzo di cessionesul mercato; a tali ricavi si aggiungono 2,8 milioni di euro derivantidalla cessione dei Certificati verdi ai soggetti sottoposti all’obbligodi acquisto. La diminuzione dei costi di incentivazione del CIP6grazie alla vendita dei Certificati verdi intestati alla società Gestoredei servizi elettrici Spa (GSE), tuttavia, deve essere valutata <strong>nel</strong>la considerazionedel fatto che i produttori e gli importatori di energia termoelettricaingloberanno nei <strong>prezzi</strong> di offerta di energia elettrica icosti di acquisto di tali certificati. Complessivamente i ricavi sonoaumentati rispetto al 2005 di circa 80 milioni di euro.Il costo da recu<strong>per</strong>are in tariffa, pari alla differenza tra costi ericavi dei ritiri obbligati, è risultato pari a circa 3.680 milioni dieuro (75,1 €/MWh), in aumento di circa 600 milioni di eurorispetto al 2005.46
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