Cogenerazione e incentivi

www.fire-italia.org Legislazione e incentivi per la cogenerazioneDario Di Santo, FIRE

Convegno CHP, nuova frontiera del risparmio energetico e della sostenibilità 25 novembre 2009, Milano

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La Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia è un’associazione tecnico-scientifica che promuove per statuto l’efficienza energetica in tutte le sue forme.

Oltre alle attività rivolte agli oltre 500 soci, la FIRE opera su incarico del Ministero dello Sviluppo Economico per gestire le nomine e promuovere il ruolo degli energy manager nominati ai sensi della Legge 10/91.

La Federazione collabora con le Istituzioni, la Pubblica Amministrazione e varie Associazioni per diffondere l’uso efficiente dell’energia ed opera a rete con gli operatori di settore e gli utenti finali per individuare e rimuovere le barriere di mercato e per promuovere buone pratiche.

Cos’è la FIRE

www.fire-italia.org www.secem.eu Rivista Gestione Energia

http://www.fire-italia.org




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Sviluppo, risorse e dipendenze

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

1900-2000: fabbisogno in fonti primarie x 10

1900-2000: crescita popolazione x 4

Elettrificazione dei consumi energetici: x 3

Dall’uomo agricolo a quello tecnologico: x 15

Dipendenza dall’estero: 85%

2000-2008 prezzo del greggio: x 5

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Un modello costoso che pochi si possono permettere…

… e che ha costi sociali di difficile valutazione…

I rischi del modello attuale

0

10000

20000

30000

40000

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Andamento bolletta energetica italiana

M€

Bolletta energetica Gas naturale Carbone PetrolioCosto del greggio

Fonti delle figure: Unesco, ENEA, FIRE

61 G€

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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I nuovi obiettivi dell’Unione

Il Consiglio Europeo ha lanciato nel 2007 – e apprvato nel 2009 – una nuova strategia per promuovere l’efficienza energetica, ponendo i seguenti obiettivi al 2020:

+20% per le rinnovabili (+10% nei trasporti); revisione ETS, -10% per le emissioni di gas serra extra-ETS, 120 gCO2 per le auto al 2012; l’introduzione del sequestro della CO2.

Obiettivo 2020Sarà presente un

forte sostegno per l’efficienza

energetica!

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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I nuovi obiettivi dell’Unione

INC

EN

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CE

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MA

ND

A

INDUSTRIA 2015

(impegno complessivo 200 ML!)

Promozione iniziative industriali su efficienza energetica e fonti rinnovabili

FONDI STRUTTURALI ENERGIA

(impegno complessivo 1.600 ML!)

Iniziative imprenditoriali nei settori dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili;

CERTIFICATI BIANCHI

CERTIFICATI VERDI

TARIFFA ONNICOMPRENSIVA

CONTO ENERGIA

Strumenti di incentivazioni al funzionamento

DETRAZIONI FISCALI (FINANZIARIA)

Detrazioni fiscali al 55% per interventi di riqualificazione energetica edifici, inverter, motori elettrici e frigoriferi ad alta efficienza.

STANDARD MINIMI OBBLIGATORI

CERTIFICAZIONE ENERGETICA EDIFICI

DIRETTIVA 2002/91/CE (d.lgs. 29-12-2006 n.311)

Attivazione della certificazione energetica degli edifici;

Incremento degli standard minimi di efficienza per gli edifici (involucro + impianti)

COGENERAZIONE ALTO RENDIMENTO


Definizione di cogenerazione ad alto rendimento;

Introduzione di procedure semplificate per la cogenerazione ad alto rendimento;

ECODESIGN PRODOTTI

DIRETTIVA 32/2005/CE (d.lgs. 6-11-2007, n.201)

Definizione di standard minimi e certificazioni più rigorose degli apparecchi e prodotti per gli usi finali dell’energia;

RICERCA DI SISTEMA

(210 ML! enti ricerca+ 54 ML! bando ricerca industrale)

Ricerca di base, ricerca industriale, sviluppo sperimentale su reti, nucleare, CCS, fonti rinnovabili, efficienza energetica

EFFICIENZA ENERGETICA: ELEMENTI DELLA STRATEGIA COMPLESSIVA

ACTION PLAN ITALIA

OBIETTIVO 2016: riduzione consumi

10,86 MTEP

SERVIZI ENERGETICI


Definizione dei servizi energetici e degli operatori (ESCO);

Efficienza energetica negli edifici pubblici;

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Investire in un sistema senza valori definiti

Costi Ricavi

Impianto

Allacciamento rete

Combustibile Impiantodi

produzioneAutorizzazioni

Esercizio (O&M)

Varie ed eventuali

Valorizzazione elettricità e calore

Incentivi

Immagine

I parametri da considerare:costo del combustibile (disponibilità);taglia e ore di funzionamento dell’impianto;tempistiche di realizzazione e oneri finanziari;evoluzione tecnologica e costi di capitale in un mercato in veloce sviluppo;concorrenti.

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Costi dei vettori energetici

Fonte: AEEG.

3. Struttura, prezzi e qualità nel settore gas

156

le infrastrutture la componente più rilevante è quella neces-

saria a coprire la distribuzione, la componente Cd incide

infatti per il 10% sul valore complessivo; l’incidenza della

componente a copertura dei costi di trasporto è pari al 4,6%,

mentre è pari all’1,3% l’incidenza della componente per lo

stoccaggio.

La tavola 3.29 mostra il valore della nuova accisa e delle ali-

quote IVA in vigore per l’anno 2008.

Dall’1 gennaio 2008 è entrata in vigore la riforma della tas-

sazione dei prodotti energetici (stabilita con il decreto legi-

slativo 2 febbraio 2007, n. 26) che ha recepito la Direttiva

europea 2003/96/CE, secondo la quale le accise sul gas natu-

rale sono ora calcolate in base ai consumi e non più in base

agli usi finali. Il decreto legislativo n. 26/07 ha infatti dispo-

sto la sostituzione dell’imposta sul consumo con aliquote di

accisa per il gas per combustione per usi civili, strutturate su

scaglioni progressivi di consumo annuo (fino a 120 m3; da

120 a 480 m3; da 480 a 1.560 m3; oltre 1.560 m3), eliminan-

do i precedenti riferimenti alle tariffe T1, T2, T3 e T4, la cui

applicazione era stabilita in base all’impiego del gas (rispet-

tivamente: tariffa per l’uso cottura cibi e produzione di acqua

calda; per riscaldamento individuale; per riscaldamento cen-

tralizzato, usi artigianali o commerciali; per usi industriali). Il

decreto ha inoltre rivisto l’aliquota IVA che seguiva l’analogo

schema: l’aliquota ridotta del 10%, prima riservata unica-

mente agli usi di cottura cibi e produzione di acqua calda, è

ora applicabile a tutti gli usi per i primi 480 m3 di consumo

annui.

Il decreto legislativo n. 26/07, che ha definito l’entrata in vigo-

re della nuova tassazione anche degli altri prodotti energetici

e dell’elettricità fin dal 1° giugno 2007, ha rimandato al 1°

gennaio 2008 l’attuazione dell’art. 2, relativo alle aliquote di

accisa e di imposta sul valore aggiunto del gas naturale per

combustione per usi civili per consentire gli opportuni adegua-

menti dei sistemi informativi di fatturazione delle imprese di

vendita.

I valori delle aliquote di accisa descritti nella tavola 3.38, tut-

tavia, non sono quelli stabiliti dal decreto legislativo n. 26/07,

bensì quelli stabiliti dal decreto del Ministero dell’economia e

delle finanze del 13 febbraio 2008 che li ha ridotti, a decorre-

re dal 1° gennaio 2008 (e dunque con effetto retroattivo) avvi-

cinandoli a quelli delle aliquote di accisa sul gas naturale

destinato alla combustione per usi civili consumato nei terri-

tori di cui all’art. 1 del Testo unico delle leggi sugli interventi

nel Mezzogiorno. Ciò in funzione del completamento progres-

sivo del processo di armonizzazione e di riavvicinamento delle

aliquote di accisa applicate al gas naturale nelle diverse zone

geografiche del paese.

Imposte39,3%

Costo materia prima36,1%

Commercializzazioneall’ingrosso

4,8%

Commercializzazioneal dettaglio

3,9%

Stoccaggio1,3%

Trasporto4,6%

Distribuzione10,0%

Costi infrastrutture

15,9%

Composizione percentualedel prezzo mediodi riferimento del gasnaturale al 1° aprile 2008Valore medio nazionale delle condizioni economiche difornitura per consumi domesticiinferiori a 200.000 m3 annui;valori percentuali

FIG. 3.11

Gas

2. Struttura, prezzi e qualità nel settore elettrico

97

All’1 aprile 2008 il prezzo medio dell’energia elettrica al netto

delle imposte per la clientela in regime di maggior tutela è

pari a 16,63 c!/kWh. La componente a copertura dei costi

fissi di trasmissione, distribuzione e misura (incluse le com-

ponenti tariffarie UC3 e UC6 in quanto attinenti alla perequa-

zione dei costi di trasmissione e distribuzione e ai recuperi di

continuità del servizio) incide per il 21% sul prezzo netto

complessivo. Nel secondo trimestre 2006 tale componente

sarebbe stata pari al 27%.

Le componenti a copertura dei costi di approvvigionamento

dell’energia elettrica ad aprile 2008 rappresentano il 65% del

prezzo netto mentre la loro incidenza nel secondo trimestre

2006 sarebbe stata pari al 62%. Tali componenti comprendono

anche le seguenti voci:

• la componente UC1 relativa alla copertura degli squilibri

del sistema di perequazione dei costi di approvvigionamen-

to dell’energia elettrica destinata ai clienti del mercato vin-

colato e pari a 0,441 c!/kWh;

• la componente PPE, in vigore dall’1 gennaio 2008 ma non

ancora attivata, destinata al finanziamento degli squilibri

del sistema di perequazione dei costi di acquisto e dispac-

ciamento dell’energia elettrica destinata ai clienti in mag-

gior tutela;

• i corrispettivi che nel regime di definizione delle componenti

tariffarie del mercato vincolato erano esplicitati attraverso,

rispettivamente, la componente UC5 (differenza tra perdite

effettive e perdite standard nelle reti) e gli elementi CD (remu-

nerazione della disponibilità di capacità produttiva) e INT

(remunerazione del servizio di interrompibilità) e che sono stati

inglobati in un unico elemento (l’elemento PD) a copertura dei

costi di dispacciamento, a partire dal terzo trimestre 2007.

La componente a copertura dei costi di commercializzazione

della vendita ad aprile 2008 è pari a 0,54 c!/kWh e pesa per

circa il 3% sul prezzo totale mentre la sua incidenza nell’apri-

le del 2006 sarebbe stata del tutto marginale (0,3%).

Nel secondo trimestre 2008 gli oneri generali di sistema (inclu-

se le componenti UC4, relativa alle integrazioni tariffarie, e

MCT, per le misure di compensazione territoriale) ammontano

in media, per i clienti in regime di maggior tutela, a 1,80

c!/kWh e incidono sul prezzo complessivo al netto delle impo-

ste per il 10,8%, in linea con la percentuale che avrebbero regi-

strato nell’aprile 2006.

(A) I costi di produzione comprendono il costo del combustibile, i costi fissi di generazione, il costo del dispacciamento, la remu-nerazione della capacità produttiva e del servizio di interrompibilità e le componenti UC1, UC5 e PPE.

(B) Gli oneri di sistema includono tutte le componenti A, la componente UC4 e la componente MCT.

Costi di produzione(A)

65%

Oneri di sistema(B)

11%

Trasmissione2%

Distribuzione(incluse UC3 e UC6)

16%

Misura3%

Costo di commercializzazionedella vendita

3%

Costi diinfrastrutture

21%

Composizione percentualedelle condizionieconomiche medie dimaggior tutela al nettodelle imposte al1° aprile 2008

FIG. 2.42

Elettricità

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

Il primo passo è l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto, che in genere passa per autorizzazione unica, anche se per la microcogenerazione dovrebbe bastare la DIA (legge 99/2009). Ogni ente applica però criteri e tempistiche proprie, spesso non in linea con le previsioni legislative.

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Autorizzazione all’esercizio

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia

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Tabella 3 Sintesi iter autorizzativo per impianto di micro cogenerazione [4]

ENTI COINVOLTI

Progettazione/installazione

AEEG, GSE, Gestore rete elettrica, UTF,

ISPESL, VVF., ASL/Ispettorato del Lavoro,

Regione, Provincia, Comune, Fornitore gas

naturale

Collaudo e Avviamento

GSE, VVF., C.P.I., ISPESL, Provincia

Esercizio e gestione

AEEG, GSE, Gestore rete elettrica, UTF,

ISPESL, VVF., ASL/Ispettorato del Lavoro,

Fornitore gas naturale

Di seguito viene riportato uno schema di riferimento dell’iter autorizzativo relativo ad impianti di

piccola generazione alimentati a gas naturale.

Fase 1: autorizzazioni alla costruzione

1) Adempimenti per attività di cantiere

Comune/ASL/Direzione provinciale del Lavoro

a) Nei cantieri in cui è prevista la presenza di più imprese, anche non contemporanea, il

committente o il responsabile dei lavori, contestualmente all'affidamento dell'incarico di

progettazione, designa il coordinatore per la progettazione in ognuno dei seguenti casi:

- nei cantieri la cui entità presunta è pari o superiore a 200 uomini-giorno;

- nei cantieri i cui lavori comportano i rischi particolari elencati nell'allegato II (al D.Lgs.

494/96)

b) Durante la progettazione dell'opera e comunque prima della richiesta di presentazione delle

offerte, il coordinatore per la progettazione:

- redige il piano di sicurezza e di coordinamento;

- predispone un fascicolo contenente le informazioni utili ai fini della prevenzione e della

protezione dai rischi cui sono esposti i lavoratori. Il fascicolo non è predisposto nel caso di

lavori di manutenzione ordinaria (vedi DPR 380/01).

I costi di connessione sono definiti dall’AEEG, ma le sorprese non mancano, sia in quanto a richieste, sia in merito alle tempistiche.

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Allacciamento alla rete

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia

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1.4. Connessione alla rete

Figura 3 Connessione alla rete (Fonte AEEG)

Sulla base del principio di libero accesso alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi da

parte dei clienti finali, in accordo con le disposizioni del D.Lgs. 79/99, l’AEEG ha stabilito che è

necessario uniformare quanto più possibile le regole tecniche di connessione alle reti stesse. In tal

senso, con la delibera ARG/elt 33/08, si riconosce come regola tecnica di riferimento la norma del

Comitato Elettrotecnico Italiano CEI 0-16, che è integralmente pubblicata nell'allegato A e si

determinano i criteri applicativi della regola tecnica stessa (allegato B). Inoltre si stabiliscono le

modalità per la presentazione della dichiarazione di adeguatezza come attestazione dei requisiti

tecnici relativa ai clienti connessi in media tensione (allegato C).

La regola tecnica di connessione (RTC) viene pubblicata da ciascuna impresa distributrice ed è

valida a partire dal 1 settembre 2008; può coincidere con la regola tecnica di riferimento o variare,

con modifiche approvate dall’Autorità, o prevedere adattamenti quando i livelli di tensione nominale

tra le fasi non sono quelli previsti dalla Norma.

Dal 2011 dovranno essere rispettate le condizioni seguenti.

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Alto rendimento

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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13

Le condizioni di ritiro dell’energia elettrica sono state fissate dalla delibera 280/07, che modifica la precedente delibera 34/05.

Le nuove regole investono sia la cogenerazione ad altro rendimento, sia le fonti rinnovabili, e si applicano a tutta l’energia prodotta ed immessa in rete.

Le principali caratteristiche della delibera 280/07 sono: ritiro da parte del GSE in seguito alla stipula di una convenzione

a titolo oneroso (0,5% energia ritirata fino ad un massimo di 3.500 €);

trasporto e dispacciamento gestite dal GSE, a titolo oneroso; prezzi collegati a quelli di borsa; esclusione dalla disciplina degli sbilanciamenti per gli impianti

non programmabili; comunicazione dei diagrammi orari di immissione facoltativa per

impianti programmabili < 1 MWe e non programmabili < 10 MWe.

Vendita del surplus elettrico

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

All’articolo 3 sono definite le condizioni contrattuali e le agevolazioni sul regime di dispacciamento.

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14

Per impiant i da fonti rinnovabili fino a 1 MW, ai p r i m i 2 G W h r i t i r a t i s o n o riconosciuti dai 136 ai 78 €/MWh per scaglioni (delibera ARG/elt 109/08).

Prezzi medi mensili per fascia oraria e zona di mercato

(articolo 13.4, “Allegato A”, deliberazione AEEG 280/07)

Mese di ottobre 2008 Il prezzo medio mensile ed il prezzo unico mensile per fascia oraria e zona di mercato (!/MWh) è riportato nella seguente tabella:

Fascia F1 F2 F3 Media:

Prezzo Medio 124,17 108,10 67,56 99,94


Prezzo Medio 125,01 108,24 67,90 100,38


Prezzo Medio 126,69 108,85 67,77 101,10


Prezzo Medio 126,10 109,52 67,22 100,95


Prezzo Medio 125,09 106,60 67,78 99,82


Prezzo Medio 127,32 112,99 73,57 104,63


Prezzo Medio 158,95 149,40 75,71 128,02


Prezzo Medio 123,77 108,18 67,22 99,72

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Polo di Brindisi

Zona Calabria

Zona Centro Nord

Zona Sud

Zona Centro Sud

Zona Nord

Zona Sardegna

Zona Sicilia

Il prezzo medio mensile è calcolato come media, per ciascuna fascia oraria1, dei prezzi zonali orari

ponderata sulle quantità di energia complessivamente vendute in ogni relativo punto di dispacciamento gestito dal GSE. I prezzi unici mensili sono calcolati come media, per ciascun mese, dei prezzi zonali orari ponderata sulle quantità di energia complessivamente vendute in ogni relativo punto di dispacciamento gestito dal GSE.

1 Fasce orarie definite dalla deliberazione AEEG 181/06:

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

lunedì-venerdì F2 F3

sabato F3

domenica/festivi F3

F3

F3 F2

F1 F2



Mese di ottobre 2008 Il prezzo medio mensile ed il prezzo unico mensile per fascia oraria e zona di mercato (!/MWh) è riportato nella seguente tabella:


Prezzo Medio 124,17 108,10 67,56 99,94


Prezzo Medio 125,01 108,24 67,90 100,38


Prezzo Medio 126,69 108,85 67,77 101,10


Prezzo Medio 126,10 109,52 67,22 100,95


Prezzo Medio 125,09 106,60 67,78 99,82


Prezzo Medio 127,32 112,99 73,57 104,63


Prezzo Medio 158,95 149,40 75,71 128,02


Prezzo Medio 123,77 108,18 67,22 99,72

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Polo di Brindisi

Zona Calabria

Zona Centro Nord

Zona Sud

Zona Centro Sud

Zona Nord

Zona Sardegna

Zona Sicilia


ponderata sulle quantità di energia complessivamente vendute in ogni relativo punto di dispacciamento gestito dal GSE. I prezzi unici mensili sono calcolati come media, per ciascun mese, dei prezzi zonali orari ponderata sulle quantità di energia complessivamente vendute in ogni relativo punto di dispacciamento gestito dal GSE.


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23


sabato F3

domenica/festivi F3

F3

F3 F2

F1 F2



Mese di febbraio 2008 Il prezzo medio mensile ed il prezzo unico mensile per fascia oraria e zona di mercato (!/MWh) è riportato nella seguente tabella:


Prezzo Medio 107,32 92,66 58,22 86,07


Prezzo Medio 107,53 92,86 57,79 86,06


Prezzo Medio 107,60 93,12 58,33 86,35


Prezzo Medio 109,18 95,28 57,47 87,31


Prezzo Medio 99,52 85,39 57,88 80,93


Prezzo Medio 106,49 92,69 56,97 85,38


Prezzo Medio 129,37 128,90 58,62 105,63


Prezzo Medio 106,82 92,71 57,82 85,78

Zona Nord

Zona Sardegna

Zona Sicilia

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Polo di Brindisi

Zona Calabria

Zona Centro Nord

Zona Centro Sud

Zona Sud


ponderata sulle quantità di energia complessivamente vendute in ogni relativo punto di dispacciamento gestito dal GSE I prezzi unici mensili sono calcolati come media, per ciascun mese, dei prezzi zonali orari ponderata sulle quantità di energia complessivamente vendute in ogni relativo punto di dispacciamento gestito dal GSE.


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23


sabato F3

domenica/festivi F3

F3

F3 F2

F1 F2

Vendita del surplus elettrico

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Fonte AEEG.

15

Scambio sul posto

Prelevata

Immessa

Venditore

OPROn. energia On. T&D On. A e UC On. MCT

Distributore

Utente SSP

Miusre ee imm/prelev.Tariffe e oneri MCT

OE

CEi

CEi

CEi

Caso 1

Caso 2

Compensazione =

C (S) + CEi

Compensazione =

C (S) + OE

CREDITO/Compensazione

Compensazione C(S)

Onere Energia

CUS* EE scambiata

Fonte AEEG.

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Fonte AEEG.

16

Scambio sul posto

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Fonte AEEG.

17

Scambio sul posto

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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18

Il gas è gravato da tre imposte sul consumo, distinte in base all’utilizzo: l’imposta sul consumo, l’addizionale regionale e l’IVA.

Attualmente le prime due voci si aggirano sugli 1,8 c€/m3 per gli usi industriali ed assimilati (teleriscaldamento, alberghi, esercizi della ristorazione, impianti sportivi, etc), e sui 20,0 c€/m3 per gli usi civili diversi dalla cottura cibi e dal riscaldamento individuale.

L’aliquota IVA è al 20%, salvo l’uso domestico e alcuni usi particolari (imprese estrattive, agricole, manifatturiere, grossisti, produzione energia).

Agevolazione fiscale

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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19

Sul gas naturale consumato per la cogenerazione si segue una procedura particolare (Legge 448/98 e delibera 16/98 dell'Autorità).

Per 0,250 m3/kWh elettrico prodotto è dovuta l’imposta per la generazione elettrica (attualmente di 0,04493 c€/m3), ridotta al 30% sulla quota di autoconsumo.

Per i restanti metri cubi necessari alla produzione di 1 kWh elettrico è dovuta l'imposta base dell'utenza considerata (usi industriali e assimilati* o civili).

Con lo stesso criterio si usufruisce dell’IVA al 10% sul gas naturale usato per la produzione di energia elettrica (DPR 633/72, parte III, tabella A, comma 103, come modificato da Legge 250/03, articolo2, comma 40).

* vedere al proposito la lettera 21 giugno 2002 dell’Agenzia delle Dogane, che assimila al teleriscaldamento anche gli impianti asserviti ad una sola utenza, purché gestiti in un’ottica di servizio.


Energia

Cogenerazione

Considerazioni

http://www.autorita.energia.it/docs/98/16-98.htm

http://www.autorita.energia.it/docs/98/16-98.htm

Quanti sono i m3 di gas che godono dell’agevolazione in funzione del rendimento elettrico dell’impianto:

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20


Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Certificati bianchi: schema ESCO o distributore

21

Tariffe Utente

Società del distributore o ESCO

Risparmio da Rete

220-630 €/tep*

300-800 €/tep

88,92 €/tep

Distributore 60-90 €/tep nel 2008

* Ipotesi di contratto a risparmi condivisi

1 tep corrisponde a: 980 kg di gasolio,

1.300 m3 di gas naturale

5.350 kWh elettrici

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Certificati bianchi: schema utente finale

22

Tariffe

Utente con energy manager

Risparmio da Rete

300-800 €/tep

88,92 €/tep

Distributore

60-90 €/tep nel 2008

1 tep corrisponde a: 980 kg di gasolio,

1.300 m3 di gas naturale

5.350 kWh elettrici

Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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Certificati bianchi: i risultati

23

Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas

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Energia

Cogenerazione

Considerazioni

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24Fonte: AEEG.


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2005 2006 2007 2008Distributori elettrici obbligati 9,1% 6,1% 11,4% 9,8%Distributori gas obbligati 23,8% 9,4% 10,1% 8,4%Distributori non obbligati 2,5% 12,2% 1,9% 1,0%!"#$%&'()$(!%*+$,$(-.%*/%&$#$(0!!-1 64,6% 72,3% 76,6% 80,8%!"##$%%&'(")'*)$+#,'-.).#$+'/!*-0 - - - 0,1%TOTALE 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

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Cogenerazione

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25

Elaborazioni FIRE dati AEEG e GME, AEEG.

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26

Fonte: AEEG.

Autorità per l'energia elettrica e il gas 13

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Mercato degli scambi bilaterali

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100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

apr-0

8

mag-08

giu-08

lug-08

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Volume tipoI Volume tipoII Volume tipoIII

Prezzo tipoI Prezzo tipoII Prezzo tipoIII


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Energia

Cogenerazione

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27

Elaborazioni FIRE dati AEEG e GME, AEEG.

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28

Fonte: GME. Tipologia Emessi anno 2009Tipo I 1.807.277 Tipo II 516.605 Tipo III 102.980 Totale 2.426.862

Tipologia Totale emessi da 2006 Tipo I 3.797.336 Tipo II 1.011.252 Tipo III 218.174 Totale 5.026.762

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Totale 2.426.862 Totale 5.026.762

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Anno Obbligo Obbligo Obbligo Obbligo Elettricità Gas Totale Cumulato

2005 97.854 58.057 155.911 155.911 2006 191.949 117.062 309.011 464.922 2007 385.558 247.824 633.382 1.098.304 2008 1.200.000 1.000.000 2.200.000 3.298.304 2009 1.800.000 1.400.000 3.200.000 6.498.304

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OBIETTIVI CUMULATI RISPARMIO VS TEE EMESSIsituazione al 19/10/09

6.000.000

7.000.000

(*) Il numero di TEE emessi non tiene conto delle prossime emissioni relative a progetti già presentati, icui risparmi devono ancora essere realizzati (emissioni trimestrali).

(**) L’obbligo cumulato potrebbe subire un’eventuale maggiorazione derivante dall’eccesso di titoli inpossesso di Esco e società con energy manager al 1 giugno 2009

1.098.304(obiettivi 2005-2007)

5.026.762 2.200.000(obiettvo 2008)

3.200.000(obiettivo 2009)

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

TEE emessi (*) Obiettivi (**)

num

ero

TEE

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29

Fonte: AEEG.


Abbondanza relativa di TEE emessi rispetto all'incremento degli obiettivi

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

nel 2005 nel 2006 nel 2007 nel 2008

TEE

/ tep

0%50%100%150%200%250%300%350%400%450%

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TEE emessi nell'annoincremento obiettiviTEE/incremento obiettivi


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!Previsioni relative all’ammontare di titoli che si renderanno disponibili per adempiere agli obblighi fissati per gli anni 2009 e 2010 (in base ai progetti presentati al 31/5/09):

!In base a dati forniti dal GME al 19/10/09 sono stati complessivamente emessi 5.026.672 TEE che corrispondono a 1,7 milioni di TEE disponibili per adempiere agli obiettivi 2009.

!Nuove previsioni (in base ai progetti presentati al 22/10/09):

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Certificati bianchi: le schede

30

<- dal 1 luglio 2009



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31






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32

Schede approvate - delibera AEEG 70/05

Numero scheda

Tecnologia UnitàUnità per tep

min max

16 regolazione in frequenza motori per sistemi di pompaggio n.a. n.a. n.a.

17 regolatori di flusso per illuminazione pubblica 1 kW 4 12

18 lampade a vapori di mercurio -> lampade a vapori di sodio AP 1 lampada 4 27

19 condizionatori ad aria esterna < 12kWf 1 kWf 222 500

20 isolamento pareti e coperture per raffrescamento 1 m2 1.000 3.333

Schede approvate - delibera AEEG 177/05

Numero scheda

Tecnologia UnitàUnità per tep

min max

21 cogenerazione per climatizzazione civile n.a. n.a.

22 teleriscaldamento per climatizzazione civile n.a. n.a.

N.B. Gli intervalli presenti nella quarta colonna sono dovuti alla variazione del risparmio con parametri diversi per ogni intervento (fascia climatica di appartenenza (A-F), insolazione, tipologia della tecnologia, caratteristiche dell'installazione, etc).

<- ricorso al TAR da luglio 2006

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Certificati bianchi: il meccanismo funziona?

33

Tecnologia (prezzo TEE: 80 €) Scheda Unità Risparmiotep/unità/anno

€/unità(totale attualizzato

su 5 anni, 5%)

Caldaia a 4 stelle unifamigl. ACS 3 caldaia 0,037-0,105 13-36

Solare Termico integrazione gas 8 m2 0,061-0,134 21-46

Pompe di calore COP 4 15 appartam. 0,011-0,257 7-75

Condizionatore < 12 kWf 19 kWf 0,002-0,005 1-2

Cogenerazione 21 500 kWe

5.000 ore

200-300 60.000-100.000

Sono stati raggiunti i risultati attesi?Capacità di promuovere investimenti nel settore dell’efficienza. Sì per lampadine e riduttori di flusso.Capacità di portare ad una riduzione dei prezzi di mercato. Sì per lampadine e riduttori di flusso.Capacità di promuovere un mercato delle ESPCO e delle ESCO. Qualcosa di muove, ma è presto per dirlo.Capacità di supportare il sistema nel raggiungimento degli obiettivi del 20-20-20. Molti interventi non transitano per i certificati bianchi.Capacità di garantire il raggiungimento dei risultati al minor costo per il sistema. Seri dubbi che sia così.

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34

Vendita a clienti idonei, autoconsumo o cessione come eccedenza

MWh

€/MWh

€/MWh

Mercato GME

Contrattazione bilaterale fra

operatori

Soggetto con obbligo del 3,8% (2007) da rinnovabili sulle immissioni in rete non

coperto da propri impianti

produttori rete

Mercato dei Certificati Verdi

Immissione in rete (o autoconsumo)

Certificati verdi

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35

Certificati verdiCertificati verdi

Energia

Cogenerazione

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Fonte: GSE, Bollettino Certificati Verdi 2008

36

Certificati verdi: domanda

Energia

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37

Certificati verdi: offerta

Energia

Cogenerazione

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38


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39


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40

Immissione in rete (obbligatoria)

MWh

€/MWh

produttori rete

La tariffa onnicomprensiva (comprende la vendita dell’energia , di durata pari a 15 anni, attivabile su richiesta del produttore, con corrispettivi rivedibili ogni 3 anni, è stato introdotto dall’art. 2 c. 145 Legge 244/07, e per le biomasse dall’art. 26 bis della Legge 227/07.

Tariffa omnicomprensiva

Tariffa omnicomprensiva

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41

Fondo Kyoto

Il D.M. 25 novembre 2008 ha attivato il fondo di rotazione volto a erogare finanziamenti a tasso agevolato per le seguenti soluzioni:

microcogenerazione diffusa (25 M€);fonti rinnovabili di piccola taglia (10 M€);motori elettrici sopra i 90 kWe (15 M€);usi finali (involucro edilizio, teleriscaldamento con CHP fino a 500 kWe, pompe di calore a bassa entalpia, CHP fino a 5 MWe, 130 M€);protossido di azoto (5 M€);ricerca (5 M€);gestione forestale sostenibile (10 M€).

Possono beneficiare del finanziamento, a seconda della misura considerata, le persone fisiche, le persone giuridiche private, le imprese, i condomini (con almeno 10 unita abitative) e la P.A.

I finanziamenti coprono il 75% dei costi massimi ammissibili (il 90% per la P.A.) e assumono la forma di prestiti di scopo, di durata non inferiore a 3 anni e non superiore a 6, a rate semestrali, costanti, posticipate, con applicazione di un tasso fisso determinato dal MEF.

Il bando si può scaricare da: www.minambiente.it/index.php?id_sezione=3017

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Programma nell'ambito dell'obiettivo Convergenza, co-finanziato dal Fondo europeo di sviluppo regionale (FESR).

Dotazione complessiva di circa 1,6 G€.

L'obiettivo generale del programma è quello di accrescere la quantità di fonti energetiche rinnovabili nell'ambito dei consumi energetici ed assicurare una maggiore efficienza energetica.

Priorità 1: Produzione energetica da fonti energetiche rinnovabili (circa 48,5% del finanziamento complessivo).

Priorità 2: Risparmio energetico e ottimizzazione del sistema energetico (circa il 47,5% del finanziamento complessivo).

Priorità 3: Assistenza tecnica (circa 4,0% del finanziamento complessivo).

POIN: programma operativo multiregione 2007-2013

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Programma Industria 2015

Il programma Industria 2015 mira a creare e rafforzare l’industria di settore, in modo da garantire per le nostre imprese la possibilità di competere in un mercato globale che sarà centrale. Relativamente al Pacchetto Efficienza Energetica sono stati presentati 92 progetti.

Le imprese complessivamente coinvolte delle proposte, alcune delle quali in più progetti, sono 474 di cui:

142 grandi66 medie118 piccole138 microimprese10 imprese straniere

Gli organismi di ricerca sono 375.

L’importo complessivo dei progetti presentati ammonta a 1.690 M€ di cui:

1.081 riferiti alle Aree tecnologiche ad alto potenziale innovativo609 alle Aree tecnologiche ad alto potenziale applicativo.

Sul sito www.industria2015.ipi.it sono disponibili informazioni sui progetti selezionati per l’accesso ai fondi. Sono stati ammessi ad inizio 2009 trenta progetti per 200 M€ di cofinanziamento.

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Consideriamo le “agevolazioni” previste per un impianto di cogenerazione e inseriamole nello schema precedente:

l’agevolazione fiscale sul gas vale fino a 50 €/MWh per gli usi civili e fino a 5 €/MWh per gli usi industriali e assimilati;i certificati bianchi valgono circa 16 €/MWh per 5 anni (previsto allungamento a 10 anni dalla legge 99/2009, mentre il D.Lgs. 20/2007 prevedeva un potenziamento) nel settore civile, mentre nel settore industriale il contributo può essere inferiore (baseline di riferimento); Chi l’ha visto?

lo scambio sul posto, disponibile fino a 200 kW, vale da 10 a 30 €/MWh, a seconda che sia a fonti fossili o a fonti rinnovabili; Ritardi.

il fondo Kyoto del D.M. 25 novembre 2008; Chi l’ha visto?

semplificazione delle procedure autorizzative; Chi l’ha visto?

agevolazioni sui costi di rete; Meglio le RIU delle SEU!!!

priorità al dispacciamento. Sempre che ci si allacci alla rete e per quanto ancora?

Chi l’ha visto?Chi l’ha visto?Chi l’ha visto?Chi l’ha visto?Chi l’ha visto?Chi l’ha visto?

Alzi la mano chi vuole investire!!!

Investire in un sistema senza valori definiti

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Considerazioni finali

Per fortuna di impianti se ne realizzano. Per sviluppare il mercato occorrono però obiettivi di medio-lungo termine e chiarezza di intenti:

è inutile introdurre incentivi se non si modificano le regole del gioco in accordo con essi (autorizzazioni, procedure, etc);è fondamentale lanciare campagne di informazione, formazione e sviluppo dell’imprenditoria insieme agli incentivi, altrimenti non si crea un’industria nazionale e si peggiora la bilancia dei pagamenti (perché si importa e perché la forte domanda aumenta i prezzi);è importante investire nel monitoraggio e nelle risorse per la gestione dei meccanismi, che devono poter essere aggiustati (non stravolti) in tempi brevi; fra le risorse da considerare vi sono i costi collegati alle strutture di gestione, che devono essere adeguate;i primi incentivi in termini di importanza ed efficacia sono la coerenza e la “certezza” delle regole;è difficile ottenere buoni risultati agendo a casaccio, per quanto animati da buone intenzioni, bensì è essenziale collegare la volontà politica con le capacità e le conoscenze tecniche.

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