Elementi 35 - Agosto - Novembre 2015 by Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A.

Settore idrico, investimenti daranno efficienza e qualità Matteo Del Fante

Periodico del GSE Agosto – Novembre 2015

Tariffa Regime Libero - Poste Italiane S.p.A. - Spedizione in Abbonamento Postale - 70% - DCB Roma

Elementi

Alberto Biancardi

Stiamo anticipando il futuro Paolo Frankl

Regole eque per la generazione fotovoltaica distribuita Monica Frassoni

Co2, Ue rispetti gli impegni Carlo Bagnasco

Mercato elettrico più competitivo con meno oneri fiscali Vittorio D’Ermo

Consumi e fonti fossili in difficoltà. Il futuro nell’efficienza energetica Arianna Occhipinti

La terra mi ha insegnato il tempo dell’attesa

SPECIALE SISTEMI EFFICIENTI DI UTENZA

GSE, OVVERO UN PEZZO DI STORIA DELL’ENERGIA ITALIANA A dieci anni dalla sua costituzione e a quindici dal processo di liberalizzazione del mercato elettrico italiano, il Gestore dei Servizi Energetici continua a rivestire un ruolo di primo piano nel settore energetico del nostro Paese. In uno scenario che ha visto il progressivo sviluppo delle fonti rinnovabili e l’affermarsi del ruolo strategico dell’efficienza energetica, il Ministero dello Sviluppo Economico ha affidato al GSE sempre più numerose attività coerenti con la crescita del settore. Sono lontani i tempi in cui, appena dopo la separazione del ramo d’azienda dal Grtn, non era ancora ben chiaro cosa avrebbe fatto il Gse da “grande”. Incertezza che negli anni ha lasciato il posto alla gestione d’importanti funzioni di natura pubblicistica, che hanno garantito il corretto sviluppo del comparto delle rinnovabili in Italia. Non solo, quindi, istruttoria delle pratiche, ma anche erogazione degli incentivi, verifiche ispettive e ritiro dell’energia elettrica immessa in rete. Il GSE ha esteso poi le sue competenze anche al settore dell’efficienza energetica. È stato scelto quale soggetto responsabile per l’Italia del collocamento all’asta delle quote di CO2 secondo lo schema europeo Ets e ha dato un impulso positivo e propositivo allo sviluppo della filiera del cleantech italiano, grazie al progetto Corrente.

Insomma, da Gestorino come qualcuno in modo “affrettato e affettuoso” lo aveva definito dieci anni fa, il Gse è arrivato a ricoprire il secondo posto tra gli operatori nazionali di borsa, attraverso il ritiro e poi la vendita sul mercato di 41 TWh di energia prodotta da fonti rinnovabili. Nel tempo, grazie ai risultati raggiunti, al Gse sono stati affidati altri incarichi, come la gestione del meccanismo d’immissione dei biocarburanti in Italia e, non ultimo, la stesura delle regole applicative del meccanismo dei SEU, i Sistemi efficienti di utenza che costituiranno un ulteriore passo verso la generazione distribuita. Il raggiungimento di tali risultati è anche merito delle spiccate professionalità del suo personale, la cui età negli anni si è sensibilmente ridotta arrivando alla media di 38 anni, a fronte di un miglioramento del livello del titolo di studio, che nel 2015 conta il 72% di laureati. E mi piace sottolineare che l’intera compagine è formata dal 45% di donne. Oggi il Gse è una società pienamente accreditata in tutti i contesti nazionali ed internazionali ed ha posto solide basi per affrontare gli obiettivi futuri, che si inseriranno in un complesso scenario globalizzato, nel quale le fonti rinnovabili e l’efficienza energetica avranno un ruolo sempre più indispensabile allo sviluppo economico italiano. Il tutto in un ambito regolatorio, quello europeo, fatto di traguardi sempre più stringenti in materia di riduzione dei gas serra. Il Gse è pronto, quindi, a raccogliere queste sfide, contribuendo allo sviluppo del nostro Paese, sempre più proiettato in una dimensione internazionale.

l’E

l’Editoriale di Nando Pasquali / Presidente e Ad GSE

Elementi 35

Direttore Responsabile Romolo Paradiso Redazione e Amministrazione Viale M.llo Pilsudski, 92 00197 Roma Editore GSE Segreteria di redazione e pubblicità Gabriella Busia gabriella.busia@gse.it tel. 06. 80114648 Collaborazione redazionale Mauro De Vincentiis Comitato di redazione Romolo Paradiso Gabriella Busia Livia Catena Claudia Delmirani Maurizio Godart Piergiorgio Liberati Michele Panella Guido Pedroni Luca Speziale Editing Maria Pia Terrosi Progetto grafico Immaginali Impaginazione Pomilio Blumm

Foto Fototeca Elementi Fototeca Andrea Amato Hanno collaborato a questo numero Andrea Amato Roberto Antonini Stefano Besseghini Edoardo Borriello Gabriella Busia Alessandro Buttà Libero Buttaro Stefania Concàri Fausto Carioti Francesco De Mango Mauro De Vincentiis Vittorio Esposito Jacopo Giliberto Maurizio Godart Roberto Laurenti Paola Liberali Piergiorgio Liberati Fabrizio Mariotti (la vignetta di Fama) Gabriele Masini Ilaria Proietti Prometeo - Adnkronos Maurizio Riccardi Sallie Sangallo Camillo Settimi Luca Speziale Maria Pia Terrosi Ivan Piacenza Tommaso Tetro Fabrizio Tomada Luca Ventorino

Realizzazione impianti e stampa Arti grafiche Tilligraf Via del Forte Bravetta, 182 00164 Roma

Si ringraziano per la collaborazione alla realizzazione di Elementi Adn Kronos (Prometeo) Anev Axpo Italia Banca Intesa San Paolo Bartucci S.p.A Centro Documentazione Giornalistica City Life Cobat Ferrania Solis iCASCO Hfv Italia Energia IVPC Jinko solar K energy Kenergia sviluppo Leitwind Northen Power Nuovo Trasporto Viaggiatori Punto Com Quale Energia Quotidiano Energia Rinnovabili.it Staffetta Quotidiana Telecom Trans Adriatic Pipeline

Elementi è distribuito presso le principali rappresentanze diplomatiche italiane all’estero.

Per le riproduzioni dei testi, anche se parziali, è fatto obbligo di citare la fonte

Direttore Editoriale Fabrizio Tomada

In copertina L’ora incerta 1998, olio su tela cm 135x135 di Gino Guida Registrazione presso il Tribunale di Roma n.105/2001 del 15.03.2001

GSE Viale M.llo Pilsudski, 92 00197 Roma T +39 0680111 F +39 0680114392 info@gse.it www.gse.it

Chiuso in redazione il 23 giugno 2015

AU Guidubaldo Del Monte, 45 00197 Roma T +39 0680101 F +39 0680114391 info@acquirenteunico.it www.acquirenteunico.it

Elementi è visibile in internet ai siti www.gse.it corrente.gse.it

GME Largo Giuseppe Tartini, 3/4 00198 Roma T +39 0680121 F +39 0680124524 info@mercatoelettrico.org www.mercatoelettrico.org

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RSE Via R. Rubattino 54 20134 Milano T +39 0239921 F +39 0239925370 www.rse-web.it

Elementi

Anno 2015 n. 35 agosto - novembre 2015

Ciao Francesca Sapessi quante volte il tuo sorriso ci ha regalato un istante di ironia e ilarità impensato. Sapessi quante volte la tua serenità ci ha aiutato a vedere con altro sguardo un momento della vita. Sapessi quante volte la tua umanità ci ha fatto riflettere sulla nostra.

Virgolette di Romolo Paradiso

Sapessi quante volte abbiamo avuto bisogno di chiamarti e di sentire le tue parole, per condividere con te un’emozione, una gioia, un sentimento. E sapessi quante volte abbiamo apprezzato la tua creatività, la tua sempre fulgida fantasia, la tua instancabile disponibilità all’aiuto. Cara Francesca, tutto questo ci mancherà. E ci mancherà tutto quello che poteva ancora essere, e non sarebbe mai stato abbastanza.

I tuoi Amici di Elementi

A Francesca Correani, che per tanti anni ha graficamente curato, con creatività e passione, Elementi.

Elementi 35

rubriche

03 l’E l’Editoriale 05 “ Virgolette 08 P° il Punto 74 Mc il Mondo di Corrente 78 En Elementi Normativi 80 Be Bizzarre Energie 95 Bi Biblioteca 97 Mp Fn Mondo Piccolo e Filo di Nota 98 E+ Energia, letteratura, umanità 101 Co La copertina 102 Cc Controcopertina

primo piano

Dialogo con Alberto Biancardi

Investimenti daranno efficienza e qualità

Il punto di vista di Matteo Del Fante

Faccia a faccia con Paolo Frankl

Stiamo anticipando il futuro

Regole eque per la generazione fotovoltaica distribuita

Colloquio con Monica Frassoni

Ue rispetti gli impegni. Sì a efficienza energetica e rinnovabili

mercato oil

Parla Paolo Vigevano

Barile in calo, Ocsit in crescita

mercato elettrico

A tu per tu con Carlo Bagnasco

Più competitivo con meno oneri fiscali

Speciale Sistemi efficienti di utenza

Obiettivi del meccanismo e ruolo del GSE

energia

Incontro con Vittorio D’Ermo

Consumi e fonti fossili in difficoltà, il futuro sta nell’efficienza

Elementi

Colloquio con Hafez El Salmawy

Separare i prezzi dell’energia dai sussidi

ricerca e innovazione

La ricerca pubblica non sia pubblica amministrazione

energia rinnovabile

L’Italia alla conquista del fotovoltaico africano

Il parere di Luca Delle Monache

Con le previsioni meteo, rinnovabili programmabili

edilizia ed energia

Come avere edifici efficienti… non solo sulla carta

energia e ambiente

Via al progetto Fiesta

Acqua, serve una gestione responsabile

letteratura

Il ‘900 da non dimenticare. Grandi firme - I parte

Dialogo con Alessadnro Sbrana

Geotermia, servono norme e strutture efficienti

energia del pensiero

Un bicchiere di vino con Arianna Occhipinti

Il grafene, energia per l’energia del futuro La terra mi ha insegnato il senso dell’attesa

energia e solidarietà

Il pensiero di Michel Crémieu

Daremo energia sicura a impatto sostenibile

efficienza energetica

Dal risparmio energetico 400mila posti di lavoro

Sommario

Prossimi a un cambiamento epocale? Con ogni probabilità nei prossimi anni assisteremo al cambiamento del “paradigma energetico”. Le tecnologie ancora una volta potrebbero ribaltare l’economia, com’è avvenuto con la prima rivoluzione industriale e con la seconda. Forse questa sarà la terza? Per tale motivo, i prossimi mesi e i prossimi anni saranno fondamentali per impostare un sistema regolatorio e normativo in modo da non frenare ma governare la transizione in Italia e in Europa. Per fare un paragone con quanto sta accadendo citerò un esempio che a qualcuno parrà remoto, ma non lo è. Il parallelo è con i tassì di Milano. A Milano il Comune sta istallando un nuovo sistema per la chiamata delle vetture pubbliche. Fu fatto un bando

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(la prima tornata andò deserta, e non per disinteresse dei concorrenti) e vinse una compagnia telefonica non dominante. Attraverso una rete intelligente e strumenti come i gps o le app dei telefonini i tassì indipendenti vengono informatizzati e collegati con un numero telefonico unico cui possono chiamare i clienti. La superrete individua il luogo della telefonata, le posizioni delle auto pubbliche nei posteggi più vicini e mette in contatto cittadino e tassista. Chi guadagnerà con questo sistema? I cittadini, che avranno un servizio migliore, e i tassisti indipendenti che non aderiscono a cooperative o centrali radiotaxi. Chi s’è opposto a questo sistema, con ricorsi al Tar? Le cooperative di radiotaxi e i sindacati. La minuscola vicenda milanese è di esempio perché il settore dei tassì è libero sì, ma regolatissimo; tariffato in modo occhiuto; diviso fra alcuni grandi gruppi e cooperative in competizione e ricco di poltrone da consigliere. Ed è di esempio perché anche per i tassì la rivoluzione tecnologica del silicio – l’informatica – sta superando la prima fase, quella del computer sulla scrivania, e sta diventando un terremoto che scombussola i rapporti sociali ed economici stratificati. Le smart grid sono questo, cioè la somma e l’integrazione di strumenti indipendenti messi in rete, in modo che più servizi dialoghino fra loro. Oggi i servizi che citerò fra poco sono aggregati da reti e sistemi diversi, ma in futuro la stessa (contestata) rete dei tassisti milanesi potrà regolare i semafori in relazione con il traffico, riservare un tavolo al ristorante, gestire i flussi di elettricità fra le batterie delle auto elettriche in ricarica alle colonnine o addormentate nelle rimesse delle villette a schiera, cercare una poltrona all’opera, bilanciare la produzione delle turbine eoliche e dei pannelli fotovoltaici, regolare il riscaldamento delle case, dirottare i sovraccarichi e gli eccessi di produzione delle fonti rinnovabili di energia, attivare gli elettrodomestici, controllare gli ingressi in banca, prenotare il treno, verificare le targhe di chi entra nel’area a traffico limitato, aprire o chiudere le serrande nei negozi, regolare le luci negli uffici e nei lampioni sulla strada. E mille altre cose che scopriremo domani, e ci sembreranno come se fossero le cose più ovvie e naturali al mondo, così come oggi ci pare ovvia e naturale un’app su uno smartphone che appena pochi anni fa pareva una fumisteria da film di fantascienza. Molte aziende del settore elettrico sono attive nella ricerca e nella sperimentazione di smart grid. Per esempio Terna lavora sugli accumulatori lungo la rete di alta tensione, fra energy storage e power storage, ma anche altri operatori italiani stanno provando con successo queste tecnologie di riequibratura dei flussi di energia sulla rete. Diverse compagnie elettriche hanno testato abbozzi di smart city su suggerimento dell’Autorità dell’energia e dell’acqua, imbattendosi nelle difficoltà di inserire le tecnologie moderne in una rete preesistente frutto di un secolo di stratificazioni e di tecnologie differenti. Per questo motivo l’Enel ha trovato nell’Expo di Milano un’area test ideale per progettare fin dall’inizio, dal ground zero, una rete intelligente in grado di gestire l’area espositiva che ha consumi e produzione distribuita paragonabili a quelli di una città di 100mila abitanti. E come nel caso dei tassì milanesi, in cui la rete intelligente gestisce i rapporti indipendenti e disaggregati fra clienti e tassisti, c’è chi teme questo cambiamento di scenario, un cambiamento

che diminuisce il ruolo delle grandi aggregazioni di vecchia fattura a vantaggio dei consumatori e dei produttori più veloci a cogliere le opportunità. Un campo di battaglia per esempio è quello della liberalizzazione totale dei consumatori ancora allacciati al servizio tutelato. Ne è testimone il rinvio al 2018 per la fine del segmento protetto, rinvio sollecitato dalla paura che i consumatori siano ancora indifesi e impreparati. Il futuro dell’Acquirente unico, gli incentivi alle fonti rinnovabili d’energia, le agevolazioni ai consumi innovativi, la revisione del sistema tariffario sono i temi su cui si esercitano le due tendenze, di chi vuole il nuovo e di chi lo teme, soprattutto attraverso le pressioni della politica. Il problema del dibattito su questi temi che sembrano così marginali è che non sono per nulla temi marginali. Basti pensare a che effetto può avere, in positivo e in negativo, un taglio importante delle tariffe di rimunerazione degli investimenti in distribuzione. Sono aspetti in apparenza minimi, ma che condizioneranno per molti anni lo sviluppo tecnologico – e quindi economico – dell’Italia decretandone un divario di crescita o di rallentamento rispetto alle tendenze del resto del mondo.

P° il Punto di Jacopo Giliberto

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primo piano Sistema idrico

Investimenti daranno efficienza e qualitĂ DIALOGO CON ALBERTO BIANCARDI Componente AEEGSI e Presidente di WAREG European Water Regulators 10

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di Fausto Carioti Dal febbraio 2011 Alberto Biancardi è un componente di quell’istituzione che - nel frattempo - ha modificato la propria denominazione diventando l’Autorità per l’Energia elettrica, il Gas e il Sistema idrico e dal 29 maggio, il primo presidente di WAREG, il network dei regolatori idrici europei. Chiediamo a Biancardi di fare un bilancio sul primo periodo quadriennale di regolazione del settore idrico. “Prima che iniziasse il nostro lavoro”, tira le somme Biancardi, “l’idea era che il prezzo dell’acqua fosse deciso a livello locale tramite accordo politico. Il nostro compito

tecnico è stato sviluppare un metodo tariffario basato sul costo efficiente, che meglio garantisce i consumatori. Certo, abbiamo trovato una situazione molto disomogenea e abbiamo dovuto operare in modo flessibile, creando percorsi iniziali differenti. Siamo comunque arrivati a un metodo tariffario applicato in modo omogeneo in tutta Italia, con la sola eccezione dell’autonomo Trentino-Alto Adige”. E: Il periodo regolatorio che inizierà nel 2016 segnerà una discontinuità rispetto a quello che sta per chiudersi?

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AB: No. Anzi, il criterio principale del nuovo metodo, che contiamo di varare tra settembre e ottobre, sarà garantire la maggior continuità possibile con le regole attuali, in modo che tutti gli operatori - banche incluse - possano pianificare sulla base di esse. E: Sui vostri progetti pendono però i ricorsi presentati da parte di referendari, associazioni di consumatori e gestori proprio contro il nuovo criterio di determinazione delle tariffe. AB: In primo grado, dinanzi al Tar, il nostro metodo ha superato l’esame. La decisione di secondo grado da parte del Consiglio di Stato è attesa entro settembre, ma quanto prima questa arriverà tanto prima l’Autorità potrà definire tutte le regole, partendo da gennaio 2016 con un metodo sicuro e convalidato. E: Sinora la vostra azione che impatto ha avuto su tariffe e investimenti? AB: In media si è avuto un aumento delle tariffe attorno al 4,9%. Dal 2014 ad oggi le determinazioni tariffarie hanno riguardato 1.678 gestioni, interessando 46,6 milioni di residenti. Per 122 gestioni, che corrispondono a 39 milioni di residenti in 4.804 Comuni, è stato approvato lo schema regolatorio proposto dai soggetti competenti, che insieme agli aumenti prevede un ammontare di investimenti per il prossimo quadriennio pari a 5,3 miliardi. Per altre 284 gestioni, corrispondenti a circa due milioni di residenti, è stata disposta l’invarianza dei corrispettivi. Infine per le 1.272 gestioni che non hanno inviato la documentazione richiesta è stata approvata una riduzione del 10% rispetto alle tariffe applicate nel 2013. In questi casi, che interessano 5,6 milioni di abitanti, la tariffa calcolata sulla base delle nuove disposizioni produrrà effetti solo dal momento in cui si renderanno disponibili tutti i documenti e le informazioni necessarie. E: In media sono aumentati più le tariffe o gli investimenti? AB: Gli investimenti, senza dubbio. Il settore idrico ha un’esigenza estrema di investimenti in ogni parte della filiera ma soprattutto nelle grandi condotte - dove le perdite d’acqua sono alte - e nella parte finale, quella della fognatura e depurazione. L’aspetto più delicato del nostro intervento è far capire che, in cambio di tariffe magari aumentate in media di qualche decina di euro l’anno, cresce la qualità del servizio, migliora la compatibilità ambientale e si ha la certezza di poter bere l’acqua in modo sicuro ancora a lungo. In altre parole, se la bolletta sarà eventualmente un po’ più alta è perché il consumatore godrà di servizi prima non erogati (es: depurazione, fognatura, ecc.) raggiungendo livelli più vicini agli standard europei. Al tempo stesso una maggiore efficienza nella gestione operativa indurrà tendenziali contenimenti dell’importo prima pagato. E: A che punto è la controversia con l’Unione europea che ci vede sottoposti a procedura d’infrazione per il mancato trattamento delle acque reflue in molti Comuni?

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AB: Come regolatore l’Autorità non è direttamente coinvolta, ma stiamo comunque lavorando in contatto con il ministero e abbiamo partecipato ai colloqui di Bruxelles. Anche sotto questo aspetto la situazione è molto diversificata: ci sono situazioni in cui se agiamo in fretta, possiamo evitare le sanzioni ed altri in cui le sanzioni formalmente sono già arrivate. In questi ultimi casi l’auspicio è che un’azione rapida possa consentirci, quantomeno, di ridurre le sanzioni. Di sicuro certe zone del Paese, non solo al Sud, hanno una compatibilità ambientale molto precaria e corrono il rischio di inquinare le falde e non avere più acqua pulita. E: L’Autorità si sta concentrando anche sull’aspetto della perequazione tariffaria. Quale è l’obiettivo? AB: In certe zone del Paese – ad esempio in Sardegna – il sistema regolatorio e tariffario è stato fermo per anni. Il risultato è che non si sono fatti investimenti, il rapporto col sistema finanziario è diventato pessimo e sono emersi rischi di solvibilità. In queste zone sarebbe previsto un aumento molto alto delle bollette per sanare la situazione pregressa. Per evitare questo, l’Autorità ha deciso di riprodurre, sebbene in modo atipico, meccanismi di equità già adottati con le tariffe di elettricità e gas. In questi settori, siccome il distributore che opera in alta montagna non può comprimere i costi più di tanto, facciamo in modo che il sovraccosto non sia pagato solo dal consumatore locale, ma un po’ da tutti tramite un prestito che verrà restituito entro qualche anno. Con l’acqua intendiamo usare questo criterio per dare impulso agli investimenti e facilitare il dialogo col sistema finanziario. E: Come funzionerà il meccanismo? AB: La delibera che abbiamo approvato per Abbanoa, gestore unico del servizio sardo, prevede che questa prenda in prestito 90 milioni dai consumatori italiani, tramite la Cassa Conguaglio, e li restituisca entro il 2019 a un tasso ragionevole. Grazie a questo prestito Abbanoa potrà attivare gli investimenti necessari e migliorare il rating con le banche, anche perché in cambio noi chiediamo miglioramenti alla loro gestione. E: Quanto costerà ai consumatori? AB: I casi come Abbanoa sono pochi e peseranno in maniera irrisoria sulla bolletta degli italiani: frazioni di centesimo di euro per ogni metro cubo d’acqua. E: L’Autorità ha contribuito anche alla nascita di WAREG, network che collega i regolatori europei dei servizi idrici, di cui lei è neo presidente. A che servirà? AB: Anche in questo caso abbiamo provato a replicare quello che è stato fatto con l’energia elettrica e il gas. Al momento i membri di WAREG sono diciotto, più un osservatore. Inizieremo compilando insieme, in tempi rapidi, un “libro di istruzioni” con le pratiche adottate dai Paesi europei nelle diverse situazioni. WAREG ci servirà anche per confrontarci con Bruxelles e per illustrare la nostra missione ai consumatori e alle istituzioni finanziarie.

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primo piano

Stiamo anticipando il futuro IL PUNTO DI VISTA DI MATTEO DEL FANTE Amministratore Delegato di Terna

Rafforzamento della rete in Italia, integrazione del mercato elettrico europeo, investimenti selettivi con minori impatti sulla tariffa elettrica e sul debito, sviluppo delle attività non regolate; maggiore efficienza operativa. Nei prossimi 5 anni un impegno per lo sviluppo della rete elettrica pari a circa 3,9 miliardi di €. Stiamo sperimentando attività di trasmissione all’estero, affiancamento delle aziende italiane, efficientamento e ottimizzazione della generazione distribuita. Matteo Del Fante 14

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di Jacopo Giliberto

“Del piano industriale di Terna che abbiamo presentato in primavera mi fa piacere darle un focus sul tema delle interconnessioni, che ci pare pregnante. Rispetto a quanto avevamo comunicato durante la presentazione del piano, si è aggiunta anche l’interconnessione con la Tunisia” avverte Matteo Del Fante, amministratore delegato di Terna.

E: Del Fante, ci dà qualche dettaglio aggiuntivo sul progetto tunisino? MDF: Stiamo operando per avere il sostegno europeo e il riconoscimento della connessione a corrente continua da 600 megawatt con la Tunisia come Pci, Project of Common

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Interest. Servono le risorse per collegare il progetto alla Connecting Europe Facility, per renderlo economico e finanziabile. Oggi la Tunisia non ha ancora raggiunto una capacità di produzione elettrica che consenta di avere energia a un costo inferiore rispetto a quello italiano. Il collegamento va visto in chiave strategica, in prospettiva, e quindi oggi deve avere un sostegno europeo per essere economicamente valido. E: Quali gli altri punti forti del vostro piano? MDF: Quattro i pilastri del nuovo piano quinquennale al 2019. In sintesi: rafforzamento della rete in Italia e integrazione del mercato elettrico europeo; investimenti selettivi con minori impatti sulla tariffa elettrica e sul debito; sviluppo delle cosiddette attività non regolate; maggiore efficienza operativa. Negli ultimi 10 anni Terna ha investito circa 9 miliardi di euro per rafforzare la rete elettrica nazionale, ridurre le congestioni della rete e il divario tra i prezzi zonali dell’energia. In futuro continueremo a svolgere il ruolo istituzionale e a garantire una maggiore integrazione del sistema elettrico, promuovendo meccanismi utili al bilanciamento energetico in Italia e in Europa. E: Un cenno agli investimenti italiani. MDF: Nei prossimi 5 anni Terna prevede un impegno per lo sviluppo della rete elettrica pari a 3,9 miliardi di euro. È uno sforzo maggiore rispetto al precedente piano strategico, che era di 3,6 miliardi di euro. Al tempo stesso avremo un impatto più basso sulla tariffa elettrica e sul debito netto. Di questi, 3,2 miliardi di euro rappresentano gli investimenti che verranno realizzati sulla rete elettrica nazionale, l’80% dei quali impiegati nello sviluppo di nuove infrastrutture e tecnologie. A questi si aggiungeranno investimenti di terzi (le aziende cosiddette “energivore”) per oltre 400 milioni di euro per costruire interconnessioni secondo i criteri della legge 99 del 2009, oltre a finanziamenti europei per complessivi 300 milioni. Sono elementi che non avranno impatto sulla tariffa elettrica né sul debito della società. E: Che tipo di investimenti le sembrano più allineati con le tariffe? MDF: Mi pare che il quadro normativo europeo e regolatorio italiano sia sempre più indirizzato verso una crescita progressiva e una selettività ancora maggiore degli investimenti, che privilegeranno le infrastrutture energetiche più tecnologiche, smart e a basso impatto ambientale, ma soprattutto le nuove interconnessioni elettriche tra Paesi confinanti. Dopotutto, queste infrastrutture migliorano la sicurezza degli approvvigionamenti e conferiscono una maggiore indipendenza energetica. Le farò qualche esempio: proseguiranno i lavori sulle interconnessioni con l’estero Piossasco-Grand’Ile tra Italia e Francia, e Villanova-Tivat tra Italia e Montenegro. In Italia ricordo il collegamento elettrico tra Sicilia e Calabria Sorgente-Rizziconi e gli elettrodotti ad altissima tensione Udine-Redipuglia e, in Abruzzo, Villanova-Gissi. E: … e c’è anche il programma dei sistemi di accumulo.

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MDF: Proseguiremo lo sviluppo di sistemi di accumulo e di sistemi cosiddetti smart, soprattutto nelle isole maggiori e nel Sud Italia. Proprio nel settore delle smart grid, Terna può vantare un primato: il progetto sperimentale chiamato Storage Lab, uno dei primi impianti multitecnologici al mondo. È un progetto cui tutto il settore energetico sta guardando e che consente di testare l’efficienza e la potenza delle diverse tecnologie esistenti per l’uso ottimale delle batterie. Siamo i primi operatori di rete al mondo nelle batterie, con il nostro Storage Lab abbiamo già una capacità significativa di accumulatori in esercizio. Abbiamo adottato due tipologie di batterie. Ci sono quelle energy intensive che accumulano l’energia quando ci sono colli di bottiglia o quando gli utilizzi non assorbono tutta la produzione. Il nostro obiettivo sono 35 megawatt, di cui 18 già in esercizio e 17 autorizzati, collocati soprattutto nelle zone del Mezzogiorno che sono la porta verso Nord dell’energia rinnovabile non programmabile. L’altra tecnologia di accumulo, power intensive, mira alla sicurezza della rete e offre servizi di stabilizzazione della frequenza che normalmente si ottenevano modulando gli impianti di produzione. Per esempio, pochi mesi fa in Sardegna una centrale s’è fermata: grazie questo sistema e con un compensatore sincrono abbiamo ristabilito l’equilibrio senza far soffrire i consumatori. E: Del Fante, cambio tema. Provi a socchiudere gli occhi e a immaginare un futuro più lontano. Come sarà Terna fra dieci, quindici anni? MDF: È questo il momento giusto per chiederci: tra 5 anni dovremo essere diversi? Dovremo prevedere un percorso di crescita diverso da quanto fatto finora? Vede, negli anni scorsi abbiamo impegnato progetti e risorse, abbiamo fatto investimenti importanti che ci hanno dato una posizione primaria sul lato della modernità della rete, modernità che tra circa 5 anni sarà a un livello ancora molto più avanzato. Dopo 15 anni di investimenti importanti, in futuro a mano a mano che la rete sarà completata e resa modernissima gli investimenti fisiologicamente tenderanno a diminuire. Dovremo valutare se le risorse finanziarie che fra 3-5 anni cominceranno a liberarsi saranno indirizzate verso la destinazione migliore. Intendo dire che oggi dobbiamo porre le basi - in termini di analisi e di primi passi di sperimentazione - per l’assetto che avremo in futuro. Per esempio stiamo sperimentando attività di trasmissione all’estero, affiancamento delle aziende italiane, efficientamento e ottimizzazione della generazione distribuita. E: Allarghiamo lo scenario: dove va il settore elettrico europeo? MDF: Gli obiettivi espressi dal pacchetto Energy Union vedono nelle reti elettriche una condizione necessaria per avvicinare l’Europa all’indipendenza energetica. La declinazione di questo esercizio va giocata su due direttrici. La prima è aumentare il numero di linee e la capacità di trasmissione, non sapendo dove sarà la produzione e la tecnologia tra 20 anni; l’altra è allineare i mercati e le borse elettriche in modo che siano efficienti al meglio. Quando c’è il cavo, deve essere consentita la massima flessibilità per utilizzarlo.

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primo piano

Regole eque per la generazione fotovoltaica distribuita FACCIA A FACCIA CON PAOLO FRANKL Direttore Unità Energie Rinnovabili IEA Nella generazione di energia le rinnovabili non sono più le sorelle minori: competitive in molti mercati e ritenute ormai mature e affidabili, spuntano anche migliori condizioni di finanziamento. Ciò fa prevedere un incremento del 45% nella produzione elettrica rinnovabile: fino a 7.300 TWh al 2020, pari alla previsione della domanda elettrica cinese per quella data. Restano però ancora barriere a questa crescita, come le incertezze nelle politiche. Questi alcuni degli spunti che fornisce Paolo Frankl, Capo Divisione delle Energie Rinnovabili dell'International Energy Agency, in una conversazione con 'Elementi'. Paolo Frankl 18

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di Roberto Antonini

E: Una decisa accelerazione delle rinnovabili a livello globale: quali le principali ragioni di questa crescita? PF: Credo si debbano distinguere due fasi. Negli ultimi 10 anni le rinnovabili hanno ricevuto un forte sostegno nei Paesi Ocse in nome degli obiettivi di decarbonizzazione, della diversificazione e della sicurezza degli approvvigionamenti e delle nuove opportunità di sviluppo economico. Ciò ha permesso la loro prima diffusione e poi grazie alla ricerca e sviluppo sono arrivati significativi miglioramenti tecnologici e riduzioni di costo. Oggi, in particolare eolico e fotovoltaico a terra, sono a livelli competitivi (o vi sono vicini) in un crescente numero di mercati. Per alcune rinnovabili ciò consente non solo uno sviluppo che si sostiene da solo, ma funge anche da incoraggiamento per un gran numero di Paesi a fissare degli obiettivi, a ridurre le barriere di natura non economica e a fornire supporto economico quando e dove serva ancora. Inoltre si aggiunge un secondo stimolo: migliori condizioni di finanziamento in molti Paesi. In generale, il settore finanziario considera le rinnovabili come mature e affidabili.

Ciò ha consentito di ridurre i premi per il rischio, ottenere un costo del capitale più basso e in definitiva ridurre il costo delle rinnovabili, che non avendo costi di combustibile sono tecnologie ad alta intensità di capitale. E: Il costo dell’accesso ai finanziamenti resta un elemento importante. PF: L’innovazione finanziaria sarà un fattore sempre più importante per le rinnovabili, anche nei nuovi mercati. A Dubai, ad esempio, sarà realizzato un grande impianto solare fotovoltaico che produrrà elettricità a un prezzo inferiore ai 60 dollari a MWh: un record mondiale. E in Egitto sorgerà una wind farm che avrà prezzi di generazione ancora più bassi. E: Qualche altro dettaglio sulle dinamiche della crescita delle Fer? PF: A livello globale ci aspettiamo un forte impulso in particolare per le rinnovabili elettriche. Prevediamo un

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incremento del 45% nella produzione di elettricità da fonti rinnovabili, fino a raggiungere i 7.300 TWh al 2020. Ciò è equivalente alla previsione della domanda elettrica della Cina a quella data. Le rinnovabili per il riscaldamento degli edifici e dell’industria, e i biocarburanti per il trasporto stanno ugualmente facendo progressi, ma a un ritmo più lento.

quantità di elettricità prodotta con il gas e due volte quella da nucleare. Questi valori includono il grande idroelettrico, che rimane una importante spina dorsale della generazione elettrica da rinnovabili, ma si noti che nel 2020 più di 1/3 dell’elettricità da rinnovabili verrà da fonti non-idro come vento, solare, bioenergie e geotermico. Un ammontare equivalente alla produzione globale da nucleare oggi.

E: Sono dati del vostro rapporto in uscita ad ottobre? E: L’Italia nello scenario internazionale della crescita delle rinnovabili: una storia di successo?

PF: Si tratta di dati ancora preliminari. Parte dei numeri saranno rivisti: alcuni verso l’alto –ad esempio nel caso del solare – altri verso il basso, anche se complessivamente i ‘più’ supereranno i ‘meno’. Terremo inoltre in considerazione i nuovi annunci di alcuni Paesi, in particolare in preparazione della COP21 di Parigi. Ciò detto, continuiamo a rilevare barriere che impediscono alle rinnovabili di dispiegarsi rapidamente come potrebbero. Si tratta principalmente di persistenti incertezze politiche in alcuni paesi Ocse e dell’accesso ai mercati e al finanziamento nelle economie emergenti e in altre economie non-Ocse.

PF: Il mio è un giudizio in chiaroscuro. È stato un successo in termini di diffusione degli impianti, anche se per raggiungere questo risultato i consumatori italiani hanno pagato un prezzo troppo alto a causa di imperfezioni nelle politiche attuate. In futuro dovremo fare delle distinzioni e stabilire le priorità alla luce del fatto che con una domanda stagnante il mercato dell’elettricità rinnovabile in Italia è abbastanza saturo e la crescita sarà limitata. La priorità dunque è sviluppare regole eque per la generazione fotovoltaica distribuita che permettano di favorire l’autoconsumo e recuperare allo stesso tempo i costi fissi della rete. Nel campo delle rinnovabili termiche, poi, resta un grande potenziale, sia in relazione all’uso dei residui di biomassa che all’installazione di collettori solari e di sistemi di riscaldamento geotermico. Per quanto riguarda i biocarburanti, l’Italia oggi è uno dei Paesi guida per quelli avanzati ottenuti dalla conversione da residui agricoli, con la tecnologia sviluppata dal Gruppo Mossi & Ghisolfi. Anche se la tecnologia non è ancora competitiva rispetto ai combustibili fossili: per questo occorrono economie di scala. Al riguardo mi congratulo con il governo italiano per la definizione di obiettivi chiari per i biocarburanti di seconda generazione, che contribuiranno al proficuo sviluppo di queste tecnologie. Da ultimo, ma non meno importante, l’Italia ha sviluppato un cospicuo patrimonio industriale nelle fonti rinnovabili, anche tra le Pmi. Il Paese ha però bisogno di favorire l’esportazione di tali tecnologie in altri Paesi, dove i mercati delle rinnovabili si espanderanno più velocemente. Quanto a questo, rivolgo un plauso al programma ‘Corrente’ del Gse, volto a aggregare, promuovere e aggiungere valore alla supply chain italiana delle tecnologie pulite.

E: Quali le fonti e le aree geografiche dove si svilupperà la maggior parte della crescita rinnovabile? Quale tecnologia la spingerà? PF: In generale la crescita sarà guidata dalla Cina che è già il mercato principale per molte tecnologie pulite, seguita da altre economie emergenti e dagli Stati Uniti. Più nello specifico, le tecnologie solari si stanno già diffondendo verso le regioni più assolate del pianeta, spinte da costi competitivi: non solo in Africa e nel Medio Oriente ma anche in Cina, India, Cile, Usa. L’eolico invece sta mostrando un modello di diffusione differente in quanto l’evoluzione tecnologica delle turbine consente oggi una generazione elettrica competitiva anche in siti meno ventosi rispetto a quelli inizialmente presi in considerazione, Europa inclusa. E: Come si rapportano le rinnovabili alle fonti tradizionali come gas o nucleare? Sono ancora le sorelle minori? PF: Chi pensa che le rinnovabili siano ancora piccole semplicemente sbaglia. Con circa 5.400 TWh nel 2014 le rinnovabili hanno prodotto a livello globale la stessa

ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI NEL 2013 PRODUZIONE DI CALORE DERIVATO (KTEP) FONTI RINNOVABILI

Solare Biomassa solida Frazione biodegradabile dei rifiuti

CONSUMI DIRETTI (ktep)

Totale (ktep)

impianti di cogenerazione (*)

168

6.725

527

7.515

189

Bioliquidi sostenibili Biogas

impianti di sola produzione termica

201

246

119

135

Geotermica a bassa temperatura, aerotermica e idrotermica (pompe di calore)

2.519

TOTALE

9.765

748

10.603

Geotermica

Fonte: GSE; Terna per cogenerazione. (*) Il dato disponibile non consente di distinguere tra la frazione biodegradabile dei rifiuti e la biomassa solida

Elementi 35

primo piano Riduzione emissioni CO2

Ue rispetti gli impegni. Sì a efficienza energetica e rinnovabili COLLOQUIO CON MONICA FRASSONI Presidente European Alliance to Save Energy di Ilaria Proietti

Presidente, le speranze che si arrivi ad un accordo vincolante per il contenimento delle emissioni nella prossima Cop 21 di Parigi sono molto deboli. Eppure gli scenari formulati dagli scienziati nel caso in cui non si registrasse un cambiamento di tendenza sul fronte del riscaldamento globale restano allarmanti. MF: L’Ue non mi pare che in questo momento abbia grandi ambizioni. E in più è divisa. Se facciamo un confronto con il vertice di Copenaghen, fallito nei suoi obiettivi ma almeno Monica Frassoni 22

Elementi 35

animato dai buoni propositi della vigilia, la situazione oggi è peggiore. Le maggioranze politiche presenti in Europa promettono poco di buono e le ambizioni di arrivare ad un accordo vincolante sembrano archiviate. Il nostro obiettivo immediato è rinnovare gli sforzi affinché non prevalga la rassegnazione: la necessità di arrivare a un accordo globale mi pare evidente, quindi la prima cosa da fare è cercare di ribaltare questo atteggiamento. E fare in modo che non si arrivi al vertice di Parigi nelle stesse condizioni di conflitto interno all’Europa che si registrò nel 2009, perché o siamo tutti uniti o non si va nella giusta direzione e con la giusta prospettiva. E: L’Italia ospiterà ad ottobre una preCop21, offrendosi in questo modo di svolgere un ruolo di facilitatrice del negoziato...

C’è addirittura chi ha messo in discussione l’utilità degli impegni sottoscritti in passato in sede europea… MF: L’Ue ha sottoscritto degli impegni unilaterali, che per quanto insufficienti, sono vincolanti e ormai acquisiti, come quello di ridurre le emissioni del 40% entro il 2030 e credo siano perfettamente nelle nostre possibilità. Il problema è come rispettare questi target attraverso le politiche interne di ciascuno Stato. La transizione energetica deve essere basata sull’efficienza energetica e sulle rinnovabili. E: Non la pensano così le aziende di produzione tradizionale che denunciano le loro difficoltà di resistere, specie in questa lunga fase di crisi…

MF: In Paesi come la Spagna e l’Italia c’è una disponibilità doppia rispetto al necessario e alla quale si aggiunge la MF: In Italia in questo momento non mi pare che tali temi produzione da fonti rinnovabili. E il dibattito è intorno al ‘chi siano prioritari nell’agenda del governo e neppure nel corso vince e chi perde' rispetto a questa sovracapacità. del semestre di presidenza si sono registrate grandi iniziative. Non sfuggirà come le polemiche sul presunto costo salatissimo Poi c’è un’altra questione: quella di politiche nazionali non delle rinnovabili in questi anni non siano state propriamente coerenti con ambizioni particolari. In questo senso mi permetto disinteressate. di ricordare il caso dell’Ilva.. E: Però qualche elemento di verità pure ci deve essere… E: A quali Paesi allora dovremmo guardare in vista del vertice? MF: Dopo anni di incentivi si è deciso uno stop brusco che ha MF: Chi conta in negoziati di questo tipo sono la Francia, fatto uscire dal mercato molti soggetti perché è fondamentale il Regno Unito e la Germania. E dal mio osservatorio tali per gli investitori la coerenza del quadro legislativo. Paesi, che pure dovrebbero fare da traino ad una posizione La questione del rispetto dei target da parte dei singoli comune, si limitano a rappresentare le proprie posizioni. Paesi dell'Ue ha a che vedere con quella più generale della Un esempio, qualche mese fa, nel corso di un importante politica industriale europea per i prossimi anni. La creazione appuntamento istituzionale, il ministro degli Esteri francese, del mercato unico dell’energia deve riguardare anche il Laurent Fabius, nel suo intervento (è lui per il suo Paese tema del mix, mentre c’è chi continua a intenderlo come e non il ministro dell’Ecologia che si occupa dei negoziati uno strumento per spuntare condizioni di maggiore favore sul clima) è stato capace di non pronunciare nemmeno attraverso l’acquisto unico di gas a livello europeo o per una volta la parola Europa. autorizzare o meno una certa quantità di infrastrutture, di gasdotti. Immaginare una transizione basata su efficienza e E: Sarà perché l’Europa pesa poco a livello globale in termini rinnovabili significa ribadire una leadership europea da non di economia e di emissioni. Forse conta di più un accordo, abbandonare: con la Cina non puoi competere sui prezzi ma sebbene parziale, come quello sottoscritto tra Usa e Cina. solo sull’innovazione.

DOMANDA DI ENERGIA IN FONTI PRIMARIE NEL 2014-2015 (MTEP) 2014

var.% 2014/13

Gennaio - Aprile 2014

2015

var. % gen-apr

Aprile 2014

var. % 2015

aprile

Combustibile solidi

13,40

-5,4%

4,30

4,11

-4,4%

0,99

0,96

-2,5%

Gas naturale

50,71

-11,7%

20,94

23,07

10,2%

3,33

3,61

8,3%

9,61

-3,7%

3,57

3,74

4,7%

0,63

0,77

23,0%

Prodotti petroliferi

Importazione di energia elettrica

56,00

-4,0%

18,50

18,64

0,7%

4,73

4,98

5,3%

Fonti rinnovabili

36,00

-6,4%

11,79

11,67

-1,1%

3,05

3,01

-1,4%

di cui: idro

12,77

-7,4%

3,99

2,88

-27,6%

1,17

0,80

-31,2%

altre rinnovabili

23,23

-6,2%

7,81

8,78

12,5%

1,88

2,21

17,1%

TOTALE Elettricità richiesta sulla rete (GWh)

165,73

-4,2%

59,10

61,23

3,6%

12,73

13,34

4,7%

309006

-3,0%

102196

102183

0,0%

24003

24064

0,3%

Fonte: Osservatorio Energia AIEE

Elementi 35

mercato oil

Barile in calo, Ocsit in crescita PARLA PAOLO VIGEVANO Presidente e AD di Acquirente Unico S.p.A.

“Anche con Ocsit si rispetta la vocazione di AU: terzietà, aggregazione della domanda, creazione di un prezzo di riferimento e trasparenza sul mercato.” Paolo Vigevano, AD di Acquirente Unico, sintetizza così il valore aggiunto dell’assegnazione dell’Organismo centrale di stoccaggio scorte petrolifere (Ocsit) alla società che da anni approvvigiona di energia il mercato tutelato. Previsto da una direttiva europea, l’organismo è già attivo in altri Paesi da molti anni. Il giovane soggetto italiano ha da poco acquistato il terzo giorno di scorte. Paolo Vigevano 24

Elementi 35

di Alessio Borriello E: Ingegnere, con il prezzo del barile ridottosi della metà Ocsit avrà fatto una corsa all’acquisto di greggio! PV: Non bisogna immaginare Ocsit come una sorta di trader di prodotti petroliferi che gioca su rialzi e ribassi per trarne vantaggi magari di tipo finanziario. L’efficienza va letta in un’ottica di piano industriale, che si dispiega su un arco temporale fissato in 10 anni. Poi, è chiaro che le scorte di combustibili sono una immobilizzazione di capitale per lo Stato. Se l’immobilizzazione, che ha un orizzonte virtualmente illimitato, è fatta a un prezzo vantaggioso, già solo un andamento crescente dell’inflazione premia il compratore. E: Perché è conveniente che lo Stato investa in questo tipo di attività? PV: Perché questo determina benefici sia per i consumatori che per le infrastrutture del settore e quindi, indirettamente, di nuovo per il consumatore. Tanto è vero che si tratta di una soluzione adottata a livello europeo. E: In che modo questo avvantaggia i consumatori? PV: Una scorta è di fatto capitale immobilizzato. Spostare il costo dagli operatori a un soggetto pubblico capace di approvvigionarsi ad un prezzo concorrenziale, anche dal punto di vista della raccolta del capitale necessario, significa ridurre il costo che - alla fine - si scarica sul consumatore finale. E: Poi c’è il problema della logistica, cioè delle infrastrutture in cui queste scorte vanno detenute. PV: Anche un deposito costituisce capitale immobilizzato e, per giunta, è soggetto a deperimento. Quindi, costi fissi di mantenimento e necessità di ulteriori investimenti per garantirne l’efficienza. E: Al riguardo come può Ocsit avere effetti positivi? PV: Attraverso le gare per lo stoccaggio, che costituiscono uno stimolo al mantenimento in efficienza degli impianti. Perché così, tra spendere un euro per dismettere un deposito oppure spenderlo per mantenerlo in efficienza e poterlo poi affittare, l’operatore sarà indotto a questa seconda scelta. Un vantaggio

per il Sistema Paese in termini economici, di efficienza e anche - last but not least - ambientali. E: Non si rischia di mettersi nelle mani di chi possiede le infrastrutture? Siete in condizioni di impostare gare sufficientemente stringenti? PV: Si può sempre fare meglio, ma mi sento di dire che le nostre gare sono piuttosto efficaci. Innanzi tutto abbiamo condotto una ricerca molto seria sui costi industriali dello stoccaggio. Sulla base di questi abbiamo stabilito un prezzo massimo, che non rendiamo noto se non a posteriori. Chi sfora la soglia non entra nemmeno in gara. E: Insomma, siete soddisfatti dei meccanismi adottati, ma avete qualche riscontro oggettivo da portare? PV: Siamo ancora all’inizio dell’attività, ma mi pare che il miglior riscontro sia l’interesse che stanno manifestando alcuni degli operatori minori per la possibilità di cedere a noi il loro obbligo. E: Ecco, ci faccia capire bene. La legge prevede che anche altri soggetti obbligati possano delegare a voi quest’obbligo. Qual è il senso di questa possibilità? PV: Come dicevo, i nostri prezzi stanno cominciando a costituire un benchmark, specie per gli operatori più piccoli e non verticalmente integrati, che non immettono sul mercato quantità valutabili in milioni, ma solo in migliaia di tonnellate. Per loro, l’incidenza sul business del costo delle scorte, sia in termini di prodotto che di logistica, è alta. La possibilità di delegare a noi l’obbligo per questi soggetti è molto importante. E: Ma così non si avvantaggiano troppo rispetto ad altri operatori? PV: Attenzione, la cessione dell’obbligo non è a costo zero. I costi restano a loro carico, ma un conto è fare una gara per acquistare cento tonnellate di scorte, un conto è entrare in un acquisto aggregato di centinaia di migliaia di tonnellate. I costi sono ben diversi. Insomma, anche con Ocsit si rispetta la vocazione di AU: terzietà, aggregazione della domanda, creazione di un prezzo benchmark di riferimento e trasparenza sul mercato.

Elementi 35

mercato elettrico

PiĂš competitivo con meno oneri fiscali A TU PER TU CON CARLO BAGNASCO Vice presidente Aiget di Roberto Antonini

Con le bollette paghiamo una mole di oneri di sistema. Un sistema che va riequilibrato per aumentare la competitivitĂ delle aziende italiane e alleviare i bilanci delle famiglie. Ma una vera soluzione potremo trovarla solo Carlo Bagnasco 26

Elementi 35

CB: Come vice presidente di Aiget, ho ritenuto opportuno dare il mio contributo, soprattutto considerato il momento delicato che sta attraversando il mercato dell’energia. Abbiamo discusso dei possibili rimedi all’aumento delle componenti fiscali che gravano in maniera eccessiva sulle bollette: si consideri che tali componenti superano il 50% del valore annuo dell’elettricità consumata dalla famiglia media italiana. Il peso così spropositato degli oneri di sistema è riconducibile a diversi fattori che vanno dalla componente A3 agli incentivi - a mio parere eccessivi a supporto del fotovoltaico. Il risultato finale è che tale peso va inevitabilmente ad impattare anche su chi opera sul mercato. Di conseguenza la riduzione del peso degli oneri fiscali e parafiscali è necessaria per rendere questo mercato più competitivo. E: Oneri di sistema e incentivi: quale può essere una soluzione che consenta di accompagnare le rinnovabili senza gravare troppo su cittadini ed imprese? CB: Come dicevo, sulle bollette pesano oneri di sistema che vanno dalla componente A3 agli incentivi per il fotovoltaico. La situazione attuale, pertanto, impedisce anche a chi opera in questo settore di favorire un risparmio agli utenti. Ritengo che una strategia energetica nazionale, che consenta di sfruttare al meglio le risorse che abbiamo potrebbe essere una strada da percorrere per rendere il mercato più efficiente. La legislazione vigente ha finora favorito una crescente convergenza dei mercati, ma esistono ancora numerosi ostacoli normativi alla piena integrazione, anche a livello infrastrutturale.

CB: Ad oggi l’efficienza energetica credo sia l’unico strumento davvero efficace per ridurre i costi in maniera significativa. Aumentare l’efficienza significa anche ridurre la vulnerabilità rispetto ai problemi di approvvigionamento, perché in caso d’indisponibilità di un fornitore i volumi da rimpiazzare sono minori. “Consumare meglio per spendere meno” è uno slogan perfetto. Consumare meglio significa essere più consapevoli e cercare di apportare tutte quelle modifiche, anche le più piccole: dall’uso della lampada led, agli adattatori fino ad arrivare alle pompe di calore. Si tratta di un insieme di strumenti che permettono un effettivo risparmio perché agiscono all’origine dei consumi. Consumare meglio per consumare meno – quindi è la nuova sfida che ci aspetta, raggiungere l’efficienza energetica è un traguardo che garantirà a noi tutti un mondo migliore da lasciare ai nostri figli. E: Sullo sfondo del settore energetico italiano e delle sue caratteristiche positive e negative resta il tema della regolazione: quali sono gli interventi da porre in atto per risolvere le inefficienze, tenendo presente il nuovo scenario del settore elettrico con il grande ruolo delle rinnovabili? CB: Ritengo che sia di fondamentale importanza la creazione di un vero e funzionante mercato unico dell’energia in grado di confrontarsi ed integrarsi con le politiche comunitarie, che sempre più si stanno riunendo sotto l’unico cappello definito ‘Unione energetica europea’. Il nuovo scenario, infatti, non solo aiuterebbe a definire i confini dell’arena competitiva entro cui i diversi players si muoveranno, ma soprattutto contribuirebbe a colmare quel divario fra Italia ed Europa in fatto di energia. Contemporaneamente la strada per una Unione energetica europea renderebbe il mercato più competitivo e più trasparente.

La crescita delle rinnovabili (MW) Idroelettrico

Geotermia

Eolico

2007

E: Lei ha partecipato ad un convegno intitolato ‘Il mercato dell’energia, un nano sotto i piedi del gigante fiscale e parafiscale’. È davvero così pesante il ruolo degli oneri di sistema che gravano sulle bollette degli utenti?

meglio: è d’accordo con questa affermazione? Aiget sta puntando sul risparmio e sulle tecniche per ottenerlo?

2004

costruendo una “cultura energetica che coinvolga davvero tutti”, da costruire partendo “dalle cose semplici, dai ragazzi, dalle scuole”, una cultura dove l’efficienza nell’uso dell’energia abbia un ruolo centrale. Questo in estrema sintesi un estratto della conversazione di ‘Elementi’ con Carlo Bagnasco, vice presidente di Aiget Associazione italiana di grossisti di energia e trader - che si propone di promuovere la concorrenza e la trasparenza dei mercati energetici, favorire lo sviluppo e la standardizzazione dei prodotti energetici primari e derivati e dei relativi mercati, promuovendo il commercio dell’energia, in particolare per quanto riguarda elettricità, gas naturale e prodotti e servizi connessi.

Fotovoltaico

Biomassa

60.000 50.000 40.000

E: Quali sono gli interventi da mettere in campo a suo giudizio?

30.000

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2006

2005

2003

2002

2001

E: L’efficienza energetica sembra essere l’unico strumento davvero in grado di ridurre i costi, consumare meno e

2000

CB: La vera sfida si chiama “cultura dell’energia”. Dobbiamo 20.000 partire dalle cose semplici, dai ragazzi, dalle scuole per 10.000 insegnare loro ad utilizzare al meglio l’energia, spiegando cos’è l’energia, come si produce, quali sono le misure che ne 0 rendono efficiente l’uso.

Elaborazione Legambiene su dati Terna

Elementi 35

Speciale sistemi efficienti di utenza

Obiettivi del meccanismo e ruolo del GSE di Luca Ventorino

Nel 1999 col decreto Bersani si introduceva, all’interno del più ampio progetto di liberalizzazione del mercato elettrico, il concetto di oneri sul consumo e in particolare sul consumo di energia elettrica non prelevata dalla rete pubblica ma proveniente da un impianto di produzione direttamente collegato all’utenza. Nel decreto legislativo n. 115/08 (modificato dal decreto legislativo n. 56/10) sono stati definiti gli elementi essenziali dei cosiddetti Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC), poi ripresi nella legge n. 99/09, nel decreto ministeriale 10 dicembre 2010 e nel decreto legislativo n. 93/11. A questo complesso quadro normativo è stata affiancata una altrettanto corposa regolazione da parte dell’Autorità che, dopo diversi documenti di consultazione, è giunta, con la Deliberazione 578/2013/R/eel e le successive Delibere 609 2014 R/eel e 612 2014 R/eel a definire la regolazione per i SSPC che sono stati trattati separatamente rispetto alle Reti elettriche tradizionali. Il 3 marzo 2015 il GSE ha pubblicato la notizia “Sistemi efficienti di utenza: pubblicate le Regole Applicative, è online il portale informatico per inviare le richieste di

Elementi 35

qualifica” chiudendo l’iter iniziato parecchi anni prima. In effetti partendo dalla riflessione secondo cui un SSPC dovrebbe consentire un’efficiente produzione e consumo di energia elettrica nel medesimo sito, la “regolazione” ha cercato, attraverso varie delibere, di disciplinare tutte le configurazioni realizzabili in modo poi da poter distinguere le casistiche alle quali applicare gli oneri generali di sistema e gli oneri di rete, da quelle a cui riconoscere l’esenzione tariffaria dai medesimi oneri. È bene in proposito ricordare che tali componenti tariffarie prima della Delibera 578/2013/R/eel erano sostenute dai clienti finali solo sulla energia elettrica prelevata dalla rete, e non anche sull’energia consumata e non prelevata dalla rete. Già da questa riflessione si arriva ad intravedere una controindicazione insita all’interno del cosiddetto fenomeno SEU, la cui “profittabilità” nel frattempo sta attirando l’attenzione di molti operatori. Risulta infatti abbastanza evidente che qualora i sistemi a cui riconoscere il beneficio tariffario crescano in larga misura, buona parte del consumo non sarà gravato dal pagamento degli

oneri di sistema. Pertanto, questa che si presenta come una opportunità per i Produttori di energia elettrica che mediante il riconoscimento della qualifica avranno accesso ad una sorta di incentivo implicito (o meglio: un mancato esborso), rappresenta invece un potenziale aggravio per i Clienti finali i quali andrebbero ad essere caricati dei suddetti oneri tariffari in quanto impossibilitati ad accedere all’esenzione prevista, non avendo un impianto di produzione. L’Autorità ha stimato che i consumi di impianti riconducibili ai SEU sono pari a circa 22 TWh, senza considerare le nuove realizzazioni e gli interventi su impianti esistenti realizzati allo scopo di aumentare l’autoconsumo rispetto alla cessione dell’energia elettrica prodotta direttamente alla rete pubblica. A questo punto è importante comprendere la ratio in base alla quale il governo lo scorso agosto ha modificato l’impostazione iniziale del meccanismo tariffario prevedendo: • il pagamento del 5% dei corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata dalla rete applicati

all’energia elettrica autoconsumata per i sistemi realizzati fino al 31/12/2014; • il pagamento di una quota che potrà essere oggetto di aggiornamento da parte del Ministero con cadenza biennale per i Sistemi realizzati a partire dal 1/1/2015 aggiornamenti senza effetto retroattivo); riservandosi la possibilità di porre un limite alla criticità intrinseca alla normativa stessa. Vediamo allora più in dettaglio cosa sono i SSPC. Si tratta di “sistemi caratterizzati dall’insieme dei sistemi elettrici, connessi direttamente o indirettamente alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di energia elettrica per la consegna alle unità di consumo che li costituiscono non si configura come attività di trasmissione e/o di distribuzione, ma come attività di auto approvvigionamento energetico. Tra questi l’Autorità ha distinto: a. i sistemi di autoproduzione (SAP); b. i sistemi efficienti di utenza (SEU); c. gli altri sistemi esistenti (ASE); d. i sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU).

> Elementi 35

Speciale sistemi efficienti di utenza

SSPC

A loro volta nell’ambito dei SAP è possibile distinguere: a. le cooperative storiche dotate di rete propria; b. i consorzi storici dotati di rete propria; c. gli altri sistemi di autoproduzione (ASAP)”

SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO (SSPC) COOPERATIVE STORICHE

CONSORZI STORICI

ALTRI SSPC (ASSPC)

TICOOP

SISTEMA EFFICIENTE DI UTENZA (SEU - DL 115/08)

SEE SEU - B

ALTRI SISTEMI DI AUTOPRODUZIONE (ASAP)

ALTRI SISTEMI ESISTENTI (ASE)

SEE SEU - C

L’Autorità ha attribuito al GSE il compito di qualificare i sistemi SEU e SEESEU comunicando a Terna oltre che ai Produttori e ai Clienti finali l’esito della qualifica e il periodo in cui al sistema verrà riconosciuto il beneficio tariffario previsto.

Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

SSPC

SISTEMA ESISTENTE EQUIVALENTE AI SISTEMI EFFICIENTI DI UTENZA (SEE SEU - DL 115/08)

SEE SEU - A

Cooperative e Consorzi storici con rete propria

Elementi 35

Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi efficienti di Utenza (SEESEU)

ASSPC

Altri Sistemi di Autoproduzione (ASAP)

Altri Sistemi Esistenti (ASE)

Oggetto di qualifica da parte del GSE

In generale “il sistema efficiente di utenza (SEU) è un sistema in cui uno o più impianti di produzione di energia elettrica, con potenza complessivamente non superiore a 20 MWe alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, gestiti dal medesimo produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato all’unità di consumo di un solo cliente finale e sono realizzati all’interno di un’area, senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei proprietari dei relativi impianti di produzione.”

Nella tabella di seguito vengono riepilogati per categoria di qualifica i vincoli che differenziano una tipologia di sistema da un’altra:

TIPOLOGIA

POTENZA MAX

OBBLIGO DI FER O CAR (*)

VINCOLI DI DATA

VINCOLI DI ASSETTO

SEESEU-A

Nessun limite

Non necessario

Autorizzazioni chieste entro il 4 luglio 2008 e otProduttore = cliente tenute entro il 31 dicembre 2013 1 cliente; 1 produttore (anche diverso); 1 unità di consumo; realizzati all'interno di un'area di proprietà o nella piena disponibilità del cliente

SEESEU-B

20 MW

Autorizzazioni chieste entro il 4 luglio 2008 e ottenute entro il 31 dicembre 2013

SEESEU - C Tipologia a termine, valida fino al 31 dicembre 2015.

Nessun limite

Non necessario

Autorizzazioni chieste entro il 4 luglio 2008. Entrata in esercizio entro il 31 dicembre 2013

1 o più clienti nello stesso gruppo societario; 1 o più produttori (anche diversi)

SEU

20 MW

Nessun limite

1 cliente; 1 produttore (anche diverso); 1 unità di consumo; realizzati all'interno di un'area di proprietà o nella piena disponibilità del cliente

ASAP

Nessun limite

Non necessario

Nessun limite

Consumo annuale almeno pari al 70% della propria produzione

ASE

Nessun limite

Non necessario

Entrata in esercizio entro il 31 dicembre 2013

Nessuno

(*) FER= Fonti rinnovabili ; CAR= cogenerazione ad alto rendimento per almeno la metà dell'energia alettrica

Cercando di semplificare, per quanto possibile la norma, tali sistemi possono essere così schematizzati:

private, tali che il prelievo complessivo di energia elettrica relativo al predetto insieme sia utilizzato per un singolo impiego o finalità produttiva. Su quest’ultimo elemento occorre fare qualche precisazione in quanto l’Autorità con la delibera 578/2013/R/eel ha spinto i Gestori di rete ad andare oltre l’ormai famoso confine della cabina di consegna portandoli piuttosto a “censire”, le attività produttive che insistono dietro un determinato punto di consegna. Nel caso infatti di un sito produttivo sviluppato su più unità immobiliari, l’UC è tale se ricorrono entrambe le condizioni:

Fonte AEEGSI In cui è più agevole identificare gli elementi essenziali che compongono il nucleo di un sistema SEU/SEESEU: • Il Collegamento privato che connette alla rete pubblica, oltre che tra loro, almeno un impianto di produzione e una Unità di Consumo; • l’Impianto di Produzione inteso come l’insieme delle apparecchiature destinate alla conversione dell’energia fornita da una qualsiasi fonte primaria in energia elettrica; • l’Unità di Consumo costituita dall’insieme di impianti per il consumo di energia elettrica connessi ad una rete pubblica, anche per il tramite di reti o linee elettriche

• sono unità immobiliari localizzate su particelle catastali contigue in un unico sito produttivo e nella piena disponibilità della medesima persona giuridica; • sono unità immobiliari utilizzate per attività produttive di beni e/o servizi destinate in via esclusiva alla realizzazione, in quello stesso sito, di un unico prodotto finale e/o servizio. Tali UC, definite all’ art. 23 del TISSPC (UC interne) nella disponibilità del medesimo cliente finale o di soggetti giuridici appartenenti al medesimo gruppo societario sono caratterizzate da: • unico contratto per la fornitura dell’energia elettrica (non differenziato fra le varie UC interne); • un Codice identificativo attribuito dal gestore della rete cui l’ASSPC è connesso Sulla carta sembra dunque tutto chiaro, ma le definizioni introdotte dalla disciplina in analisi devono trovare

> Elementi 35

Speciale sistemi efficienti di utenza applicazione nelle configurazioni reali che nel tempo sono andate a crearsi di pari passo alla realizzazione degli impianti di produzione. Configurazioni in cui oltre agli aspetti fisici dei sistemi di autoapprovvigionamento vanno considerati gli aspetti giuridici che legano Produttore e Cliente finale.

Le condizioni attuali del mercato elettrico sembrano infatti favorevoli affinché su questa energia autoconsumata, non gravata dai suddetti oneri per effetto della qualifica rilasciata dal GSE, possa convergere l’interesse sia del Produttore che del Cliente finale. Il primo potrebbe ricavarne un vantaggio economico rispetto alla cessione in rete dell’energia elettrica

CONDIZIONI TARIFFARIE PER L'ANNO 2014 COMPONENTI FISSE DI TRASPORTO

COMPONENTI VARIABILI DI TRASPORTO

COMPONENTI A E UC

TIPOLOGIA

Componenti A (parte fissa)

Componenti UC (parte fissa)

Componenti A (parte variabile)

SEU SEESEU-A SEESEU-B